Анализ разработки месторождения Речицкого нефтяного месторождения (Часть 2 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 18

       - Пористость коллектора                                                               - 0,16                     - 0,17

        - нефтенасыщенность коллектора                                               - 0,84                     - 0,85

         - коэффициент сжимаемости породы                                                     - 0,4*10^-4МПа^-1

         - коэффициент сжимаемости пор                                                - 1,31*10^-4             - 1,22*10^-4

         - коэффициент сжимаемости воды                                                          - 3,5·10^-4МПа^-1

    - коэффициент сжимаемости нефти в интервале давлений

       от 30,2 до 27,3МПа                                                                               - 20,0*10^-4МПа^-1

      - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы

         в интервале давлений 30,2 до 27,3 МПа                                            - 19,5*10^-4МПа^-1

Начальные балансовые запасы нефти оцениваются по формуле

Q = q / β*ΔP

Где:  Q –  величина начальных балансовых запасов

         q -  количество добытой нефти

         β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы

         ΔP - изменение пластового давления

 По фактическим данным удельный отбор нефти на упругом режиме разработки составил 692 тонны  на 1 МПа снижения давления. При эффективном коэффициенте сжимаемости пластовой системы 19,5 ·10^-4МПа^-1  в интервале давлений от 30,2 МПа до     27,3 МПа, начальные балансовые запасы нефти оцениваются в 355 тыс.т. 

При вводе в эксплуатацию скв.241 пластовое давление составило 27,9 МПа (27.05.99г.). Если предположить, что это давление отражает текущее в залежи, тогда (при отборе нефти – 2,480 тыс.т) удельный отбор нефти составил 1078 тонн на 1 МПа снижения давления, балансовые запасы могут быть оценены в 553 тыс.т, что меньше числящихся запасов в 3 раза. Поскольку величина числящихся запасов нефти подлежит корректировке в сторону ее уменьшения (на 28.2%) за счет уточнения объемного коэффициента нефти, расчет добывных возможностей залежи на естественном режиме  произведен исходя из двух оценок запасов нефти: принятой в балансе запасов (1914 тыс.т) и пересчитанной нами (1374 тыс.т). Исходя из этого за счет упругого запаса залежи при снижении пластового давления до давления насыщения ориентировочно может быть добыто: на западном блоке 28,9 тыс.т нефти от запасов 1641 тыс.т и 20,7 тыс.т от запасов 1178 тыс.т, на восточном блоке – 4,8 тыс.т нефти от запасов 273 тыс.т и 3,5 тыс.т от запасов 196 тыс.т.

Основными задачами пробной эксплуатации являются:

-  уточнение геологического строения нефтяной залежи и характера распространения пластов-коллекторов;

-  оценка размеров и запасов залежи;

-  определение фильтрационных параметров пластов;

-  уточнение режима работы залежи;

-  уточнение физико-химических свойств нефти;

-  изучение наличия гидродинамической связи между западным и восточным блоками, нефтеносной и водоносной частями залежи;

-  установление оптимальных режимов работы скважин;

-  изучение влияния поддержания пластового давления на разработку залежи.

 Для решения этих задач необходимо:

-  бурение проектных добывающих скважин – 236, 265, 266,  267, 268, 269, 276;

-  организация ППД - бурение нагнетательных скважин 280 и 281, при отсутствие приемистости, перевести под закачку добывающие скв.240 и 264.

-  проводить контроль за динамикой гидродинамических параметров, отражающих фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов путем исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации;

-  осуществлять контроль за поведением пластового и забойного давления;

-  отбирать глубинные пробы и исследовать свойства пластовых нефтей во всех новых пробуренных скважинах.