Очаговая система заводнения эффективна, с целью ограничения водопритока и более полной выработки остаточных запасов необходимы мероприятия по регулированию закачки и выравниванию профиля приемистости путем закачки в нагнетательные скважины химреагентов.
Для оптимизации разработки залежи VIII + IX пачек и стабилизации добычи намечен комплекс геолого – технических мероприятий по всему добывающему и нагнетательному фонду, восстановлению ликвидированных скважин(скв.36, 46, 9).
Текущее состояние разработки позволяет, для выработки остаточных запасов, наметить бурение проектных скважин – 4 добывающих (скв.284, 286, 287, 288) и 1 резервную (рис.1.7).
2.3 Залежь нефти воронежского горизонта
Залежь нефти воронежского горизонта введена в эксплуатацию в 1966 году скв. 14, пробуренной в восточной части месторождения, фонтаном с дебитом 100 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине 1 декабря 1966 г. и приведенное к отм. - 2800 м равнялось 28,7 МПа. Начальный период работы скважины характеризовался резким падением пластового давления до 19,0 МПа (09.1967 г.) и среднесуточного дебита до 50 т/сут. Из-за неудовлетворительного технического состояния скв.14 в сентябре 1967 г. была остановлена. За время работы из скважины 14 отобрано 19,5 тыс. т нефти, на 1 МПа падения пластового давления отбор составил 2 тыс.т нефти.
С октября 1967 г. по апрель 1969 г. залежь не разрабатывалась.
В мае 1969 г. в юго-западной части залежи введена в эксплуатацию фонтанным способом скв.89 с дебитом 72 т/сут. Пластовое давление, замеренное в скв.89 (21.05.1969 г.), равнялось 23,9 МПа, т.е. на 4,8 МПа ниже, чем начальное давление в скв.14.
С 1971 г., согласно проекта разработки, залежь разрабатывается возвратным фондом скважин семилукского горизонта. Всего на момент составления дополнения к проекту разработки (1987 г.) было переведено с семилукского горизонта 20 скважин. Все скважины, кроме скв.51, вводились мех. способом (ШГН). Из них, с начальными дебитами нефти 91 – 254 т/сут, вступили в эксплуатацию 3 скв. (50, 51, 53), с дебитами 2 - 7 т/сут – 7 скважин, с дебитами меньше 1 т/сут – 10 скважин. Низкие значения дебитов обусловлены невысокой энергетикой залежи (19 – 15 МПа).
Разработка воронежской залежи возвратным фондом обводнившихся скважин семилукского горизонта и дальнейшая их эксплуатация в периодическом режиме не даёт ясного представления о механизме заводнения залежи и характере обводнения скважин. Поступление воды в скважины 80, 142, 164, 58 (99%) предполагается в результате заколонного перетока из семилукской залежи. Скважины были ликвидированы по техническим причинам.
Обводнение скв. 53 в течение 1972 – 1977 г.г. в пределах 25 – 50% возможно с проведением закачки в скв.14 с сентября 1970 г. по январь 1974 г. За этот период в скважину закачали 103,5 тыс.м3. Пластовое давление на восточном участке увеличилось с 19 МПа до 27 МПа. По техническим причинам скв.14 была ликвидирована. В дальнейшем, с уменьшением отборов жидкости, скважина 53 перешла на безводную эксплуатацию.
Максимальный годовой отбор нефти 49 тыс.т (2% от НИЗ) был достигнут в начальный период (1972г.), за счет ввода высокодебитных скв. 50 и 53.
Дополнением к проекту разработки (1987 г.) воронежская залежь выделена в самостоятельный эксплуатационный объект. Проектом предусматривалось бурение в течение 1994 - 2002 г.г. 12 добывающих, 5 очаговых нагнетательных и 4 резервных скважин. В том числе бурение трёх дублёров, вместо ликвидированных по техническим причинам скв.14, 80, 89, которые выбыли из работы с небольшими отборами, при дебитах более 20 т/сут. Учитывая мозаичность коллектора, для поддержания пластового давления предусматривалось размещение пяти очаговых скважин.
Разбуривание проектного фонда началось в 1991 году. В течение 1991 - 2001 г.г. были пробурены и введены в эксплуатацию 9 скважин (скв. 248, 249, 250, 254, 255, 256, 257, 246, 259). Скважины вступали с начальными дебитами 0,4 – 3,3 т/сут (из-за низкого пластового давления).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.