Анализ разработки Давыдовского месторождения, залежь Лебедянского (боричевские слои) и Задонского горизонтов

2. Анализ разработки месторождения

Месторождение открыто в 1967 г., в пробную эксплуатацию введено в 1970 г., в промышленную разработку  - в 1975 г.

  Объектом разработки являются четыре самостоятельные залежи : лебедянского ( боричевские слои ) , задонского, воронежского, и семилукского горизонтов.

2.1. Залежь нефти лебедянского горизонта

                                ( боричевские слои)

По состоянию на 01.06.2000 г.:

  Отобрано от начальных извлекаемых запасов :

                                нефти - 107,895 у.е. (73,9%);

                                жидкости - 112,842 у.е.;

  Остаточные извлекаемые запасы - 38,105 у.е.(табл. 2.1).

  Лебедянская залежь находилась в эксплуатации в период 1970 - 1992 г.г. (с1987 г. с ППД ) , с 1992 г. - в консервации по причине полного обводнения добывающего фонда . В эксплуатации находились четыре добывающие (скв. 1, 54, 105 - все ликвидированы в 1995 г.; скв. 9 - ликвидирована по техническим причинам ) и одна нагнетательная ( скв. 43 - ликвидирована в 1995 г.)  скважины.

  Основные особенности разработки залежи :

1. Режим залежи упруго-водонапорный с активным влиянием законтурной зоны, что подтверждает длительный период эксплуатации на естественном режиме ;

2. Залежь нефти имеет небольшую нефтенасыщенную толщу, что обусловило высокую скорость продвижения фронта воды;

3. В разработку была вовлечена западная часть залежи, центральная и восточная остались невыработанными.

  Дальнейшая разработка залежи будет осуществляться возвратным фондом скважин задонской залежи.

2.2 Залежь нефти задонского горизонта.  

2.2.1 Анализ разработки залежи

По состоянию на 01.06.2000 г.:

Отобрано от начальных извлекаемых запасов :

                           нефти - 1412,711 у.е. (57,6%);

                           жидкости - 1498,089 у.е.;

Остаточные извлекаемые запасы - 1040,3 у.е.;

Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,233;

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 29,7 у.е.;

Система разработки - с ППД путем закачки воды во внутриконтурные скважины . За весь период разработки в эксплуатации пребывало - 46 скважин;

Добывающий фонд - 35 скважин ( все действующие ), все - ШГН;

Нагнетательный фонд - 4 скважины ( все действующие ).

Залежь нефти задонского горизонта характеризуется невысокими коллекторскими свойствами. На выработку запасов залежи самое существенное влияние оказывает строение коллектора, который в отличие от большинства каверно-порово-трещинных коллекторов Припятского прогиба, характеризуется как порово-каверновый со слаборазвитой трещинноватостью. Это обусловило довольно плотную сетку эксплуатационных скважин на залежи (19 га/скв ) и применение внутриконтурной системы по поддержанию пластового давления.

  Добывающие скважины вступали в эксплуатацию, в основном, механизированным способом ( перевод с фонтана осуществлялся в течение полугода ) с начальными дебитами от 0,1т/сут (скв.17,54,84) до 62 т/сут (скв.34), которые зависели от положения скважины на структуре. Максимальные дебиты имели скважины, находящиеся в сводовой части залежи, минимальные - в приконтурной области. В процессе эксплуатации дебиты скважин снижались, чему способствовало снижение пластового давления в залежи и рост обводненности добываемой продукции.

  Однако в целом по залежи в течение длительного периода эксплуатации - 1980 - 1998 г.г. отмечается стабилизация дебитов на уровне 6-7 т/сут нефти и 7-9 т/сут жидкости (рис.2.1., табл.2.2.). Снижение дебита нефти в 1999 г. до 5,3 т/сут и дебита жидкости до 6,3 т/сут связано, в основном, с ростом обводненности , снижением отборов жидкости, низкими статическими и динамическими уровнями, затрудняющими работу насосного оборудования.

  В настоящее время доля низкодебитного фонда (<5 т/сут ) составляет 49%. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут (40%) и 10-15 т/сут(11%).

Технологические показатели разработки Давыдовского месторождения, залежь воронежского горизонта