Подводя итоги вышеизложенного можно отметить следующие особенности разработки воронежской залежи:
1. Длительный период (1974 – 1994 г.г.) разработки залежи без ППД характеризуется низкими темпами отборов (1,2% и ниже), периодической эксплуатацией скважин обусловленной невысокой энергетикой залежи, низкой эффективностью проводимых в этот период ГТМ.
2. Реализуемая на залежи система разработки с очаговым заводнением эффективна. Однако необходимо проведение мероприятий по регулированию объемов закачки, выравниванию профиля приемистости путем закачки в нагнетательные скважины хим.реагентов.
3. Для усиления системы ППД на восточном участке (район скв.51, 57, 246, 259) организовать очаговое заводнение, для чего пробурить проектную скв. 247 или перевести под нагнетание скв.259 или 246.
4. Для скорейшего восстановления пластового давления продолжить эксплуатацию скважин 159, 77 с ограничением отбора жидкости, скв.62 - остановить.
5. После восстановления пластового давления в залежи (до 19 - 20 МПа), для выработки остаточных извлекаемых запасов, продолжить разбуривание залежи проектным фондом скважин – скв.263, 245, 244, 260, 292. В скв.292 (район скв.221) вскрыть верхнюю часть семилукских отложений толщиной 5 м (от кровли семилукского горизонта).
6. Для улучшения состояния разработки, намечены геолого- технические мероприятия по всему добывающему и нагнетательному фонду скважин, а также восстановление ликвидированных скважин (скв.58, 59, 89, 152, 162).
2.4 Залежь нефти семилукского горизонта
Залежь находится в разработке с 1965 г. В настоящее время разрабатывается согласно дополнения к проекту разработки, составленному в 1987 г. Разбуривание залежи основным фондом закончено к 1975 году. Залежь разбурена пятью рядами, параллельными контуру нефтеносности с плотностью сетки скважин 56 га/скв. С продвижением фронта обводнения в результате полного обводнения, большая часть скважин была ликвидирована или переведена на воронежский горизонт. К моменту составления дополнения к проекту разработки добывающие скважины в основном расположены в сводовой части залежи в стягивающем ряду. Расстояние между скважинами 500 – 750 м.
Дополнением к проекту разработки предусматривалось:
- продолжить разрабатывать залежь с поддержанием пластового давления методом приконтурного заводнения, причем для повышения эффективности системы заводнения предусматривался перенос части объемов закачки во внутриконтурные скважины промытой зоны залежи,
- проводить изменение направлений фильтрационных потоков путем циклической закачки воды,
- уплотнение стягивающего ряда проектными добывающими скважинами, планировалось дополнительно пробурить в течение 1991-1996 г.г. 8 добывающих, а в 1997 - 1999 г.г.- 6 резервных скважин.
Разбуривание проектного фонда скважин началось с 1991 года. В 1991-1994 г.г. были пробурены 4 скважины - скв. 199, 221, 222, 258. Из них введены в эксплуатацию на семилукскую залежь 2 скважины (222, 258). Скв.199 была передана для эксплуатации ланской залежи, скв.221 - воронежских отложений. В 1999 – 2001 г.г. бурением II ствола введены в эксплуатацию скважины 270 (из скв.70), 1502 (из скв.150), 1562 (из скв.156).
Всего с начала разработки на залежи находилось в эксплуатации 63 скважины. По состоянию на 01.01.2002 г. по причине обводнения переведено на другие горизонты 28 скважин, переданы под закачку 4, ликвидировано 16 скважин. (табл.2.4.1, 2.4.2).
За период 1996 – 2001 г.г. фактическая разработка залежи не соответствует проектной по уровню добычи нефти (ниже проектной на 16 - 11%). Основной причиной является меньший чем по проекту добывающий фонд скважин (на 7 – 5 скважин) в связи с выбытием из-за обводнения и по техническим причинам. Не пробурено 4 проектных скважины (195, 196, 197, 198). Фактический нагнетательный фонд скважин на 50% ниже проектного (проект –6 скважин, факт – 3) и соответственно объемы закачиваемой воды не соответствуют проектным.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.