Анализ разработки Воронежской залежи Речицкого месторождения, страница 3

При этом, три скважины (50, 58, и 142) работали со средним дебитом нефти 0.08 - 0.1 т/сут. Скважина 50 основную добычу (8094 т нефти - 95%) дала до начала третьего периода, а у скв. 58 и 142 оказались негерметичными колонны. Поэтому скв. 58 ликвидировали по техническим причинам, а скв. 142 - перевели на восьмую пачку межсолевых отложений.

Со средним дебитом менее 1.5 т нефти в сутки (0.19 - 1.23) работали одиннадцать скважин (43, 49, 59, 69, 80, 81, 143, 153, 164, 221, 256), две из которых (80, 164) ликвидированы по техническим причинам, одну (скв. 69) перевели под закачку, а остальные из этой группы работали с дебитом от 0.28 т до 1.23 т нефти в сутки.

С дебитом нефти 1.79 т/сут. - 9.06 т/сут. работали 12 скважин (51, 53, 57, 60, 62, 77, 89, 110, 112, 152, 250, 257), давших 81% накопленной добычи за рассматриваемый период.

Работа этих скважин отличается относительной стабильностью и закономерное снижение дебитов можно объяснить снижением энергетики залежи. Этот период разработки залежи характеризуется периодическим изменением темпов отбора.

В отдельные годы он снижался до 0.4 - 0.45% (1977, 1982, 1987, 1990 г.г.), в другие - возрастал до 1%.

Подобным образом ведет себя кривая годовых отборов нефти (рис. 2.1). Основной причиной подобных колебаний являлось количество добывающих скважин (рис. 2.2).

С увеличением количества добывающих скважин соответственно увеличивался темп и годовые отборы нефти.

Всего за третий период разработки добыто 252185 т нефти. Число дней работы скважин 89758. Средний дебит на одну скважину 2.81 т/сут.

Пластовое давление в начале периода было равным 22.5 МПа и к концу - снизилось на 6.7 МПа (Р=15.8 МПа на 01.01.1995 г). Отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления равен 37.6 тыс. т. (рис. 3.3).

Добыча воды за это время составила 21948 м3. Из них 17317 м3 воды дали скважины 80, 81, 142, 164, главным образом, в результате заколонных перетоков, 2480 м3 - скважины, находящиеся в зоне закачки скв. 14. Вода полученная в остальных 10-ТИ скважинах (2151 м3), вероятнее всего, связана с проводимыми в них техническими мероприятиями.

Началом последнего (четвертого) периода разработки воронежской залежи является 1995 год, начиная с которого стало ощутимым влияние закачки воды (скв. 69) на добывающие скважины 112, 256, 257. Продолжительность периода - 1995 - 1997 годы.

В течении этого времени залежь разрабатывалась 20 добывающими скважинами, 16 из которых были переведены из семилукского горизонта и четыре специально пробурены для эксплуатации воронежского горизонта.

Ежегодно в работе находились от 16 до 18 добывающих скважин. Все скважины работали механизированным способом (ШГН). Их среднесуточные по годам дебиты нефти менялись от 0.06 т до 10.39 т, а средние по скважинам за рассматриваемый период - от 0.08 т/сут (скв. 89) до 9.12 т/сут (скв.57).

Скважина 89 работала со средним дебитом 0.08 т/сут, так как основную добычу (99.9%) дала в предыдущие периоды и 09. 1996 г переведена в контрольные.

Со средним дебитом нефти менее 1.5 т/сут. (0.27 т/сут.-1.45 т/сут.) работали восемь скважин (43, 49, 78, 143, 221, 249, 255, 256).

С дебитом по нефти 1.54 т/сут. - 9.12 т/сут. работали 11 скважин (51, 53, 57, 62, 77, 110, 112, 152, 248, 250, 257) давших 89% накопленной добычи нефти за рассматриваемый период.

Особенностью последнего периода является возобновление ППД посредством закачки воды в скв.69 и рост дебитов нефти по скважинам 112, 256, 257, находящимся в зоне влияния закачки. Всего в скв.69 закачали 53416 м3 воды. Дебит нефти по сравнению с предыдущим периодом повысился по скв.112 на 71%, скв.256 - 44% и скв.257 - 108%. По сравнению с последним годом (1994) до влияния закачки, в 1997 г дебит нефти по скв. 112 увеличился в 4.5 раза . По скв.256 - 3.4 раза и скв.257 - 2.8 раза, что показывает высокую эффективность ППД.

Число дней эксплуатации скважин 17364. Средний дебит нефти на одну скважину 3.4 т/сут. Компенсация отбора закачкой 54%. Воду дали скважины: 43, 78, 143, 221, 250, 257. Добыча воды в скв. 78 (1157 м3) связана с негерметичностью колонны, в скв. 257 (570 м3) - с закачкой воды для ППД в скв. 89 и 69 и в остальных скважинах (487 м3) - с техническими операциями, проводимыми в скважинах.

По отчетным документам пластовое давление в залежи снизилось на 0.2 МПа, что маловероятно, а скорее всего связано с низкой точностью его замеров (по КВУ).