Физико-географический очерк Западно-Могутлорского месторождения нефти, страница 12

Скважина №Е-1 при испытании в январе 1994 г. интервала перфорации на абсолютных отметках 2782,3-2792,3м дала через штуцер диаметром 8 мм фонтанный приток дебитом 61,3 м³/сут. безводной нефти. Скважина вступила в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 51,3 т/сут. нефти фонтаном. Коэффициент продуктивности был оценен в 4,5 м³/сут. МПа, гидропроводность – 9,9 Д.см/сПз. Безводный период ее эксплуатации продолжался 150 дней. Начиная с июня 1994г. и до начала 2000г. скважина фонтанировала. В течение 1994-1997гг. она фонтанировала через штуцер диаметром 8 мм с дебитом, постепенно снизившимся с 53,4 т/сут. в 1994г. до 42 т/сут. в 1995г., 37,2 т/сут. в 1996г. и до 35,6 т/сут. в 1997г. В 1998-1999гг. скважина эксплуатируется через штуцер диаметром 6мм со средним дебитом 33,4-23,2 т/сут. и обводненностью продукции около 1%. На скважине установлен отсекающий пакер, поэтому данных о затрубных давлениях нет. Буферные давления постепенно снижались с 2,4 МПа, в безводный период эксплуатации до 1,8 МПа во второй половине 1994г., 13,5 МПа – в 1995г., 1,2 – в 1996г., 1,0-1,1 МПа в 1997-1999гг. Замер пластового давления, проведенный в январе 2000г., показал очень низкое его значение – 21,5 МПа. Накопленный отбор нефти по скважине составил 82,8 тыс. т, средняя обводненность – 1% (см. табл. 4.1).

В скважине №Е-2 в сентябре 1992г. при испытании интервала перфорации на абсолютных отметках 2783,9-2791,9 м через штуцер диаметром 2 мм был получен слабый фонтанный приток безводной нефти дебитом 3,5 м³/сут. После проведения мероприятий по оптимизации притока скважина введена в пробную эксплуатацию 02.11.97г. фонтаном со среднесуточным дебитом 28,4 т/сут. жидкости, обводненной на 1,2%. В декабре того же года обводненность возросла до 8%, в январе 1998г. – до 14,9%. Начиная с января 1998г. скважина эксплуатировалась ЭЦН через штуцер диаметром 5мм. К концу 1998г. по мере роста обводненности продукции до 12% дебит скважины снизился до 17,2 т/сут. За время пробной эксплуатации скважины из нее добыто 16,6 тыс. т нефти со средней обводненностью 5,1%. Пластовое давление, замеренное при испытании скважины в сентябре 1992г. составило 28,5 МПа и к началу 2000г. составило 22,5 МПа. Буферные давления снизились с 1,5 МПа в феврале до 0,74 МПа в декабре 1998г. Коэффициент продуктивности составляет 1,9 м³/сут. МПа, гидропроводность – 4,3 Д.см/сПз. В июне 1998г. в скважине проводились ГИС с целью определения профиля притока и установления источника обводнения. Причиной обводнения определено подтягивание воды из неперфированной подошвы пласта к нижним дырам перфорации.

Пластовые давления в 1999г. являются явно недовосстановленными из-за малого времени ожидания.

Скважина №2-2 при испытании в январе 1994г. интервала перфорации на абсолютных отметках 2777,6-2799,6м при фонтанировании через штуцер диаметром 6мм дала приток жидкости дебитом 30,3 м³/сут. Скважина введена в пробную эксплуатацию 01.01.94г. с дебитом января 25,3 т/сут. при обводненности 0,6% работа скважины продолжалась 493 дня до мая 1995г. При этом было отобрано 11,2 тыс. т жидкости. Средняя обводненность составила 0,7%. Дебит скважины при неизменном диаметре штуцера 6мм снизился за это время до 14,9 т/сут., буферное давление – с 1,6 до 0,6 МПа. На НКТ был установлен отсекающий пакер. В начале августа 1995г. скважина была вновь введена в эксплуатацию фонтаном на штуцере 6 мм и фонтанировала до февраля 1996г., отобрав еще 2,8 тыс. т жидкости (см. табл.4.1).

В апреле 1996 г. в скважину был спущен ЭЦН и до октября 2000г. за период механизированной добычи из нее добыто 39,6 тыс. т жидкости. Дебит скважины уменьшился с 22,8 т/сут. жидкости до 12 т/сут. в конце 1999г. Начальное пластовое давление, при испытании скважины в феврале 1994г. составляло 28,48 МПа. В декабре 1995г. при снятии КВД оно было определено равным 25,09 МПа. Величина крайне сомнительна, т.к. кривая недовосстановлена. По данным 1999г. коэффициент продуктивности скв. – 1,89 м3/с МПа, гидропроводность пласта в скважине составляет 4,3 Д.см/сПз.