2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

В настоящее время Западно-Коммунарское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивного нефтяного пласта Д_III. Закачка воды была начата с 2004г. на Западно-Коммунарском поднятии в нагнетательную скважину № 60.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97 %. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011г. составляло 19,7 МПа.

2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.

С начала разработки было отобрано 2172 тыс.т нефти и 2922.9 тыс.т жидкости. Cтепень выработки извлекаемых запасов, числящихся на балансе, достигла 50,5 % при обводненности 41,5%. Текущий КИН равен 0,315.

Накопленная закачка воды в пласт составила 814.7 тыс.м³.

Компенсация годовых отборов жидкости закачкой колебалась в пределах – 0,11% - 77,5%, компенсация суммарного отбора составляет –21,2%

2.4.1. Характеристика действующего добывающего фонда объекта ДIII.

На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства.

Характеристика действующего фонда

Характеристика фонда скважин	ДIII
Эксплутационный фонд	12
Действующие	12
Из них фонтанные	0
ЭЦН	12
ШГН	0
Бездействующие	0
В освоении, в ожидании освоения	0
В консервации	0
Пьезометрические	0
Наблюдаемые	0
В Ликвидации	0

2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости

Распределение фонда скважин пласта ДIII по дебитам жидкости и нефти на 01.01.2011 г. Показано в табл 2.4.1, 2.4.2

Максимальный дебит нефти в скважине №93 равный 498 т/сут, скважина №58 введена в накопление, следовательно, у неё нулевой дебит. Минимальный дебит в скважине №64 равный 3,2 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 10 и выше 120 т/сут, в интервале 80-110 т/сут отсутствуют скважины с таким дебитом нефти. Малодебитных скважин нет.

Количества скважин, шт.	Распределение фонда скважин по дебиту нефти,т/сут
	Интервалы дебита нефти, т/сут

Рис. 2.4.1

Таблица 2.4.1

Распределение действующего фонда скважин по дебиту нефти, т/сут
до 3	0
10-30	7
40-70	1
80-110	0
выше 120	4

Таблица 2.4.2

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, м3/cут
до 20	2
30-40	1
50-90	4
100-150	1
выше 170	4

Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №56 и №58 со значением 4-5 м³/cут, поэтому скважину №56 ввели в бездействие. Максимальный дебит на объекте в скважине №93 со значением – 704 м³/cут.

Количества скважин, шт.	Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, м3/cут
	Интервалы дебитов жидкости, м3/cут

Рис. 2.4.2

Максимальное количество скважин равное 4, входит в интервал 50-90 м³/cут и выше 170 м³/cут.