Вільхівське родовище - Велика Енциклопедія Нафти та Газа, стаття 1

Вільхівське родовище

Вільхівське родовище, відкрите у 1962 р., розташоване у внутрішній зоні Передкарпатського прогину і складається з трьох складок: Ольхівської, Ольхівської Глибинної та Слободо-Небилівської. [1]

Вільхівського родовища становить 0 9, Пихтовського – 3 6, Радаєвського – 31 0, Малиновського – 54 0 Ульяновського – 64 0 мПа – с. З рис. 1.12 видно, що в цьому ряду зростання кількості фобних ділянок на поверхні гірської породи призводить до збільшення водного періоду та зниження темпів видобутку нафти. [3]

Для Вільхівського родовища характеристика витіснення через невеликий ступінь вилучення запасів і низьку поточну обводненість нафти, що видобувається, ще малоспівставна з характеристиками за іншими родовищами. Проте вже на початковій ділянці крива характеристики витіснення по Ольхівському родовищу знаходиться нижче, ніж для Яринської та Кам'яноложської площ Ярино-Кам'яноложського родовища. [4]

На Вільхівському родовищі (рис. 910) пробурено понад 50 нових свердловин понад фонд, передбачений першою технологічною схемою. На основі аналізу геолого-геофізичного матеріалу, результатів випробування цих свердловин з визначенням щільності вод, що добуваються принагідно з нафтою, вдалося виявити такі особливості в характері витіснення нафти водою по бобриківському пласту. [5]

Для об'єкта Вільхівського родовища видно, що якщо темп закачування М за період експлуатації підтримували на відносно невисокому рівні (900 т/добу або 10 кг/с), найбільш промитими виявляються не тільки зони свердловин третьої групи (див. рис. 3.12), а й зони свердловин другої групи (див. рис. 3.11) - вкв. [6]

Дегазована нафта Ольхівського родовища досить легка, малосмолиста,малосірчиста (клас I), парафінова (вид П2), має невисокий вихід фракцій, що википають до 300 С. [8]

Для об'єкта Вільхівського родовища видно, що якщо темп закачування М за період експлуатації підтримували на відносно невисокому рівні (900 т/добу або 10 кг/с), найбільш промитими виявляються не тільки зони свердловин третьої групи (див. рис. 3.10, в), а й зони свердловин другої групи (див. рис. 3.10 6) - вкв. [9]

Через війну розробки Ольховського родовища за даними зміни пластового і вибійного тисків, характеру роботи видобувних свердловин було встановлено ділянки яснополянської поклади, у яких спостерігалося зниження дебітів нафти і пластового тиску нри збільшення забійного тиску і газового чинника, тобто. були встановлені ділянки, де вплив закачування слабкий або відсутній. На підставі цього за рекомендаціями ПермНІПІнафта було запропоновано створення осередкового заводнення переведенням деяких свердловин, що видобувають, в нагнітальні. При цьому за деякими свердловинами для очищення привибійної зони було намічено проведення ТГХВ. [11]

Пластова нафта бобриківського горизонту Вільхівського родовища відрізняється відносно високими значеннями тиску насичення, газоутримання та коефіцієнта розчинності газу в нафті. [12]

Таким чином, по об'єкту Вільхівського родовища перед впровадженням нового методу на пласт (закачування СО2) слід врахувати нерівномірність розподілу залишкової нафти, яка значною мірою залежить від режиму закачування попереднього робочого середовища. Якщо при закачуванні води підтримується невисокий темп, то підлягають обмеженню всі свердловини третьої групи і частина свердловин другої групи. Навпаки, у свердловинах четвертої групи та деяких свердловинах третьої групи прийомистість підлягає відновленню. При середньому темпі попереднього закачування прийомистість повинна обмежуватися у всіх свердловинах третьої групи та в вкв. При високому темпі попереднього закачування обмеженню можуть підлягати, у принципі, всі свердловини першої та третьої груп, а насамперед - вкв. [14]

Відповідно до технологічної схеми розробки яснополянської поклади Вільхівського родовища пластовий тиск підтримується внутрішньоконтурним заводненням. [15]