Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 15

В июле 2004 г. с целью поддержания пластового давления в вендской залежи пробурена скважина 280 в западной части месторождения. Верхнепротерозойский коллектор вскрыт на абсолютной отметке  -2737 м. По данным ГИС коллектора выделены в воронежских, семилукских, саргаевских, ланско-старооскольских и верхнепротерозойских отложениях. Коллектор вильчанской серии верхнепротерозойских отложений представлен одним пропластком толщиной 11,0 м, открытая пористость которого 18,5%, нефтенасыщенность – 59,7%. Ланско-старооскольская залежь представлена девятью пропластками, ланская часть которых (один пропласток мощностью 5 м) нефтенасыщена, старооскольская (восемь пропластков общей мощностью 11,1 м) – водонасыщена. Открытая пористость варьирует от 17,7% в нефтенасыщенной части разреза до 14,9% - в водонасыщенной. Саргаевские коллектора (два пропластка общей мощностью 3,2 м) характеризуются пористостью 7,2%, нефтенасыщенностью – 64,5%. В семилукских отложениях выделены два пропластка суммарной толщиной 16,2 м, пористость которых составляет 6,1-8,5 %. Верхняя часть разреза нефтенасыщена (Кн = 65,3%), в подошве нижней имеются три маломощных (0,8-1 м) пропластка с насыщением “нефть + вода” и водонасыщением. В стреличевских слоях воронежского горизонта выделены три пропластка общей мощностью 11,6 м, которые характеризуются открытой пористостью 6,6% с нефтенасыщенностью 61,6%. Интервал 2913-2925 м верхнепротерозойских отложений  испытан с помощью испытателя пластов. При депрессии 11,8 МПа получен приток нефти 2,88 м3/сут. Проведен гидроразрыв пласта. Приток вызван методом свабирования. В результате свабирования отобрано 50,4 м3 жидкости, в том числе 19,9 м3 нефти. Вода, отобранная из скважины, характеризуется как пластовая. Результаты бурения и освоения скважины позволили подтвердить положение ВНК западного блока верхнепротерозойской залежи. Абсолютная отметка подошвы нефтенасыщенного пласта составляет  -2749 м.

На 01.01.2005 г. действующий фонд добывающих скважин – 6, нагнетательных - 1. Балансовые запасы – 2379 тыс.т, извлекаемые запасы – 1035 тыс.т. Всего из  залежи отобрано 38,98 тыс.т нефти, что составляет 3,2% от НИЗ, темп отбора 0,7% от НИЗ. Остаточные извлекаемые запасы составляют 996,0 тыс.т, на одну добывающую скважину приходится 166 тыс.т остаточных запасов. Для отбора остаточных запасов необходимо бурение проектных скважин. Основную добычу нефти обеспечивают скв.240, 264, 275 – 69,5%.

Все добывающие скважины работают механизированным способом – ШГН, без воды.

За период эксплуатации, из-за снижения пластового давления и ухудшения состояния призабойной зоны, дебиты скважин снизились. 

К началу 2004 г. две скважины 241, 242 с дебитами 0,5 – 1,8 т/сут, из-за нерентабельности эксплуатации были выведены из действующего фонда. Скважина 272 была переведена на саргаевскую залежь (02.2004 г.). В скв. 240, 264, 275 дебиты снизились с 6 – 9 т/сут до 3 т/сут.

Пластовое давление в залежи снизилось, по сравнению с начальным (30,2 МПа) до 20,5 МПа. Уровни в скважинах: динамические - 1900 м – 1500м, статические – 1000 м – 800 м, глубина спуска насоса – 1900 м.

В июне 2004 г. было выполнено ГРП в добывающих  скважинах  239, 240, 241, 242, 264, 275 и в нагнетательной скв.280, пробуренной в июле 2004 г. с целью организации ППД.

Проведение ГРП позволило увеличить дебиты в добывающих скважинах и увеличить добычу нефти на вендской залежи. Если до проведения ГРП в первом  полугодии 2004 года добыча нефти на вендской залежи составила 1,536 тыс.т, среднесуточный дебит – 2,1 т/сут, то во втором полугодии добыча нефти увеличилась и составила 5,15 тыс.т, среднесуточный дебит нефти в целом по залежи увеличился до 6,7 т/сут. Годовая добыча нефти в целом по залежи в 2004 году составила 7,686 тыс.т, что превышает добычу нефти 2003 года на 0,253 тыс.т и позволило перевыполнить нормы отбора нефти на 0,186 тыс.т. Эффект от проведения ГРП продолжается и в 2005 году, среднесуточный дебит нефти сохраняется на уровне 7 т/сут. Выполненные работы позволили активизировать разработку вендской залежи, увеличить темп освоения извлекаемых запасов нефти с 0,7% до  1,0% в год.

После проведения ГРП динамические уровни в скважинах выросли до 800 – 400 м, однако к началу 2005 года в скв.242, 275 восточного блока динамические уровни снизились до 1400 – 1200 м.

Закачка воды в скв.280 западного блока начата в августе 2004 г. с МКНС, давление нагнетания – 20 МПа, приемистость 20 – 15 м3/сут. Всего закачали 1,9 тыс.м3, текущая компенсация – 15%.

  Сравнение проектных и фактических показателей разработки вендской залежи приведены в таблице 1.1.15.

На 2005 год запланировано бурение проектной скв.236.

Для организации ППД на восточном блоке залежи планируется бурение проектной скв.281.