диаметр штуцера, мм Q нефти, м3/сут Рбуф., МПа Рпл., МПа Рзаб., МПа
2 24 8,6 24,96 21,53
4 31 5,7 24,96 20,35
6 48 3,8 24,96 17,18
Коэффициент продуктивности – 6,63 м3/сут*МПа
В скв.242, в результате освоения (06.2001 г.) верхнепротерозойских и витебско-пярнусских отложений в интервале перфорации 2881 – 2885 м, 2893 – 2899 м получен приток нефти дебитом 8,4 м3/сут при динамических уровнях 600 – 1554 м. Кривая восстановления давления при исследовании скв.242 оказалась недовосстановленной (пластовое давление – 18,4 МПа на гл. 2850м).
Скв.272 введена в эксплуатацию в августе 2000 г. мех. способом (НГВ-32) с дебитом 6,5 т/сут. Пластовое давление, замеренное при вводе скважины в эксплуатацию (21.08.2000 г.) и приведенное к отм. ВНК (-2681 м), составило 29,1 МПа, что практически соответствовало начальному давлению в залежи западного блока - 30,2 МПа (рис.2.6.3). На 01.01.2002 г. скв.272 работает без воды с дебитом нефти 7,7 т/сут. Динамический уровень - 480 м, статический – устье, глубина спуска насоса – 1856 м. Накопленная добыча нефти составила 2,989 тыс.т.
Скв.242 введена в эксплуатацию в июле 2001 г. фонтаном с дебитом нефти 4,5 т/сут, отработав 8 дней, была переведена на механизированный способ эксплуатации. Дебит снизился до 2,8 т/сут. Всего по состоянию на 1.01.2002г. скважиной отобрано 0,302 тыс.т. безводной нефти.
Разведочная скв.275 введена в эксплуатацию в августе 2001г. фонтаном с дебитом 18,6 т/сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 2800 м (01.08.01 г.) и приведенное к отм. ВНК (-2681 м), составило 25,7 МПа, к концу года 22,8 МПа (07.12.01 г.). За этот период дебит нефти снизился в три раза и на 1.01.02г. составил 5,9 т/сут. Добыча нефти составила 1,591 тыс.т.
На 01.01.2002 г. всего из залежи в целом отобрано 14,836 тыс.т нефти, что составляет 1,8% от НИЗ – 833 тыс.т, темп отбора 0,8% от НИЗ. Действующий фонд скважин – 6, из них 1 скважина фонтанная, 5 скважин – ШГН. Добыча нефти в 2001 г. составила 6,728 тыс.т, дебиты изменяются от 1,5 – 3 т/сут (скв.241, 242, 239) до 6,5 т/сут (скв.240, 272, 275,) и в среднем составляют – 4,3 т/сут. Ндин. – 800 – 1520 м, Нст. – 80 – 560 м, глубина спуска насоса – 1900 м. Фактические показатели разработки вендской залежи приведены в таблице 2.6.2.
Залежь разрабатывается без ППД. Поведение пластового давления в начальный период работы скважин (рис.2.6.1, 2.6.3) позволяет предположить упругий режим залежи. Быстрое снижение пластового давления (с 30,2 до 22,8 МПа), низкие уровни и связанные с этим максимальная глубина подвески насосов говорит о незначительном проявлении упругих сил, возможном отсутствии гидродинамической связи по площади и влиянии законтурной области. Необходима организация ППД, намечено бурение скважин 280 и 281, однако сейчас трудно сказать о степени влияния этих скважин на систему разработки залежи. При отсутствие приемистости перевести под закачку добывающие скв.240, 264.
Исходя из свойств пластовой нефти и результатов эксплуатации скв.240, при снижении пластового давления с 30,2 до 27,3 МПа (08.02.99 г.) и отборе нефти – 2,008 тыс.т, можно сделать оценку начальных балансовых запасов нефти методом материального баланса. Для этого использованы следующие параметры залежи:
западный блок: восточный блок:
- Начальное пластовое давление на отм. ВНК - 30,2 МПа
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.