В ноябре 1998г. при определении с помощью ГИС профиля притока и источника обводнения, работающими диагностированы 11 метров из 13,8м коллектора (в т.ч. обводнены нижние 2,2м ЧНЗ), а причиной обводнения признано подтягивание воды из нижней неперфорированной части пласта.
Скважина № 2-3 при испытании в июне 1996г. интервала перфорации на абсолютных отметках 2779,2-2797,4м дала приток жидкости суточным дебитом 6,92 м3/сут. при 74% обводненности. Начальное пластовое давление определено равным 25,8 МПа, продуктивность – 1,02 м3/с МПа, гидропроводность 2,24 Д.см/сПз. Скважина введена в пробную эксплуатацию 07.05.96г. с помощью ЭЦН, имея дебит равным 7,92 м3/сут. жидкости, обводненной на 66,7%. Через 76 дней эксплуатации, отобрав 503т жидкости, в т.ч. 176 т нефти и 327т (65%) воды при среднем дебите 6,6 т/сут., скважина вошла в бездействие, а затем была законсервирована.
В июне 1998г. в скважине производились исследования со снятием кривой притока. При забойном давлении 17,8 МПа гидропроводность оценена равной 0,46 Д.см/сПз, коэффициент продуктивности – 0,21 м3/сут.МПа, пластовое давление – 28,5 МПа.
В сентябре 1998г. скважину расконсервировали, и при электро-физическом воздействии в течение 40,5 дней она работала фонтаном через штуцеры диаметром 3мм (первые 11,5 дней) и затем – диаметром 2мм с дебитом, быстро снизившимся с 14,5 до 2,1 т/сут. при обводненности 9,3 %. В ноябре и декабре 1998г. скважина бездействовала, а с января 1999г. используется для сброса подтоварной воды. Отбор по скважине составляет всего 730т жидкости, в т.ч. нефти – 390,8, т.е. 53,5% (табл. 4.1).
В январе 1999г. в скважине при заполнении ее пресной водой проводились ГИС для определения текущего насыщения. По данным ИННК пласт в интервале абсолютных отметок 2779.8-2783,8м насыщен нефтью и водой (переходная зона), а в 2787м и ниже – обводнен. Нижние отверстия перфорации находятся на 2,2м ниже начального положения ниже верхнего уровня переходной зоны и на 0,7м ниже водонефтяного контакта.
В июле-августе 1999г. скважина периодически эксплуатировалась с дебитом жидкости 9-18 м3/сут. при обводненности 80-98%. В конце периодической эксплуатации была проведена пробная закачка воды силами бригады КРС, для чего в скважину были спущены НКТ с пакером и хвостовиком. При давлении на устье 12 МПа скважина не принимала, а при давлении 14 МПа приемистость составила 5,7 м3/сут. Эти работы проводились в рамках выполнения решения ЦКР МГЭ от 27.01.98г. №2225, о чем подробнее см. ниже.
Скважина №13-2 введена в пробную эксплуатацию в 1999г. с помощью ЭЦН из интервала перфорации на абсолютных отметках 2778,8-2786,3м и в течение 1999г. и 9 месяцев в 2000г. из скважины отобрано 9,6 тыс. т нефти и 10,2 тыс. т жидкости (см. табл. 4.1). Начальное пластовое давление перед пуском скважины составляло 28,5 МПа. По данным КВД после 1-го снижения уровня, коэффициент продуктивности скважины составляет 1,05 м/сут. МПа, гидропроводность – 2,3 Д.см/сПз. По данным кривой притока, снятой 17-21.11.98г., скорость притока изменилась очень слабо, изменение давлений составляло 2,69-2,47 атм./час. При средней депрессии 8,75 МПа продуктивность скважины оценивается в 1,05 м3/сут. МПа, а гидропроводность – в 2,3 Д.см/сПз. Судя по материалам ГИС, определяющим качество цементирования, наиболее вероятной причиной наличия воды в притоке из скважины является заколонный переток воды из нижней водонасыщенной части разреза.
Замеры давлений, проведенные в 1999г., показывают явно не восстановленное пластовое давление, т.к. производятся во время смены ЭЦН.
Из скважины №15-2 при испытании в августе 1998г. интервала перфорации на абсолютных отметках 2775,9-2784,9м при депрессии 4,18 МПа было получено 13,5 м3/сут. нефти. Продуктивность скважины составила 3,23 м3/сут. МПа, а гидропроводность была оценена в 7,06 Д.см/сПз.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.