Анализ разработки месторождения Речицкого нефтяного месторождения (Часть 2 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 14

 Проектом разработки (1971 г.) предусматривалось  для выработки запасов нефти ланского горизонта в дальнейшем использовать скважины семилукского горизонта. Технически это осуществить было затруднительно, поэтому длительное время (1976 – 1992 г.г.) залежь ланского горизонта разрабатывалась одной скважиной 161 на естественном режиме. Скв.161, пробуренная вместо ликвидированной скв.91, введена в эксплуатацию в январе 1976 г. механизированным способом (ШГН) с дебитом 0,8 т/сут. Пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения (ноябрь 1975 г.), составило 23,4 МПа, т.е. оно оказалось ниже начального в ланской залежи. В течение всего периода скважина работает с дебитом нефти от 3 до 10 т/сут, в зависимости от проведения оптимизации насосного оборудования. Всего скважиной отобрано 46,4 тыс.т нефти, что составляет 27% от всей добычи из залежи.

В настоящее время разработка залежи ведется согласно дополнения к проекту разработки (1987 г.), в котором  предусматривалось в течение 1993 -1999 г. г. пробурить 8 добывающих, 2 нагнетательных и 1 резервную скважины. Разбуривание проектного фонда скважин началось с 1993 года. За период 1993 - 1997 г. г. пробурено и введено в эксплуатацию 7 скважин (ШГН), с начальными дебитами нефти от 3 до 7,5 т/сут (скв.199, 237, 238, 235, 234, 233 - восточного участка), 15,7 т/сут (скв.253 западного участка). В 2000 г. на западном участке введена в эксплуатацию ликвидированная скв.114 (РВР), с дебитом 10 т/сут.

В настоящее время весь проектный фонд пробурен, однако в связи с переносом проектного бурения на вендскую залежь (скв. 240, 241, 239, 242), фактический добывающий фонд на 3 скважины ниже проектного. В перспективе планируется возврат этих скважин на ланскую залежь после отработки вендской залежи.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за период 1996 – 2001г.г. представлено в таблице 2.5.2.

За последние пять лет скважины работали с дебитами от 4 до 15 т/сут и в среднем по залежи 4 – 6,7 т/сут. Продукция скважин безводная.

Ввод новых скважин, а также проведение ГТМ способствовали увеличению объемов добычи нефти с 2,2 (1993 г.) до 16,2 тыс.т (2001 г.).

Отклонения по годам фактических уровней добычи нефти от проектных в полной мере зависило от своевременного проведения ГТМ по скважинам (1996 – 1998 г.г.), несоответсвия фактического фонда скважин проектному (1998 – 2001 г.г.), влияния организации ППД (2000 – 2001г.г.).

Так, в 1996  - 1997 г.г. проектные уровни добычи нефти не достигались на 9% (проект –7,7 – 10,1 тыс.т, факт - 7 – 9,1тыс.т). Залежь нефти эксплуатировалась на естественном режиме и характеризовалась низким пластовым давлением – 10,0 - 12,6 МПа, при которых динамические уровни в скважинах снизились до 1360 – 1600 м. Фактические дебиты скважин при этом составили 4,2 т/сут, что ниже проектных – 4,9 т/сут.

В 1998 г. фактическая добыча нефти выше проектной на 29% (проект – 12 тыс.т, факт – 15,5 тс.т). В результате проведенных в 1997 – 1998 г.г. ГТМ по оптимизации режимов работы скважин, интенсификации, дебиты скважин увеличились с 4,2 до 6,4 т/сут (проектный – 4,4 т/сут).

В 1999 г. фактическая добыча ниже проектной на 4,2%, что объясняется меньшим чем по проекту фондом добывающих скважин (проект – 9 скважин, факт – 6). Проектные скважины 240, 241 вскрыли  вендскую залежь.

В 2000 – 2001 г.г. добыча нефти (16 тыс.т) превышает проектную (12тыс.т) на 33% за счет улучшения работы скв.233 в результате организации закачки (с 1998г.), восстановления ликвидированной скв. 114 (РВР) с дебитом 10 т/сут. Фактические дебиты - 6,7 т/сут выше проектных – 3,8 т/сут.

На 01.01.2002 г. добывающий фонд составил 6 скважин, скв.114 в результате обводнения (за счет перетока с семилукского горизонта) находится в ожидании изоляционных работ.