С целью уплотнения сетки скважин и увеличения охвата пласта выработкой в мае 2004 годы были начаты работы по бурению скв.191 вторым стволом с горизонтальным окончанием на IV пачку в направлении скважины 39. Предполагалось, что в этом районе находится зона с большими мощностями, неохваченными выработкой (скважины 193 и 190 эксплуатируют VIII пачку, скважина 39 – залежь семилукского горизонта). В процессе бурения были проведены промыслово-геофизические исследования межсолевых отложений. По результатам интерпретации ГИС отделом промысловой геофизики УГРР выделено 5 нефтенасыщенных пропластков общей эффективной мощностью 95,8 м по стволу. Из них 2 верхних пропластка характеризуются как нефтенасыщенные общей эффективной мощносью 76 м, средневзвешенная открытая пористость по этим пропласткам 8,9%, нефтенасыщенность 66%. Три нижних характеризуются как коллектора с неясным характером насыщения, общей эффективной мощносью 19,8 м, средневзвешенная открытая пористость по этим пропласткам 9,2%. Субгоризонтальный участок ствола скважины в продуктивной части IV пачки задонского горизонта расположен в интервале 2190–2400 м, точка перегиба на глубине 2190 м. При испытании в процессе бурения интервала 2170–2250 м при депрессии 67 ат притока не получено. С целью освоения в открытом стволе выполнили СКВ, СКО с пакером. Пластовое давление, замеренное при освоении на глубине 1918 м (по вертикали), составило 18 МПа.
Скв.191s2 ввели в эксплуатацию в ноябре 2004 года механизированным способом (ЭЦН - 30) с дебитом нефти 4 т/сут, жидкости 60 т/сут, обводненностью 93,4%.
С целью испытания V пачки задонского горизонта в феврале 2004 г. была переведена скв.38, приток нефти отсутствует, скважина находится в периодической эксплуатации с дебитом нефти 0,03 т/сут, обводненностью 86%. В 2005 г. скв.38 рекомендуется возвратить на VIII пачку.
С сентября по октябрь 2004 года выполнили трассирование фильтрационных потоков с целью уточнения направления фильтрационных потоков от нагнетательных скв.26, 64, 29 (IV п.) и 97(VIII п.).
В результате выполненных исследований установлено:
- скв.26 - наибольшее влияние оказывает на добывающую скв.63 и несколько меньшее на скв.227, 191s2, 19, 40;
- скв.64 - наибольшее влияние оказывает на добывающие скв.40, 227, 19 и значительно влияние на скв.98, 191s2 и 63;
- скв.29 - наибольшее влияние оказывает на добывающие скв.191s2, 40, 227 и значительно влияние на скв.69 и 19;
- скв.97 - наибольшее влияние оказывает на добывающие скв.40, 63 и значительно меньшее на скв.19, 98 и 227 (VIII п.).
Исследования показали, что наибольшее влияние нагнетательные скважины оказывают на скв. 40 и 63. Несколько меньшее влияние нагнетательные скважины оказывают на скв. 227, 98 и 19. Возможно, это связано с неоднородностью коллектора. Перемещение фильтрационных потоков наблюдается в основном с северо-запада на юго-восток параллельно нарушению, ограничивающему залежь.
На скв. 191s2 наибольшее влияние оказывает нагнетательная скв.29, несколько меньшее оказывает скв. 26. Появление в продукции скв. 191s2 раствора селитры, закачанного в скв. 97 (VIII п.), свидетельствует о гидродинамической связи между IV и VIII пачками задонской залежи, что может быть объяснимо заколонной циркуляцией в скв.97.
По состоянию на 01.01.2005 г. действующий фонд составляет 17 скважин, нагнетательный – 5. Всего из залежи отобрано 3793,6 тыс.т нефти (75,5% от НИЗ – 5022 тыс.т), темп отбора от НИЗ – 1,2%. Остаточные извлекаемые запасы составляют 1228,4 тыс.т, на одну скважину существующего фонда приходится 72,3 тыс.т остаточных извлекаемых запасов нефти. Основная доля добычи приходится на скв.16, 19, 63, 227, 232 – 67,3%.
В 2004 г. одна скважина 232 работает фонтаном, 9 скважин оборудованы ШГН, 7 скважин - ЭЦН.
Добывающий фонд по величине дебита жидкости и обводненности продукции по состоянию на 01.01.05 г. распределяется следующим образом (таблицы 1.1.2, 1.1.3).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.