Всего из залежи отобрано 171,1 тыс.т нефти, что составляет 20,5% от НИЗ – 835 тыс.т, текущий темп отбора 2% от НИЗ. Остаточные извлекаемые запасы составили 663,9 тыс.т, на одну добывающую скважину приходится 94,8 тыс.т остаточных запасов. Основную добычу нефти обеспечивают скв.161, 233, 235 – 61,3%. Все скважины работают механизированным способом (ШГН) и отбирают безводную нефть.
В настоящее время залежь восточного участка разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки в две очаговые скважины 234, 237. Всего на 01.01.2002г. объем закачки составил 57 тыс.м3, накопленная компенсация отбора закачкой составляет 20,6%, текущая – 52,5 %.
Закачка воды в скв. 234 ведется с декабря 1998 г. с приемистостью 55 м3/сут при давлении на устье 16 МПа, в скв.237 - с августа 1999 г. с начальной приёмистостью 55 м3/сут при давлении на устье 20,0 МПа. В течение 2000 – 2001 г.г. скв.237 практически не работает из-за отсутствия приемистости (0,5м3/сут). Для восстановления приемистости в скважине необходимо проведение интенсификации.
Наибольшее влияние от закачки в скв.234 испытывает скв.233. Пластовое давление выросло с 15,2 до 18,0 МПа, Нст. – с 960 до 600 м, Ндин. – с 1120 до 800 м, дебит нефти – с 9,7 до 15,5 т/сут. Остальные скважины (скв.199, 235, 253, 238) работают с дебитами 4 – 5 т/сут, пластовое давление на уровне 11 – 13,8 МПа, динамические уровни – 1300 – 1600 м.
Динамика показателей и график разработки ланской залежи приведены в табл. 2.5.3 и рис.2.5.1.
Для выработки остаточных запасов нефти ланской залежи намечены следующие мероприятия:
- бурение добывающих скважин (210, 211, 212) или возврат скважин (скв. 239, 240, 241, 242), эксплуатирующих в настоящее время вендскую залежь,
- восстановление ликвидированной скв. 164 (бурение II ствола),
- на западном участке залежи организация ППД, для чего рекомендуется перевести под закачку добывающую скв.253.
2.6. Вендская залежь верхнепротерозойского горизонта.
Гидродинамические исследования скважин и анализ состояния разработки
В июне 1998 г. скважиной 240 (проектной на ланскую залежь) открыта новая залежь нефти в верхнепротерозойских отложениях, давшая промышленный приток нефти дебитом 38 м3/сут на 6 мм штуцере. В 1999 и 2000 г.г. пробурены скв. 239, 241, 272, в 2001 г. – скв.242, 275, которые подтвердили нефтеносность верхнепротерозойских отложений. Залежь нефти пластовая, тектонически экранированная. Коллекторами являются песчаники разнозернистые, пористые. Тип коллектора – поровый.
Физико – химические свойства нефти изучались по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из скв.240, 241, 272. Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, парафинистая. Результаты исследований приведены выше и отражены в таблицах 1.4 – 1.9 и на рис.1.15 - 1.18.
С учетом геологического строения залежь разделена на два блока: западный и восточный. В пределах западного блока расположены скв. 240, 239, 241, в пределах восточного – скв.272, 242, 275.
Западный блок. Пласты – коллекторы в верхнепротерозойских отложениях выделены по данным ГИС в скв.240, 239, 241. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 20 м, открытая пористость - 16%, нефтенасыщенность – 84%. ВНК принят на отметке –2745 м, соответствующей середине расстояния между условным внутренним и внешним контуром нефтеносности.
Верхнепротерозойские отложения испытаны и опробованы в скв.240, 239, 241 (табл.1.1). Техническая характеристика скважин приведена в таблице 2.6.1.
В скв.240 при испытании (04.98 г.) в открытом стволе в интервале 2886 – 2915 м получен приток нефти дебитом 7,3 – 10,8 м3/сут.
При испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2925 - 2942 м получен приток нефти дебитом:
- на 2-мм штуцере – 18 м3/сут,
- на 4-мм штуцере – 30 м3/сут,
- на 6-мм штуцере – 38 м3/сут.
Кривая восстановления давления при исследовании скв.240 оказалась недовосстановленной, характерна для пласта со слабой активностью проявления.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.