Анализ разработки месторождения Речицкого нефтяного месторождения (Часть 2 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 12

Обводненность в целом по залежи за период с 1996 – 2000 г.г. изменялась с 88,8%  до 87,5%.

 Снижение обводненности в 1998 г. с 88,8% до 86% объясняется целенаправленным снижением объемов закачки (годовая компенсация снизилась с 81% до 67,5%). Снижение обводненности в 2001г. до 83,4% объясняется высокими отборами безводной нефти из скв.1502.

Изменения обводненности скважин западного участка зависят от отборов жидкости, причем в скв.68, 160 периодически наблюдается снижение обводненности (с 90 до 70%) с увеличением отборов жидкости. В 1997 – 1998 г.г. в скв.222, 113 проведены изоляционные работы (перевод на верхнюю часть - азерецкие слои), в результате чего скв. 222 (после полного обводнения - 99,9%) работает без воды, в скв.113 обводненность уменьшилась с 98 до 70%.

Действующие скважины центрального участка (скв.157, 165, 166) в целом характеризуются стабильной обводненностью 88 – 92% при постоянных отборах жидкости с тенденцией к росту обводненности при увеличении отборов. Скв. 163 (с 1992 г.) работает без воды.

На восточном участке залежи по скв.6 и 82 обводненность продукции зависит от объемов закачиваемой воды и цикличностью закачки в нагнетательные скв. 1 и 52. Обводненность изменяется в пределах 80 – 95%, в отдельные годы снижается до 50%.

Система ППД организована в конце 1967 г. в законтурную скв.17, когда пластовое давление снизилось от начального  30,2 до 23,6 МПа. В течение трех лет под закачку было введено еще 6 приконтурных скважин (скв.10, 12, 33, 74, 85, 87). В 1970 г. с ростом числа эксплуатационных скважин, размещенных на участках залежи, удаленных от линии нагнетания, и увеличением темпа отбора нефти (8,9% от НИЗ), существующий фонд приконтурных нагнетательных скважин не обеспечивал компенсацию возросших отборов нефти закачкой воды. Для сохранения достигнутого уровня добычи нефти в 1970 –1971 г.г. дополнительно под нагнетание переведены 5 обводнившиеся скважины первого эксплуатационного ряда (скв.1, 39, 47, 83, 88). Перенос фронта заводнения и увеличение числа нагнетательных скважин (11скважин) позволили увеличить объем нагнетаемой воды, темп восстановления пластового давления и уровень добычи нефти. При достижении 100% накопленной компенсации отбора жидкости закачкой (1974 г.) пластовое давление достигло начальной величины 31 МПа.

 В течение всего периода разработки изменение величины пластового давления согласовывалось с компенсацией отбора жидкости закачкой воды. Распределение пластового давления по залежи в течение всего срока разработки закономерные: максимальные вблизи нагнетательных скважин, минимальные значения отмечаются в зоне наиболее  удаленной от нагнетательных скважин.

Характер распределения пластового давления свидетельствует о высоких фильтрационных свойствах пласта и хорошей гидродинамической связи различных участков залежи.

В связи с прогрессирующим обводнением залежи, с 1978 г. объемы закачиваемой воды и фонд нагнетательных скважин уменьшились в два раза. На залежи применялся метод изменения фильтрационных потоков путем перераспределения объемов закачки между нагнетательными скважинами. С этой целью были введены под закачку обводнившиеся скв.111 западного участка (в 1977 г.) и скв.52 восточного участка (в 1982 г.). Из-за роста обводнения скважин на западном участке (до95%), обусловленное большими объемами закачиваемой воды и близостью скв.111, закачиваемая вода от которой двигалась по направлению трещиноватости вдоль тектонического нарушения, в 1995 г. скв.111 была остановлена. По скважинам западного участка отмечалась стабилизация обводненности, при этом снижения пластового давления   не наблюдалось.

Всего под закачкой находилось 16 скважин. Последние пять лет закачка велась в четыре скважины: скв.10, 33 (западный участок) и 1, 52 (восточный). Закачка проводилась при давлении на устье скважин 11 – 15,5 МПа, с приемистостью 500 – 700 м³/сут до 1400м³/сут по скв.1. Объемы закачиваемой воды составляли: 70% всего объема на западном участке и 30% на восточном. На восточном участке, с целью изменения направлений фильтрационных потоков, объемы закачиваемой воды перераспределялись между скв. 1 и 52.