Анализ разработки Воронежской залежи Речицкого месторождения, страница 4

Сравнение четырех периодов разработки залежи показывает, что, как и следовало ожидать, максимальный дебит скважин по нефти был в начальный период (1968-70гг) эксплуатации залежи - 53.2 т/сут на скважину.

Во втором периоде (1971 - 75гг) дебит снизился до 19.9 т/сут. на скважину в связи со снижением пластовой энергии и недостаточной компенсацией отбора закачкой (29%).

Третий период (1976 - 94гг) отличается разработкой залежи на естественном режиме в условиях постоянного снижения пластовой энергии. Поэтому дебит нефти на одну скважину уменьшился еще больше и составил 2.81 т/сут.

В четвертом периоде (1995 - 99 гг.) была возобновлена закачка воды в залежь, текущая компенсация отбора закачкой достигла 53% и средний дебит нефти на одну скважину увеличился до 3.4 т/сут.

Основными источниками поступления воды в скважины являются:

1) добыча вместе с нефтью воды, закачиваемой для ППД (скв. 53 добыла 118.13 тыс.т нефти и 36097 м³ воды, закачанной в скв. 14);

2) перетоки воды из семилукского горизонта после его обводнения в скважинах, добывавших нефть из названного выше горизонта открытым забоем (скв. 80, 81 и др);

3) периодическое появление воды в отдельных скважинах из-за технических причин (негерметичность колонн, скв. 89 и др.) и технических операций, проводимых в скважинах (скв. 14 и др.).

Отсутствие притоков из первой пачки при опробовании ряда скважин (скв. 222, 234, 235 и др.) в процессе бурения испытателем пластов, а также в эксплуатационной колонне (скв. 250, 251, 253 и др.) связано с тем, что испытания этих скважин проводились исходя из начального пластового давления. Поэтому в результате создаваемых на пласт депрессий, забойные давления в скважинах оказывались фактически равными текущему давлению в залежи и притоки не могли быть получены.

Исключением является скв. 255, испытание которой проводилось исходя из текущего пластового давления (13.1 Мпа), давшая приток нефти из первой пачки.

Известно, что потенциальные добывные возможности скважины при прочих равных условиях определяются удельными запасами (h_ЭФ.Кп^О.Кн) продуктивной части вскрытого ею разреза, где:

h_ЭФ - эффективная нефтенасыщенная толщина;

Кп^О - коэффициент открытой пористости;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Для выяснения, насколько эти возможности реализуются добывающими скважинами, удельные запасы каждой скважины сопоставлены со среднегодовой добычей нефти за весь период ее эксплуатации (рис. 2.2). Предпочтение этому показателю отдано потому, что среднесуточные дебиты нефти по скважинам в большей степени подвержены влиянию целого ряда субъективных факторов.

Рис.2.2 показывает, что в целом (за исключением скв.110 и 89) наблюдается общая тенденция - чем больше удельные запасы, характеризующие разрез данной скважины, тем выше ее среднегодовая добыча. При этом скважины объединяются в четыре группы.

В первую из них входят скважины с максимальной (4369-19518 т/год) среднегодовой добычей нефти (скв.14, 51, 53, 89). Две из них (скв.14, 89) вступили в работу при начальном пластовом давлении и эксплуатировали залежь на естественном режиме, а две другие (скв. 51, 53) - работали под воздействием закачки воды в расположенную рядом с ними скв. 14.

Вторая группа объединяет шесть скважин (50, 57, 62, 77, 152, 250) и отличается от первой меньшими среднегодовыми дебитами (899-2144 т/год). Объясняется это вводом в работу скважин данной группы позже, нежели первой - при сниженном пластовом давлении в залежи.

В третью группу входит одиннадцать скважин, введенных, главным образом, в третьем периоде разработки. Их среднегодовые дебиты еще более низки, нежели второй группы (212 -883 т/год), что связано с дальнейшим снижением пластового давления.

Четвертая группа включает четыре скважины (58, 164, 221, 255) не вписывающихся в общую тенденцию. Две из них (скв. 58, 164) ликвидированы по техническим причинам и две (скв. 221, 255) - введены в эксплуатацию на участках с аномально сниженными пластовыми давлениями. Что касается скважины 110 (2112 т/год), то она эксплуатировала участок залежи, на который еще не распространилась воронка депрессии от ранее введенных в работу скважин.

Из рассмотренных материалов следует, что дифференциация скважин по производительности определяется удельными запасами вскрываемых ими разрезов, пластовыми давлениями при которых они вступили в работу и их техническим состоянием.