Анализ текущего состояния разработки

В промышленной эксплуатации Памятно-Сасовское месторождение находится с1997года. К этому времени был пробурен основной фонд добывающих скважин.

Первоначальные предположения о режиме разработки залежи не подтвердились.

Впоследствии, в связи с высокими темпами падения пластового давления он стал характеризоваться как упругозамкнутый. На данном этапе режим залежи определяется как водонапорный с недостаточно активной областью питания. Месторождение разрабатывается Жирновским НГДУ, Коробковским НГДУ и СП «Волгодеминойл» в работе данные по технологическим режимам, фонду скважин, динамике технологических показателей, проектным показателям и т. д. относятся только к участкам месторождения, разрабатываемым Жирновским НГДУ.

Состояние фонда скважин на 1.01.2005г.

Фонд добывающих нефтяных скважин на 1.01.2005 г. состоит из 29 скважин. Из них дающих продукцию на начало года 29 скважин.

Нагнетательный фонд состоит из 1 скважины, которая находится в режиме циклической закачки в течение всего года.

Количество контрольных скважин не менялось в течение всего года и состоит из 1 скважины № 63.

Весь пробуренный фонд составляет 30 скважин.

Все приводимые Ниже представлена таблица состояния фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения евлановско-ливенского горизонта на 1.01.2005 г.

Состояние фонда скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.02. 2005 г.

Технологический режим работы скважин Глубина подвески на скважинах очень различна и колеблется от максимальной 2792 м. на скважине № 66 до минимальной 2507 м. на скважине № 108, а средняя глубина подвески составляет 2681,5 м.

Пластовое давление распределяется достаточно равномерно. При максимальном давлении 23,5 МПа на скважине № 102 и минимальном — 23,1 МПа на скважинах №№ 6,13,75,126,130; в среднем оно составило 23,2 МПа при начальном значении 28,09 МПа.

Среднее забойное давление составило 23,0 МПа, при минимальном — 22,4 МПа на скважине № 126 и максимальном 23,4 МПа на скважине № 102.

Буферное давление колеблется в достаточно существенных диапазонах от 4,5 МПа на скважине № 60 до 6,3 МПа на скважинах №№ 49,121; при среднем по месторождению — 5,7 МПа.

При среднем затрубном давлении в 4,0 МПа диапазон изменений очень высок и составляет от минимального 1,2 МПа на скважине № 60 до максимального 7,0 МПа на скважине № 128.

В зависимости от удаления скважин от АГЗУ, ДНС, рельефа местности и в зависимости от дебита скважин линейное давление колеблется в пределах от 1,8 МПа до 3,0 МПа.

Среднесуточный дебит газа по месторождению составляет 20 000 м3/сутки, хотя по скважинам в отдельности он существенно различается от минимального — 3 400 м3/сутки на скважине № 66 до максимального 26 000 м3/сутки на скважинах №№ 13,67,108.

Газовый фактор в среднем по месторождению составляет 147 м3/т.

Минимальный среднесуточный дебит нефти среди фонтанных скважин составил 22,62 т/сутки на скважине № 66, максимальный составил 187,2 т/сутки на скважине № 105. В среднем по месторождению при плановом — … т/сутки, среднесуточный дебит составил … т/сутки.

Средняя обводненность по фонтанным скважинам на конец года составляет 0,8% при планируемой 0,7%.

Режим работы всех скважин постоянный. Технологический режим работы добывающих скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.01.2005 г. представлен в таблице 3.2.

Фильтрационно-емкостная характеристика призабойной зоны пласта, при прочих равных условиях, в значительной степени зависит от наличия смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне. Влияние выпавших из нефти тяжёлых углеводородных соединений на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды исследовалось на различных по химическому свойствах нефтях. Исследования проводились через естественные керны, при температуре выше и ниже температуры насыщения нефти парафином. Данные промысловых исследований показывают, что во всех случаях происходит существенное снижение относительного коэффициента фильтрации при снижении температуры, причём наблюдается резкий перелом кривой при температуре, соответствующей температуре насыщения нефти парафином или близкой к Тн. В зависимости от проницаемости образцов происходит частичная или полная закупорка поровых каналов. В низко проницаемых образцах полностью прекращается фильтрация. В образцах высокой проницаемости фильтрация продолжается, но при ухудшенной характеристике пористой среды. В связи с неоднородностью химического состава и свойств парафинов даже в однотипных нефтях процесс кристаллизации не является мгновенным. От момента возникновения зародыша кристалла до видимых его размеров протекает определённое время, а поэтому насыщение нефти парафином и соответственно изменение её реологических свойств занимает определённое время. Несмотря на то, что некоторыми исследованиями получено, что начало кристаллизации парафина практически не влияет на подвижность нефти в поровых каналах, тем не менее с момента появления первых кристаллов и до полного прекращения движения нефти по причине закупорки поровых каналов, происходит постепенное загустевание системы. Не имея точных границ этого процесса для качественной характеристики изменения фильтрационных показателей парафиносодержащей нефти можно ориентироваться на усреднённое значение температуры кристализации парафина.

Необходимо также иметь в виду, что скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени и при постоянной температуре фильтрации, если эта температура ниже температуры насыщения нефти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство служит объяснением, когда происходит падение производительности скважин без каких либо видимых изменений в температурном режиме её работы.

Образование твёрдых углеводородных отложений в породах пласта может произойти не только по причине аномального снижения температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином. Изменение температуры насыщения возможно в течение определённого времени разработки месторождения под влиянием происходящих изменений в самом пласте, а именно выделение растворённого в нефти газа из-за снижения пластового давления ниже давления насыщения, что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадение парафина.

Анализируя результаты исследований, следует отметить многообразие причин, обуславливающих получение неоднозначных результатов.