378
имеет с собой массу пыли и песка. Зимой ветры не имеют большой силы, но иногда они
сопровождаются дождями или снегопадом.
Рисунок 1. Обзорная карта
Высокая активность пластовых вод при вытеснении нефти по продуктивным объектам,
хорошая гидродинамическая связь между отдельными залежами и общей водонапорной
системой бухарских слоев дает основание ориентироваться при проектировании разработки
месторождения на водонапорной режим дренирования.
Начальная величина пластового давления по бухарской нефтяной залежи в целом,
приведенное к средней абсолютной отметке ВНК (-110,0 м)
составили соответственно
65,85 кгс/см
2
(горизонт I) и 68,5 кгс/см
2
(горизонт III).
Для характеристики геотермических условий продуктивных пластов бухарской
водонапорной системы месторождения были использованы ниже приведенные расчетные
данные.
Обычно, на ранних стадиях разработки месторождения для получения сведений о
свойствах и строении продуктивных объектов и насыщающих
их жидкостей и газов, а
также
процессах фильтрации проводят определенные комплексы исследовании и измерений,
обеспечивающих
получение
информации,
необходимой
для
подсчета
запасов,
проектирования, контроля и регулирования разработки месторождений.
В соответствии с вышеотмеченными задачами на стадии промышленной разведки и
разработки данного месторождения по многим внутри контурным и приконтурным нефтяным
скважинам, вскрывших продуктивную толщу измерялись начальные пластовые давления и
температура, отбирались пробы скважинной жидкости и газа на химанализ, а также
проводились, хотя и в ограниченных количествах, гидродинамические исследования скважин
методом установившихся отборов пластовой жидкости.
При тщательном анализе результатов гидродинамических исследований скважин и
пластов выявлено, что полученные параметры пластовой (продуктивность, гидропроводность,
депрессия на пласт и др.) отличались от расчетных величин в 2-3 раза и более из-за отсутствия
в свое время внесенного соответственного поправочного коэффициента на усадку дебита
нефти по исследуемым скважинам.
Согласно результатам было принято вести разработку по
второму варианту разработки
месторождения, характеризующимся осуществлением следующих мероприятий:
−
дополнительное освоение ранее ликвидированных 15 скважин;
−
способ эксплуатации: фонтанный – насосный;
−
накопленная добыча нефти с начала разработки – 697,123 тыс. т;
−
конечный коэффициент извлечения нефти – 0,2709;
379
−
обводненность продукции скважин к концу срока разработки – 98,341 %
В ходе сравнения проектных и фактических показателей выло выявлено, что наблюдается
полное не соответствие проектных и фактических показателей (рис.3.3).
.
Рисунок 0.1 – Сравнение динамики основных технологических показателей
Данный проект призван изменить ситуацию.Фактическая добыча жидкости по
эксплуатационным скважинам превышает проектную. Вследствие
этого ободненность
скважин также превысила проектные значения. Не выполнение проектных решений по вводу
дополнительных скважин и отбору по ним привело к заметному уменьшению годовых
значений по добычи нефти.
Месторождение Учкизил находится на четвертой стадии разработки, месторождение
разрабатывается довольно длительное время (с 1935 г.) и хорошо разбурено.
