В скв.241, в результате освоения (04.99 г.) верхнепротерозойских отложений (интервал перфорации 2907 – 2909 м, 2910 – 2928 м) получен приток нефти дебитом 4,3 м3/сут при динамических уровнях 1495 – 1132 м.
В скв.239, в результате освоения (01.2000 г.) верхнепротерозойских и витебско-пярнусских отложений (интервал перфорации 2898 – 2914 м, 2885 – 2895 м) получен приток нефти дебитом 3,24 м3/сут при динамических уровнях 1380 – 1060 м.
Гидродинамические исследования на различных режимах работы скважин не проводились.
Пробная эксплуатация начата в июне 1998 г. вводом в эксплуатацию скв. 240 (инт. перфорации 2925 – 2942 м) фонтаном с начальным дебитом 17,5 т/сут безводной нефти. Пластовое давление, замеренное при освоении (04.98г.) на глубине 2898 м составило 30 МПа (на ВНК - 30,2 МПа), которое принято за начальное в залежи (рис.2.6.1).
В октябре – ноябре 1998 г., при снижении дебита до 7,7 т/сут, приобщили интервал 2919 – 2894 м (ПКС – 80), выполнили СКВ, НКО – эффекта не получено, дебит составил 5т/сут. Результаты ПГИ, выполненные 26.11.98 г. следующие: по данным влагометрии интервал перфорации 2894 – 2919 м работает через застойную воду, по данным РГА - слабыми аномалиями, как работающие через воду в стволе скважины, отмечаются интервалы 2896,2 - 2898 м (полимиктовый песчаник), 2902 – 2905 м, 2911 – 2912,55 м, 2915 – 2919 м.
В июне 1999 г. скважина переведена на механизированную добычу (НГВ- 44), дебит увеличился с 4,2 до 9,8 т/сут и в течение последующего периода скважина эксплуатировалась со среднесуточным дебитом 7,5 т/сут. Фонтанная добыча нефти составила 2,527 тыс.т, всего на 01.01.2002 г. скважиной добыто 8,022 тыс.т нефти, безводной нефти.
Скв. 241 введена в эксплуатацию в мае 1999 г. механизированным способом (НГВ – 44) с дебитом 1,4 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное 27.05.99 г. и приведенное к отметке ВНК, составило 27,9 МПа, что соответствовало текущему давлению в скв.240. С целью интенсификации притока в июле 2000 г. выполнили СКВ, НКО, УОС, смену насоса НГВ – 44 на НГВ – 32. Дебит вырос с 0,9 до 3 т/сут, однако эффект был непродолжительным (3 месяца). За период эксплуатации среднесуточный дебит нефти составил 1,2 т/сут. На 01.01.2002г. скважина работает в периоде с дебитом 1,4т/сут (Нсп. насоса – 1900 м, Ндин. – 800 м, Нст. – 53 м). Всего скважиной добыто 0,925 тыс.т нефти.
Скв. 239 введена в эксплуатацию в феврале 2000 г. механизированным способом (НГВ – 32) с дебитом 2,7 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное 14.02.2000 г. и приведенное к отметке ВНК, составило 25,9 МПа, что на 4,3 МПа ниже начального в залежи. Судить о какой либо гидродинамической связи со скважинами 240 и 241 не представляется возможным, т. к. глубинные замеры пластового давления в этих скважинах не проводились (рис.3.1). В течение 2000 г. - 2001г. скв. 239 работала со среднесуточными дебитами 1,7 – 3т/сут.
За период эксплуатации скважин 240, 241, 239 по состоянию на 01.01.2002 г. добыто 9,934 тыс.т нефти. График разработки представлен на рис.2.6.2.
Восточный блок. Пласты – коллекторы восточного блока выделены по данным ГИС в скв. 272, 242, 275. Средняя нефтенасыщенная толщина – 12,4 м, открытая пористость - 17%, нефтенасыщенность – 85%. ВНК принят на отметке –2681 м, соответствующей середине расстояния между условным внутренним и внешним контуром нефтеносности.
При освоении верхнепротерозойских отложений в скв.272 (интервал перфорации 2825 – 2812 м) была проведена отработка скважины в емкость на 4 и 6 мм штуцерах. Получен приток нефти дебитом:
- на 4-мм штуцере – 2,9 м3/сут, дебит газа 599м3/сут, газовый фактор – 208м3/м3;
- на 6-мм штуцере – 24 м3/сут, дебит газа 2424 м3/сут, газовый фактор – 101 м3/м3.
В результате освоения (08.2001г.) верхнепротерозойских и витебско-пярнуссских отложений в разведочной скв.275 (интервал перфорации 2823-2825м, 2832-2838 м) получены следующие результаты:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.