Якушкинское месторождение

Cтраница 1

Якушкинское месторождение, открытое в 1950 г., по кровле шва-гериновых слоев представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричную, с более крутым юго-восточным крылом. [1]

Разработка Якушкинского месторождения велась вначале по технологической схеме, составленной институтом Гипровосток-нефть в 1956 г. Впоследствии в связи с выявлением промышленной нефтегазоносности пластов Б2 и Вх был составлен новый проект разработки месторождения, предусматривающий объединение пластов А3 А4иБ2 - ЬВ1в два самостоятельных объекта разработки. Из-за запечатанности залежи пласта А4, что выявилось в процессе пробной эксплуатации, а также в связи с малой эффективностью подпора контурных вод пласта А3, разработку этого объекта рекомендовано вести с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. Для этого в центральной части залежи запроектирован ряд нагнетательных сыважин. [2]

Анализируя разработку Якушкинского месторождения, следует указать на недостаточно обоснованное объединение пластов А4 Аа в один объект эксплуатации. Пласт А4 сложен трещиновато-пористым известняковым коллектором и содержит менее вязкую нефть. [3]

Дегазированные нефти всех пластов Якушкинского месторождения высокосернистые ( класс III), высокопарафиновые ( вид Пз), смолистые, с невысоким выходом светлых фракций. [4]

В табл. 3 приведены данные о ходе разработки объекта А3 А4 Якушкинского месторождения до 1969 г., когда начался период снижения добычи. [5]

Относительные фазовые проницаемости для нефти Кн и воды Кв карбонатных коллекторов, избирательно смачиваемых нефтью. / - Якушкинское месторождение, пласт At. 2 - Архангельское месторождение, пласт А г, 3 - - Ишимбайское месторождение ( рифогенные отложения. [6]

На рис. 1.3 приведены кинетические кривые вытеснения нефти водой из карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и карбонатов Башкирского яруса ( пласт А4) Якушкинского месторождения. Как видно из приведенных данных, структура порового пространства оказывает существенное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Диаграммы относительно фазовых проницаемо-стей для нефти и воды карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и Башкирского яруса Якушкинского и Архангельского месторождений приведены на рис. 1.4. Из рис. 1.4 видно, что точка равенства относительных фазовых проницаемостей соответствует значению водонасыщенности значительно меньшему, чем 50 %, что свидетельствует о преимущественной гидрофобности горной породы. [7]

Наряду с этим по многим месторождениям первоначально принятые системы заводнения не смогли обеспечить ожидавшихся по расчетам технологических показателей разработки, в связи с чем такие системы после их реализации приходилось усиливать или даже кардинально перестраивать. Например, на Якушкинском месторождении освоение проектной системы заводнения было начато в 1961 г. В 1963 г. после изменения первоначальной оценки запасов по пласту А4 в сторону увеличения ряд положений технологической схемы был пересмотрен, в частности, было решено усилить систему заводнения за счет организации пяти поперечных полурядов нагнетательных скважин с целью разрезания обеих частей залежи на отдельные блоки и разбурить менее продуктивные крыльевые зоны. Проектные решения были реализованы постепенно, фактически достигнутый уровень добычи нефти по пласту составил около 70 % от проектного. Дополнительные сложности в разработке залежи были вызваны объединением пласта А4 в один объект с вышележащим пластом А3 и гипсообразованием в трубах при эксплуатации скважин. В дальнейшем предполагается провести дополнительное усиление системы заводнения организацией новых разрезающих рядов и очагов нагнетания, а также повышением давления нагнетания на отдельных участках. [8]

Как показано в работе [9] на Якушкинском месторождении ( Куйбышевская область) при обычных условиях эксплуатации малодебитно-го фонда скважин на участке с низкими коплекторскими свойствами пласта для достижения существующим фондом скважин запланированной нефтеотдачи необходима эксплуатация их в течение сотен лет, что нереально. [9]

На первых трех месторождениях эксплуатируются лучевые системы нагнетательных водоводов. К каждому из них подключено две - три нагнетательные скважины, и протяженность водоводов высокого давления составляет 0 93 - 2 4 км на одну скважину, причем сравнительно большая протяженность водоводов на Павловском месторождении объясняется разработкой его с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. На Якушкинском месторождении к каждому высоконапорному водоводу подключено по четыре - девять нагнетательных скважин, поэтому протяженность водоводов наименьшая - 0 41 км на одну скважину. [10]

На первых трех месторождениях эксплуатируются лучевые системы нагнетательных водоводов. К каждому из них подключены две-три нагнетательные скважины. Протяженность водоводов высокого давления составляет 0 93 - 2 4 км на одну скважину, причем сравнительно большая протяженность водоводов на Павловском месторождении объясняется разработкой его с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. На Якушкинском месторождении к каждому высоконапорному водоводу подключено по четыре - девять нагнетательных скважин, поэтому протяженность водоводов наименьшая - 0 41 км на одну скважину. [11]

В залежь закачано более-1 5 млн. м3 воды и столько же извлечено нефти. Ввиду высокой вязкости нефти, сильной неоднородности и трещиноватости пласта и близкого расположения скважин на основе опыта заводнения пласта А4 Покровского месторождения и теоретических исследований предполагался и ожидался быстрый прорыв воды в скважины и интенсивный рост обводненности. Фактически же прорыв воды и обводнение скважин при непрерывной эксплуатации происходят очень медленно. И только в двух скважинах продукция обводнена более чем на 30 % и резко возросла после их простоев. Эта нефтеотдача аналогична достигаемой в начале заводнения по пласту А4 Покровского месторождения [50], вязкость нефти которого в 10 раз ниже вязкости нефти пласта А4 Якушкинского месторождения. [12]

Страницы: 1