Физико-географический очерк Западно-Могутлорского месторождения нефти, страница 14

При отработке скважины фонтаном через штуцер диаметром 4мм была получена жидкость среднесуточным дебитом 32,9 м³/сут. Геофизические исследования с целью определения профиля притока, источника обводнения и технического состояния эксплуатационной колонны установили приток воды из нижних отверстий перфорации за счет заколонного перетока снизу из нижней водонасыщенной части (Заключение от 27.08.98г.).

По материалам акустической цементометрии в интервале перфорации, выше и ниже него, участками либо отсутствует, либо имеется частичная связь цемента с колонной и породой. Скважина с августа по конец 1998г. работала фонтаном, отобрав 6,2 тыс. т жидкости. В 1999г. после изоляционных работ и перестрела интервала на абсолютных отметках 2776,2-2783,7м дебит скважины по нефти составил 13,5 т/сут. По результатам обработки кривой притока коэффициент продуктивности оценен в 0,58 м³/сут.МПа, а гидропроводность – в 1,27 Д.см/сПз.

С августа 1998г. по сентябрь 2000г. из скважины отобрано 14,6 тыс. т нефти при обводненности 2-4% (см. табл. 4.1).

Скважина №16-2 из интервала перфорации на абсолютных отметках 2779,8-2789,9м после неоднократного снижения уровня 23.08.99г. дала приток нефти дебитом 13,6 м³/сут., коэффициент продуктивности скважины оценен в 1,22 м³/сут.МПа, гидропроводность – в 2,66 Д.см/сПз. Скважина введена в пробную эксплуатацию с помощью ЭЦН, штуцер диаметром 5мм и из нее до октября 2000г. добыто 13,7 тыс. т нефти и 14,5 тыс. т жидкости. Средний дебит скважины составляет 20,8 т/сут. и удерживался таковым с небольшими отклонениями в течение года (до августа 1999г.)

Во второй половине 1999г. дебит скважины возрос до 33-37 т/сут. после смены ЭЦН. С июня 2000г. скважина простаивает в ожидании ремонта (см. табл. 4.1). Исходя из положения динамического уровня, расчетный коэффициент продуктивности оценен в 2,55 м³/сут.МПа, а гидропроводность – в  5,58 Д.см/сПз. По материалам акустической цементометрии в интервалах переходной зоны и водоносной части пласта контакт цемента с колонной и породой отсутствует или частичен, поэтому обводнение скважины, по-видимому, является следствием перетока воды в зону перфорации по заколонному пространству.

Скважина № 302-2 начата бурением 29.05.1999г., закончена бурением – 02.07.1999г. на глубине 3287м, пласт ЮВ₁ вскрыт на глубине 3141,0 (а. о. 2783м). В открытом стволе скважины в эксплуатационной колонне выполнен стандартный комплекс геофизических исследований в интервале 3050-3285м. Эксплуатационная колонна – 146мм, перфорирована в интервалах: 3143,6-3147,0м зарядами ПРК-42С по 10 отверстий. Вторичное вскрытие осуществлено на нефти со сниженным уровнем на 400м. В результате испытания объекта Ю₁ получен безводный приток нефти Q=2,4 м³/с.

Скважина исследована прослеживанием КВД, восстановлением устьевых давлений с последующей периодической отработкой на 4мм по 6-12 часов. Пластовое давление составило 23,5 МПа. Скважина введена в эксплуатацию фонтаном (20.12.99г.) с периодической отработкой по 6-12 часов накопления, штуцер 4мм, Рбуф=6атм., Рзатр.=12атм.

После отработки на таком режиме скважина была переведена на механизированную добычу и оборудована насосом ЭЦН 5-20-1750г/с (30.12.99г.), глубина спуска – 1820м. Скважина выведена на режим эксплуатации с параметрами: Qж. – 25,8 м³/с., Qн. – 20,4 т/с., Н2О – 5,9%, Ндин. – 1020м (табл. 4.1).

Скважина №11-2 начата бурением 7.07.1999г., закончена бурением 30.07.1999г. на глубине – 3006м, вскрыла проектный объект Ю₁, углублена на Ю₂ с отбором керна на предмет выяснения насыщения пласта ЮВ₂. В открытом стволе скважины и эксплуатационной колонне выполнен стандартный комплекс геофизических исследований в интервале 2550-3140м. Объект Ю₂ вскрыт в интервале гл. 3088-3094,4 м. Песчаник без признаков нефтенасыщения. Интервал гл. 3094,4-3102,0м также без признаков насыщения.