Анализ разработки Давыдовского месторождения, залежь Воронежского и Семилукского горизонтов, страница 4

Прирост добычи нефти составил 4.270 тыс.т, т.ч. за счёт:

-    увеличения отборов жидкости - 0.515 тыс.т (скв.76);

-    увеличения дней эксплуатации - 3.756 тыс.т (скв. 75, 18).

За пять месяцев 2000 г. отбор нефти составил 1.952 тыс.т, отбор жидкости - 3.187 тыс.т, текущие дебиты по нефти снизились до 1.16 т/сут (скв.76) - 6.0-7.0 т/сут( скв. 18,75), обводнённость продукции увеличилась до 52% (скв. 18) и 96.6% (скв.76). Текущее пластовое давление - 22.3 МПа (скв.76), т.е. близкое к давлению насыщения.

2.3.1. Планирование добычи нефти на 2000 - 2003 г.г.

Разработка залежи возвратным фондом скважин семилукского горизонта на естественном режиме при низком пластовом давлении и прогрессирующем обводнениии без проведения дополнительных геолого -технических мероприятий приведёт к значительному падению отборов нефти.

Расчет добычи    на 2000 - 2003 г.г. осуществлён с учётом реализации программ геолого -технических мероприятий ( Приложения ) и приведён в табл. 2.5. Уровни добычи нефти составят:

2000 г. - 4,7 тыс.т

2001 г.-2,2 тыс.т

2002 г. - 2,36 тыс.т

2003 г. - 2,76 тыс.т Дополнительная добыча за счёт ГТМ, составит:

2001 г. - 0,72 тыс.т

2002 г. - 0,72 тыс.т

2.4. Залежь нефти семилукского горизонта.

По состоянию на 01.06.2000 г.:

Начальные извлекаемые запасы - 253 тыс.т;

Коэффициент нефтеиз в лечения - 0.37;

Отобрано от начальных извлекаемых запасов: нефти-79.530 тыс.т (31.4%); жидкости - 80.755 тыс.т;

Остаточные извлекаемые запасы - 173.5 тыс.т;

Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0.116;

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 173.5 тыс.т;

Система разработки - с ППД путём закачки воды в законтурную область;

Добывающий фонд - 1 скважина (скв.77 -ШГН);

Нагнетательный фонд - 1 скважина (скв.74);

Дебит нефти - 0,8 т/сут (период, экспл.)

Разработка залежи начата в 1972 г скв. 18, которая отобрала 13.6 тыс.т нефти и снизила пластовое давление в залежи на 14.4 МПа. За весь период эксплуатации в разработке находилось семь добывающих скважин. Скважины вступали в эксплуатацию с начальными дебитами от 0.8 т/сут (скв.36) до 76.3 т/сут (скв.18), что объясняется высокой неоднородностью коллекторских и фильтрационных свойств нефтенасыщенных пластов. Разработка залежи на естественном режиме характеризовалась снижением пластового давления до давления насыщения и переводом скважин в консервацию. Закачка воды в залежь организована с 1984 г в законтурную область сначала в нагнетательную скв.74, а с!986 г.в две скважины (скв.74,80). Однако нагнетание воды в скважины 74 и 80 оказало влияние только на близлежащие скважины 75 и 78. Дальнейшее падение пластового давления привело к снижению дебитов и переводу скважин на периодический режим эксплуатации. С 1991 г. скважины переведены в контрольный фонд из-за обводнения пластовой водой (рис.2.4, табл.2.6).

До 1998 г. залежь находилась в консервации. В октябре 1998 г. скв.77 введена в эксплуатацию после промывки забоя и интенсификации (СКВ) с дебитом 4.4 т/сут нефти. В течение года (06.1999 г. - 03.2000 г.) велась закачка воды в скв.74 в объёмах 400 -500 % месячной компенсации отбора жидкости. За пять месяцев 2000 г. отбор нефти составил 300 т, дебит нефти снизился до текущего 0.8 т/сут, скважина работает в периоде в связи с обводнением (вода на забое). Закачка остановлена из-за отсутствия положительного эффекта.