Анализ разработки Давыдовского месторождения, залежь Воронежского и Семилукского горизонтов, страница 3

Доля малодебитного фонда (дебит нефти< 5т/сут) за текущие пять месяцев составила 49%,

скважины с дебитами 5-10 т/сут составляют 40% фонда, с дебитами > 10 т/сут - 11%. По

ряду    скважин    дебиты    нефти    выросли:    скв. 89,66,56,57,108    -    эффект    от    ГТМ

(интенсификация; оптимизация); скв.69,65,62,93,108,16,87, 80 - снижение обводнённости

(регулирование  объёмов  закачки).  По  скв.   34,  35,   91- дебиты  снизились  из-за  роста

обводнённости.

Закачка   воды   осуществляется   в   четыре   нагнетательные   скважины.    Максимальные

ежемесячные объёмы закачки -5.7 тыс.м³ воды (скв.67), минимальные - 0.360 тыс.т (скв.59).

По участкам объёмы закачки распределяются  равномерно    -   по 50%. Снижение объёмов

закачиваемой воды в  скв. 100     (в  3  раза)  оказало  положительное  влияние  на работу

добывающих скважин - снижение обводнённости и увеличение дебитов скв. 16,65.

Текущее пластовое давление на уровне 1999 г. - 19,7МПа.

Подводя итоги вышеизложенному можно отметить следующие особенности разработки

задонской залежи:   .

1-.   Залежь находится на второй стадии разработки, длительный период которой (с 1976 г.)

обеспечивается бурением новых скважин и сохранением отборов жидкости, а также

проведением ГТМ;

2.   Реализуемая на залежи система разработки с внутриконтурным заводнением недостаточно эффективна и требует улучшения. Это может быть достигнуто как увеличением объёмов закачки и регулированием фильтрационных потоков, так и проведением работ по выравниванию профиля приёмистости путём закачки химреагентов.

3.   Низкие динамические и статические уровни, затрудняющие работу насосного оборудования. Успешная реализация программы по совершенствованию системы ППД предполагает рост пластового давления и уровней в залежи.

4.   Процесс вытеснения на данной стадии разработки характеризуется низким значением ВНФ-0.06.

5.   Текущий коэффициент нефтеиз в лечения составляет - 0.233. Достижение проектного коэффициента - 0.4 реально.

2. 2. 4. Планирование добычи нефти на 2000- 2003 г.г.

Расчёт добычи нефти по переходящему фонду скважин, проведённый на основе анализа

текущего состояния разработки залежи и добывных возможностей действующих скважин,

показал, что без проведения дополнительных мероприятий уровни добычи будут падать.

С  учётом  реализации  программы  геолого  -  технических  мероприятий  (Приложения), расчётные уровни добычи нефти на 2000 -2003 г.г. составят (табл.2.3):

2000 г. - 71,2 тыс.т

2001 г. - 69,71 тыс.т

2002 г. - 69,0 тыс.т

2003 г. - 64,82 тыс.т Дополнительная добыча за счёт ГТМ, составит:

2000 г. - 2,7 тыс.т

2001г.-2,55тыс.т

2002 г. - 3,68 тыс.т В том числе за счет ремонтно-восстановительных работ:

2000 г. - 0,24 тыс.т

2.3. Залежь нефти воронежского горизонта.

По состоянию на 01.06.2000.Г.

Отобрано от начальных извлекаемых запасов: нефти- 118.123 тыс.т (58.8%); жидкости- 129.583 тыс.т;

Остаточные извлекаемые запасы - 82.9 тыс.т;

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 27.6 тыс.т;

Система разработки - на естественном режиме без ПОД;

Добывающий фонд - 3 скважины (скв.75 - фонтан, скв.18-ШГН, скв.76-ЭЦН);

Согласно "Проекта разработки" залежь разрабатывается возвратным фондом скважин семилукского горизонта. Всего на залежь было переведено три скважины (скв.18 - 1973 г.; скв.76 - 1995 г.; скв.75 - 1998 г.). Скважины вступали в работу фонтанным способом с последующим переводом скв. 18,76 на ШГН. Максимальные дебиты нефти за весь период эксплуатации: по скв.18 - 91.7 т/сут, скв.76 - 3.7 т/сут, скв.75- 48.5 т/сут. Высокий дебит скв.18 обусловлен лучшими коллекторскими и фильтрациоиными характеристиками данной части залежи. В остальных скважинах, вскрывших воронежские отложения, наблюдается постепенное сокращение эффективных нефтенасыщенных толщин.

Начальное пластовое давление в залежи составляло 34.1 МПа. К 1985 г. при отборе 85.7 тыс.т давление снизилось до 22.7 МПа (Рнас.= 21.6 МПа). После остановки скв. 18 давление восстановилось до начального, что свидетельствует о проявлении упруго -водонапорного режима в залежи.

Максимальный отбор нефти - 17.26 тыс.т достигался в 1974 г. В дальнейшем, в условиях эксплуатации залежи на естественном режиме при снижении пластового давления отборы нефти снижались (рис 2.3, табл. 2.4).

За последние пять лет за счёт ввода в эксплуатацию новых скважин (скв.75,76) и эффективности ГТМ (оптимизация в скв.18) отборы нефти увеличились с 0.5 тыс.т до 11.142 тыс.т, отборы жидкости - до 14.9 тыс.т, средний по залежи дебит нефти увеличился с 0.4 т/сут до 10.9 т/сут. Увеличение отборов привело к снижению пластового давления в залежи и к прогрессирующему обводнению скважин.

Потери добычи нефти в 1999г. по сравнению с 1998г. составили 2.615 тыс.т, т.ч. за счёт:

-    снижения отборов жидкости - 1.731 тыс.т (скв. 75);

-    увеличения обводнённости - 0.882 тыс.т (скв. 18);