Анализ разработки месторождения Речицкого нефтяного месторождения (Часть 2 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 4

Согласно проекта разработки (1971 г.) залежь начала разбуриваться самостоятельной сеткой скважин. Практически все скважины вводились в эксплуатацию механизированным способом. Начальные дебиты скважин по нефти изменялись от 10 до 50 т/сут. Максимальный уровень добычи нефти 200 тыс.т (4,2% от НИЗ) был достигнут в 1976 г. в период интенсивного разбуривания залежи и ввода новых скважин в эксплуатацию, после чего началось резкое падение добычи до 52 тыс. т. (1987 г.), вызванное дефицитом закачки и снижением пластового давления. (табл.2.2.1, рис.2.2.1).

Попытка в 1969 – 70 г.г. организовать закачку в законтурные скважины 10, 26, 35 не увенчалась успехом, т.к. эффективные мощности в них и фильтрационнно – емкостные характеристики коллекторов оказались низкими. По этим же причинам безуспешной оказалась попытка освоения под закачку приконтурной скважины 37 (здесь приемистость составила 30 м3/сут). В связи с этим в 1973 г. на залежи организовано очаговое заводнение.

Закачка велась в скважины 54, 128, 135, 120, расположенные в сводовой части западного и центрального участков залежи. Внедрение очагового заводнения было предопределено высокой степенью геологической неоднородности коллекторов. Залежи нефти VIII-IX объеденены в один объект, хотя с позиций сегодняшнего состояния разработки это вызывает определенные сомнения в связи с различиями в характеристиках емкостно – фильтрационных свойств коллекторов и закономерностях распределения коллекторов по площади и разрезу.

Так, коллектора VIII пачки имеют одну особенность, не характерную для других межсолевых залежей Припятского прогиба, когда зоны максимальных мощностей и улучшенных ФЕС приурочены к сводовым частям залежи. Здесь один из участков максимальных значений эффективных мощностей проходит параллельно контуру нефтеносности (скв.38, 100, 115, 139, 187, 90, 45, 182, 44) на погружении структуры. В этой зоне скважины работают с более высокими дебитами – 25-60 т/сут (скв.115, 44), коэффициенты продуктивности – самые высокие по залежи (30-57,8 м3/сут МПа).

Второй участок развития максимальных мощностей находится в центральной части залежи (скв.126, 124, 40, 120, 185). Для этого участка также характерны более высокие дебиты.

В юго – западном направлении нефтенасыщенные мощности уменьшаются вплоть до полного выклинивания (район скв. 71, 59, 106, 30). В присводовой части залежи (скв. 62, 143) мощности пластов очень незначительные (1,2 – 6 м). Соответственно и добывные возможности скважин резко снижены.

Распределение нефтенасыщенных мощностей в IX пачке имеет другую закономерность. Зоны повышенных мощностей (8 – 10 м) распространены по площади залежи мозаично, в виде отдельных пятен (скв. 41, 183, 188, 224). Буквально на  расстоянии 80 – 200 м пласты уменьшаются в мощности до 1 – 2 м. На трех участках – в центре (скв. 44), юго – западнее (скв. 58, 130) и в присводовой зоне (скв.62, 143, 181) коллектор вообще отсутствует.

С 1987 года разработка ведется согласно дополнения к проекту разработки. Планировалось бурение 10 добывающих, 4 резервных скважин (для уплотнения сетки скважин) и 2 нагнетательных скважин для равномерного охвата залежи закачкой.

 Разбуривание залежи VIII - IX пачек проектным фондом скважин закончено в 1999 г. В результате переноса проектных скважин с IV пачки на VIII пачку, бурения  скважин II стволом (скв.188, 142), РВР (скв.88), фактический добывающий фонд на 17 скважин выше проектного. Плотность расположенных скважин составляет 24 га/скв.

 За весь период в эксплуатации находилось 55 скважин, 8 из которых ликвидированы по техническим причинам, 4 – переведены под закачку, 4 - переведены на другие горизонты. Показатели работы скважин приведены в таблице 2.2.2, 2.2.3.

За 1996 – 2001 г.г. на залежи проведено большое количество мероприятий, направленных на улучшение состояния разработки (интенсификация притока, изоляционные работы, регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин). Все это позволяет не только сохранять, но и наращивать добычу нефти (что не совсем характерно для залежи, находящейся на III стадии разработки).