Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 20 из 29)
в 2002 году – 8 скважин (блоки 10, 9, 13, 26, 29, 30); в 2003 году – 20 скважин (блоки 4,5,7,10,15,16,18,19,21,22,23,25,26,27; в 2004 году – 22 скважины (блоки 1,5,8,11,12,13,14,15,17,18,19,22, 23,25,29,30,31);
Таким образом, на текущий момент на месторождении сформирована проектная, блочно-замкнутая система заводнения с элементами очагового
заводнения в центре блоков.
Максимальные по площади зоны пониженных пластовых давлений по состоянию на 1.01.2003 года отмечались в блоках №№ 15,19,23. Это в свою очередь связано с рядом факторов:
Во-первых, в данных блоках даже по состоянию на 1.01.2005 года отмечается невысокая текущая и накопленная компенсация (во всех блоках накопленная компенсация не превышает 85-99 %), при значениях текущей компенсации 103-104% (табл.4.7).
Во-вторых, практически все блоки приурочены к восточному краю Хохряковского месторождения, которая в свою очередь характеризуется пониженными ФЕС (рис. 2.2).
Кроме того, блоки №№ 23,19,15 являются максимальными по площади (более 6 км2, при среднем значении площади блока - 4,3 км2)(табл. 4.7), что в условиях ухудшенных ФЕС негативно сказывается на их энергетическом состоянии.
Максимальное количество «очаговых» скважин переведено под закачку именно на этих блоках (блоки №№ 15, 19 - 4 скважины, блок № 23 – 3 скважины). Результатом усиления системы ППД за счет применения очагового заводнения за два года (2003- 2004 гг.) стало значительное сокращение по площади зон пониженных давлений (выделены желтым цветом на рис. 4.23-4.24). Кроме того, была проанализирована динамика основных показателей работы этих блоков (таблице 4.8).
Рис. 4.23. Выкопировка из карты изобар
(1.01.2003 г). Хохряковское
Рис.4.24. Выкопировка из карты изобар (1.01.2005 г). Хохряковское месторождение.
Таблица 4.8
Динамика основных показателей блоков №№ 15,19,23 в период 1999-
2004 гг.
 | | | | | | | | | |
| 15 блок 1999 | 261 | 222 | 737 | 18 | 6 | 15,7 | 18,5 | 15,2 | 129,0 |
| 2000 | 334 | 297 | 696 | 19 | 7 | 17,3 | 19,4 | 11,2 | 128,1 |
| 2001 | 322 | 260 | 885 | 22 | 6 | 13,6 | 16,8 | 19,1 | 141,5 |
| 2002 | 262 | 194 | 907 | 12 | 9 | 11,3 | 15,2 | 26,0 | 123,7 |
| 2003 | 533 | 425 | 1417 | 14 | 13 | 39,2 | 49,2 | 20,3 | 123,3 |
| 2004 | 587 | 378 | 1572 | 14 | 14 | 28,7 | 44,6 | 35,7 | 123,7 |
| 19 блок 1999 | 72 | 66 | 577 | 7 | 6 | 9,5 | 10,4 | 8,5 | 124,3 |
| 2000 | 142 | 117 | 329 | 11 | 6 | 15,2 | 18,4 | 17,6 | 61,1 |
| 2001 | 511 | 444 | 447 | 23 | 9 | 23,9 | 27,5 | 13,1 | 79,7 |
| 2002 | 539 | 417 | 1039 | 19 | 10 | 20,5 | 26,5 | 22,6 | 97,2 |
| 2003 | 585 | 436 | 1254 | 17 | 14 | 28,2 | 37,9 | 25,4 | 104,9 |
| 2004 | 819 | 599 | 1549 | 17 | 17 | 37,9 | 51,9 | 26,9 | 104,8 |
| 23 блок 1999 | 245 | 229 | 604 | 17 | 6 | 13,7 | 14,7 | 6,4 | 121,9 |
| 2000 | 280 | 246 | 454 | 22 | 6 | 14,2 | 16,1 | 11,9 | 90,4 |
| 2001 | 518 | 435 | 437 | 25 | 6 | 18,8 | 22,4 | 16,1 | 92,2 |
| 2002 | 398 | 299 | 872 | 19 | 11 | 14,7 | 19,5 | 24,9 | 84,3 |
| 2003 | 424 | 336 | 1224 | 15 | 15 | 27,9 | 35,2 | 20,7 | 95,0 |
| 2004 | 769 | 572 | 1421 | 17 | 16 | 36,4 | 49,0 | 25,6 | 93,5 |
За последние три года (2002-2004 г.г.) среднесуточная добыча жидкости за счет проводимых ГТМ по блоку № 19 возросла с 539 т/сут (01.2002 г.) до 819 т/сут (12.2004г.), увеличившись более чем на 60% , при этом среднесуточная добыча нефти так же увеличилась с 417 до 599 т/сут. В то же время, среднесуточная закачка по блоку за этот же период увеличилась
3 3 с 1039 м /сут до 1549 м /сут. Следует отметить, что увеличение закачки произошло в основном за счет применения очагового заводнения. Так среднесуточная закачка по скважинам (№№ 242,243,897,3029), переведенным под закачку внутри блока в течение 2003-2004 гг., составила в декабре 2004 года – 664 м3/сут, что сопоставимо с увеличением среднесуточной закачки в целом по блоку. Соотношение добывающих и нагнетательных действующих скважин в блоке за последние два года снизилось с 1,9 : 1 до 1 : 1. Применение очагового заводнения повлияло на сокращение площади зоны пониженных давлений (Рпл.< 19 МПа) (рис. 4.23-4.24.).
Аналогичная динамика в добыче происходила по 15 и 23 блокам. По всем трем блокам отмечается значительное увеличение добычи жидкости, нефти при сокращении на блоках №№ 19,23 и незначительном увеличении на блоке № 15 действующего добывающего фонда. Закачка увеличивается на всех трех блоках за счет увеличения числа нагнетательных скважин. Обводненность продукции изменилась за последние два года незначительно, увеличившись по блоку №15 на 10 % (по блокам №№ 19-23 на 2-4 %), что меньше чем увеличение обводненности в целом по месторождению.
В целом по энергетическому состоянию Хохряковского месторождения можно сказать следующее: В последние два года отмечается увеличения пластового давления в зоне отбора и незначительное сокращение давления в зоне закачки.