Анализ разработки месторождения Речицкого нефтяного месторождения (Часть 2 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 13

В 1999 г. закачка воды осуществлялась в две скв. 10 и 52 (скв.1, 33 по техническим причинам остановлены), что явилось недостаточным для охвата залежи вытеснением. В 2000г. введена под закачку внутриконтурная скв.43 центрального участка, что положительно сказалось на процесс вытеснения нефти в центральной части залежи в результате смены фильтрационных потоков.

По состоянию на 01.01.2002 г. закачка воды осуществляется в три нагнетательные скважины: скв. 10 находится за контуром, скв. 43, 52 - внутриконтурные.

Для компенсации отбора жидкости из залежи объемов закачиваемой воды в скважины достаточно. Текущая компенсация – 90%, накопленная – 95,6%. Пластовое давление в зоне отбора 22,2 МПа, в контуре нефтеносности – 23 МПа, на линии нагнетания – 24 МПа, что является достаточным для нормальной работы насосного оборудования.

Однако, учитывая текущее состояние разработки (высокую величину остаточных запасов и высокую обводненность скважин), для создания более эффективной системы ППД (сдерживания темпов обводнения и для смены фильтрационных потоков), рекомендуетсяперенести фронт нагнетания в законтурную область, для чего восстановлена (в октябре 2001г.) ликвидированная скв.87 восточного участка, закачка в скв.52 остановлена. В дальнейшем, для равномерного охвата залежи вытеснением, рекомендуется восстановить ликвидированные законтурные скважины 17, 85, 74. При невозможности восстановления скв.85, пробурить новую скважину – дублер, после чего закачку в скв.43 остановить.

Особенности текущего состояния разработки семилукской залежи следующие:

-  залежь находится на четвертой стадии разработки;

-  высокая величина остаточных запасов – 1946,7 тыс.т, на 1 скважину  – 130 тыс.т;

-  низкий темп отбора от НИЗ – 0,56%;

-  недостаточный добывающий фонд – 15 скважин и его изношенность;

-  высокая обводненность скважин – 85 -90%.

-  система ППД (в приконтурные и внутриконтурные скважины) на данном этапе разработки является не достаточно эффективной.

Для улучшения состояния разработки и извлечения остаточных запасов нефти необходимо проведение ряд мероприятий:

-  для создания более эффективной системы ППД рекомендуется перенос фронта нагнетания в законтурную область с последующим регулированием объемов закачиваемой воды (составлена программа по организации системы ППД);

-  для более равномерной выработки запасов и предотвращения преждевременного обводнения рекомендуется ограничить отборы по высокодебитным скважинам 1502, 163 до 50 - 30т/сут;

-   с целью выработки остаточных запасов необходимо бурение проектных скважин;

проведение запланированных ГТМ по восстановлению ликвидированных скважин, изоляционным работам.

2.5 Залежь  нефти ланско-старооскольского горизонта

Ланская залежь начала эксплуатироваться с июня 1969 года скважиной 91, которая вступила фонтаном с дебитом 54 т/сут. Начальное пластовое давление, приведенное к отметке принятого ВНК – 2595 м,  составило 27,7 МПа. За 6 месяцев работы пластовое давление в скважине снизилось на 5,5 МПа. Из-за падения пластового давления  скв.91 в январе 1970 г. была переведена на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). С июня 1970 г. скважина остановлена и в дальнейшем из-за аварии, произошедшей при проведении ремонтных работ, ликвидирована по техническим причинам. За период эксплуатации скважины 91 фонтанным способом отобрано 14 тыс.т. нефти. Отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления составил 2,5 т/сут. 

В дальнейшем, за период 1970 – 1974 г.г. были введены в эксплуатацию скв. 65, 78, 114, 159, 160, расположенные на различных участках залежи. Показатели работы добывающих скважин приведены в таблице 2.5.1. Начальные дебиты скважин изменялись в больших пределах: от 170,3 – 36,7 т/сут (скв.65, 114, 78) до 0,6 – 1,0 т/сут (скв.159, 160). Эти факты свидетельствуют о значительной неоднородности и невыдержанности ланской залежи по площади и разрезу. Пластовое давление в этих скважинах оказалось на 7,7 – 3 МПа ниже начального в скв.91 и было близко к последнему замеру давления в скв.91 (22,2 МПа). Так, в скв.65 замеренное пластовое давление оказалось на уровне 22 МПа, в скважинах 160, 159, 78 равнялось 23 – 24,7 МПа. Пластовое давление, замеренное в скв.114 (через месяц) составило 25,8 МПа. Из-за неудовлетворительного технического состояния скв.114 практически не работала и ликвидирована по техническим причинам.