Анализ разработки Воронежской залежи Речицкого месторождения, страница 3

При этом, три скважины (50, 58, и 142) работали со средним дебитом нефти 0.08 - 0.1 т/сут. Скважина 50 основную добычу (8094 т нефти - 95%) дала до начала третьего периода, а у скв. 58 и 142 оказались негерметичными колонны. Поэтому скв. 58 ликвидировали по техническим причинам, а скв. 142 - перевели на восьмую пачку межсолевых отложений.

Со средним дебитом менее 1.5 т нефти в сутки (0.19 - 1.23) работали одиннадцать скважин (43, 49, 59, 69, 80, 81, 143, 153, 164, 221, 256), две из которых (80, 164) ликвидированы по техническим причинам, одну (скв. 69) перевели под закачку, а остальные из этой группы работали с дебитом от 0.28 т до 1.23 т нефти в сутки.

С дебитом нефти 1.79 т/сут. - 9.06 т/сут. работали 12 скважин (51, 53, 57, 60, 62, 77, 89, 110, 112, 152, 250, 257), давших 81% накопленной добычи за рассматриваемый период.

Работа этих скважин отличается относительной стабильностью и закономерное снижение дебитов можно объяснить снижением энергетики залежи. Этот период разработки залежи характеризуется периодическим изменением темпов отбора.

В отдельные годы он снижался до 0.4 - 0.45% (1977, 1982, 1987, 1990 г.г.), в другие - возрастал до 1%.

Подобным образом ведет себя кривая годовых отборов нефти (рис. 2.1). Основной причиной подобных колебаний являлось количество добывающих скважин (рис. 2.2).

С увеличением количества добывающих скважин соответственно увеличивался темп и годовые отборы нефти.

Всего за третий период разработки добыто 252185 т нефти. Число дней работы скважин 89758. Средний дебит на одну скважину 2.81 т/сут.

Пластовое давление в начале периода было равным 22.5 МПа и к концу - снизилось на 6.7 МПа (Р=15.8 МПа на 01.01.1995 г). Отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления равен 37.6 тыс. т. (рис. 3.3).

Добыча воды за это время составила 21948 м³. Из них 17317 м³ воды дали скважины 80, 81, 142, 164, главным образом, в результате заколонных перетоков, 2480 м³ - скважины, находящиеся в зоне закачки скв. 14. Вода полученная в остальных 10-^ТИ скважинах (2151 м³), вероятнее всего, связана с проводимыми в них техническими мероприятиями.

Началом последнего (четвертого) периода разработки воронежской залежи является 1995 год, начиная с которого стало ощутимым влияние закачки воды (скв. 69) на добывающие скважины 112, 256, 257. Продолжительность периода - 1995 - 1997 годы.

В течении этого времени залежь разрабатывалась 20 добывающими скважинами, 16 из которых были переведены из семилукского горизонта и четыре специально пробурены для эксплуатации воронежского горизонта.

Ежегодно в работе находились от 16 до 18 добывающих скважин. Все скважины работали механизированным способом (ШГН). Их среднесуточные по годам дебиты нефти менялись от 0.06 т до 10.39 т, а средние по скважинам за рассматриваемый период - от 0.08 т/сут (скв. 89) до 9.12 т/сут (скв.57).

Скважина 89 работала со средним дебитом 0.08 т/сут, так как основную добычу (99.9%) дала в предыдущие периоды и 09. 1996 г переведена в контрольные.

Со средним дебитом нефти менее 1.5 т/сут. (0.27 т/сут.-1.45 т/сут.) работали восемь скважин (43, 49, 78, 143, 221, 249, 255, 256).

С дебитом по нефти 1.54 т/сут. - 9.12 т/сут. работали 11 скважин (51, 53, 57, 62, 77, 110, 112, 152, 248, 250, 257) давших 89% накопленной добычи нефти за рассматриваемый период.

Особенностью последнего периода является возобновление ППД посредством закачки воды в скв.69 и рост дебитов нефти по скважинам 112, 256, 257, находящимся в зоне влияния закачки. Всего в скв.69 закачали 53416 м³ воды. Дебит нефти по сравнению с предыдущим периодом повысился по скв.112 на 71%, скв.256 - 44% и скв.257 - 108%. По сравнению с последним годом (1994) до влияния закачки, в 1997 г дебит нефти по скв. 112 увеличился в 4.5 раза . По скв.256 - 3.4 раза и скв.257 - 2.8 раза, что показывает высокую эффективность ППД.

Число дней эксплуатации скважин 17364. Средний дебит нефти на одну скважину 3.4 т/сут. Компенсация отбора закачкой 54%. Воду дали скважины: 43, 78, 143, 221, 250, 257. Добыча воды в скв. 78 (1157 м³) связана с негерметичностью колонны, в скв. 257 (570 м³) - с закачкой воды для ППД в скв. 89 и 69 и в остальных скважинах (487 м³) - с техническими операциями, проводимыми в скважинах.

По отчетным документам пластовое давление в залежи снизилось на 0.2 МПа, что маловероятно, а скорее всего связано с низкой точностью его замеров (по КВУ).