Характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза Дубровского месторождения, страница 2

нефти- 1039.457 у.е  (74,7% от НИЗ);

жидкости- 1476.687 у.е.;

Остаточные извлекаемые запасы - 35 1.5 у.е.;

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 16,7 у.е.;

Система разработки - с ППД путём закачки воды в приконтурные скважины,

Стадия разработки - вторая (стабильная добыча);

Добывающий фонд- 19 скважин.

Нагнетательный фонд - 4 скважины (одна остановлена по технологическим причинам),

Залежь характеризуется сложными условиями для выработки запасов нефти ввиду высокой степени геологической неоднородности, малым наклоном пластов и обширной водонефтяной зоной. В процессе разработки залежи её продуктивные и фильтрационные характеристики изменяются в широких пределах, что указывает на неоднородность пласта по простиранию. Высокая степень геологической неоднородности и результаты разработки отдельных пластов, подтверждают различные фильтрационные характеристики пласта по разрезу.

Разработка залежи начата в апреле 1980 г, вводом в эксплуатацию скв.З с начальным дебитом 69 т/сут фонтаном при начальном пластовом давлении 38.5 МПа на отм ВНК -2874м. Основным фондом скважин залежь была разбурена к 1990 г. по сетке 250-300 м. В последующие годы бурение добывающих скважин было направлено на уплотнение сетки скважин, с целью более полной выработки запасов.

Всего в эксплуатации находилось 26 скважин (24 добывающие и 2 нагнетательные). На 01.06.2000г действующий добывающий фонд составляет 7 скважин (1 скважина -фонтаном. 4 скважины - ШГН. 12 скважин- ЭЦН) скв. 15,45 - в бездействии (ОКРС. КРС), скв.7,8 - переведены в контрольные из-за обводнения.

Добывающие скважины вводились в эксплуатацию фонтаном с высокими начальными

дебитами 20 - 70 т/сут. Исключение составляют скв.4 - дебит -0.5 т/сут(пробурена в зоне с резким сокращением нефтенасыщенных мощностей и ухудшенными коллектооскпми свойствами) и скв. 7 - дебит - 1,0т/сут (переведена с семилукского горизонта). В период дальнейшей эксплуатации отмечалось снижение дебитов до 1.0- 5.0 т/сут по обводнённым скважинам и скважинам дренирующим зоны со сниженным пластовым давлением. После организации на залежи системы ППД и стабилизации пластового давления, дебиты в среднем по залежи стабилизировались на уровне 10-12 т/сут (рис.2,1,табл.2.2).    При этом группа высокодебитных скважин эксплуатируется в периодическом режиме с ограничением отборов (дебит нефти не > 30 т/сут) с целью поддержания  на  залежи  оптимальных темпов  разработки  и  предотвращения преждевременного обводнения скважин.

За весь период эксплуатации пластовое давление в залежи снизилось на 158 МПа. После организации закачки пластовое давление стабилизировалось и. не смотря на высокие темпы отборов, последние семь лет держится на уровне 22 МПа. на 01 06 2000 г - 22.6 МПа.

С 1 989 г отмечается стабилизация добычи нефти на уровне 73-76 у.е. (темп отбора от НИЗ - 4-4,5 %), который поддерживается стабильными отборами жидкости и вводом из бурения новых высокопродуктивных скважин . Сдерживание темпов обводнения происходит за счет проведения в обводнённых скважинах работ по водоизоляции и переводу на вышележащие необводнённые интервалы, а так же вводом новых безводных скважнн. В 1995-1999 г.г. тенденция стабилизации добычи сохраняется.

Отборы жидкости из залежи в 1995-1997 г.г. стабильны и составляют 340-150 у.е., снижение отборов в 1998 - 1999 г.г. связано с выбытием высокообводненных скважин, переводом на вышележащие необводнённые интервалы, ограничением отборов для снижения темпов обводнения и более равномерного охвата залежи процессом вытеснения.

                 Особенности обводнения и выработки запасов.

Закачка организована в 1986 г, в скв.4,17 при отборе 10.5 % от НИЗ и снижении пластового давления в залежи на 10.3 МПа. Отсутствие эффекта от закачки в скв.4 объясняется ее местоположением в зоне с ухудшенными коллекторами и удалённостью от зоны отбора. В дальнейшем для создания более эффективной системы ППД и равномерного охвата пластов вытеснением под закачку была введена скв.35 и переведены добывающие скв. 20.21. Всего под закачкой находилось пять скважин. Закачка осуществляется на восточном участке залежи до 1994 г, в скв 17 ( в нижнюю часть и под контур) и с 1994 г в скв,21 (вся мощность, но принимает верхняя часть); на центральном участке в скв.35 (средняя, нижняя части и под контур), на западном участке в скв 4 и с 1997 г в скв.21 (нижняя часть и, в основном, под контур). Накопленная закачка составила 1886.012 тыс.м³ воды. между участками объёмы воды распределялись равномерно (по 35%).