Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 14

Всего в залежь закачали 102,5 тыс.м3 воды, в 2004 г. – 15,2 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация составляет 29,9%, текущая – 55,2%. Пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 17,1 МПа (Рнач-29 МПа).

05.02.2004 г. в скв.234 выполнили ПГИ, по результатам принимают верхние интервалы перфорации 2705-2706 м, 2712-2713 м. Нижние интервалы перфорации 2720-2724м, 2728-2731 не исследованы.

Наибольшее влияние от закачки воды в скв.234 испытывают скв. 233, 161, 91, расположенные в восточном направлении от нагнетательной скважины. За период закачки в скважине 233 пластовое давление выросло с 15,2  до 20 МПа, Ндин. – с 1120 до 800 м, дебит нефти – с 9,7 до 15,5 т/сут.

В скв.161 пластовое давление выросло с 13  до 15,5 МПа, динамический уровень –  1360 м, дебит нефти сохраняется на уровне 7 - 10 т/сут.

Скв.91, расположенная в непосредственной близости со скв.161, работает со среднесуточным дебитом нефти 17,8 т/сут. Для равномерной выработки остаточных запасов рекомендуется скв. 91 перевести в периодическую эксплуатацию.

В скв.235, 238, 199, 253 динамические уровни 1360 – 1680 м.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2004 г. представлено в таблице 1.1.14.

Одной из проблем разработки залежи является  организация ППД и повышение пластового давления. Для решения этой задачи в добывающей скв.253, намеченной к переводу под нагнетание, выполнили ГРП.

Рекомендации на 2005 г.:

-  скв.91 – ограничить отборы жидкости (перевод в периодическую эксплуатацию),

-  скв.253 - перевод под закачку.

Вендская залежь

Залежь введена в эксплуатацию  в июне 1998 г. скважиной 240 фонтаном с начальным дебитом 17,5 т/сут безводной нефти. Пластовое давление, замеренное при освоении (04.98г.) на глубине 2898 м составило 30 МПа (на ВНК - 30,2 МПа), которое принято за начальное в залежи.

В течение 1999 - 2001 г.г. были пробурены и введены в эксплуатацию скважины 239, 241, 272, 242, 275, 264.

С учетом геологического строения залежь разделена на два блока: западный и восточный. В пределах западного блока расположены скв. 240, 239, 241, в пределах восточного – скв.272, 242, 275, 264. С 2004 г. западный блок  залежи разрабатывается с ППД.

Согласно уточнения технологических показателей, выполненного в 2001г, намечено:

-  бурение проектных добывающих скважин – 236, 265, 266,  267, 268, 269, 276,

-  с целью организации ППД - бурение нагнетательных скважин 280 и 281.

Залежь находится в пробной эксплуатации, поэтому необходимо:

-  проводить контроль за динамикой гидродинамических параметров, отражающих фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов путем исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации;

-  осуществлять контроль за поведением пластового и забойного давления;

-  отбирать глубинные пробы и исследовать свойства пластовых нефтей во всех новых пробуренных скважинах.