Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведено в табл.2.4.3.
На 01.01.2002 г. действующий фонд добывающих скважин – 14 (3 скважины – ШГН, 11скважин – ЭЦН). Всего из залежи отобрано 17544,3 тыс.т нефти (90% от НИЗ – 19491 тыс.т), темп отбора 0,56% от НИЗ. Остаточные запасы составляют 1946,7 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда приходится 130,0 тыс. т остаточных запасов, что существующим фондом скважин отобрать нереально. Основная добыча нефти (71,8%) обеспечивается скважинами 82, 1502, 157, 160, 163, 165.
В начальный период разработки скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитами 100 – 270 т/сут. Начальное пластовое давление в залежи – 30,2 МПа (замеренное в скв.6 и приведенное к отметке ВНК –2797 м). Максимальные дебиты нефти по скважинам достигали 200 – 1450 т/сут, по жидкости 400 – 1500 т/сут. Из-за снижения пластового давления (до 23,6 МПа) фонтанирование скважин прекращалось и с 1969 г. начался перевод скважин на мех. добычу.
Максимальный уровень добычи нефти в 2,1 - 2,2 млн.т (11,2% от НИЗ) был достигнут в 1971 - 1972г.г. (дебит нефти 260 – 240 т/сут). Рост уровня добычи нефти обеспечивался благодаря интенсивному разбуриванию залежи и вводу в зксплуатацию новых добывающих скважин (в 1972 г. было 28 добывающих скважин), эффективному функционированию системы ППД (в нагнететельном фонде 11 скважин, накопленная компенсация – 95%). Падение добычи нефти, вызванное прогрессирующим обводнением скважин началось после отбора 54,3% запасов (1973 г). При достижении обводненности залежи 80% (1977 г.), отборы жидкости начали ограничивать (в два – три раза), темп роста обводненности снизился, что позволило долгое время разрабатывать залежь с обводненностью 85 – 88%. К концу 1981 г. из залежи было отобрано 80% извлекаемых запасов, темп отбора от начальных извлекаемых запасов снизился до 1% и залежь перешла в четвертую стадию разработки, которая характеризуется медленно снижающими уровнями добычи нефти и высокой обводненностью всех скважин. Динамика показателей разработки и график разработки семилукской залежи представлены в табл.2.4.4 и на рис.2.4.1
Добыча жидкости за последние пять лет изменялась от 707,0 до 605,0 тыс.т. Отборы нефти за этот период находились на уровне 79 - 80 тыс.т. В 2000 – 2001 г.г. добыча нефти выросла с 80 до 85 - 108,6 тыс.т (за счет восстановления II стволом скв.270, 1502).
Скважины, в основном, работали на постоянном режиме: скважины, оборудованные ЭЦН - с дебитами жидкости 150 – 360 т/сут, нефти – 10 - 50 т/сут, скважины, оборудованные ШГН – с дебитами жидкости на уровне 22 т/сут, нефти – 2 – 6 т/сут.
Скважины, пробуренные II стволом за этот период, введены следующим образом:
скв.270 (1999 г.) – ЭЦН, с дебитом жидкости – 70 т/сут, нефти - 16 т/сут, текущий дебит - 132 т/сут по жидкости, - 8 т/сут по нефти;
скв.1502 (2000 г.) – ЭЦН, с дебитом 90 т/сут безводной нефти, текущий – 83 т/сут;
скв.1562 (2001 г.) – ШГН, с дебитом жидкости 15 т/сут, нефти – 2,6 т/сут.
Обводнение скважин связано с продвижением фронта закачиваемой воды и началось на третий год после организации закачки (1969г.). За безводный период из залежи отобрано 1,4 млн.т нефти или 7,2% от начальных извлекаемых запасов. В течение всего периода разработки фронт заводнения двигался, в основном, параллельно начальному положению контура нефтеносности. Скорость его продвижения была разная для разных участков залежи от 360 м/год на центральном участке до 90 м/год на восточном и в среднем составила 206 м/год. По темпу роста содержания воды скважины подразделяются на две группы: первая - большинство обводненных скважин, у которых наблюдается быстрый рост содержания воды (70% за 3 – 10 месяцев), вторая – более медленный рост содержания воды (до 70% за 13 – 21 месяц), (рис.2.4.2, 2.4.3). К 1973 г. текущий контур нефтеносности достиг скважин стягивающего ряда. Для большинства обводненных скважин характерно резкое снижение темпа их обводнения при достижении 80% обводненности продукции. Начиная с 1980 г. среднегодовая обводненность в целом по залежи стабилизировалась на уровне 85 – 86% с незначительным увеличением. Это можно объяснить снижением отборов жидкости и объемов закачки и, в дальнейшем перераспределением объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами с изменением направлений фильтрационных потоков.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.