Под очаговое заводнение в 1994 году освоена добывающая скважина 69, в 1998 г. - скважины 250, 252, в 2001 г.- скв.14. Плотность сетки - 68, га/скв.
Всего с начала разработки на залежи находилось в эксплуатации 39 скважин. Показатели работы добывающих и нагнетательных скважин приведены в табл. 2.3.1, 2.3.2.
Воронежская залежь длительное время (с 1974 до 1994 г.) эксплуатировалась без поддержания пластового давления. Пластовое давление в залежи снизилось с 22,5 МПа до 15,6 МПа, которое сохранялось до 2000 г. Для большинства скважин характерно резкое снижение пластового давления при незначительных отборах нефти. Скважины работали мех.способом, периодически с дебитами нефти от 0,08 до 9 т/сут и в среднем по залежи составляли 1,8 – 3,8 т/сут. Годовые отборы нефти изменялись в зависимости от количества добывающих скважин. Анализ работы скважин и результаты испытаний в открытом стволе свидетельствуют о низких коллекторских свойствах продуктивных отложений, о резкой изменчивости коллекторских свойств по площади.
Динамика показателей и график разработки воронежской залежи приведены в табл.2.3.3, рис.2.3.1.
С 1996 г. добыча нефти выросла с 16,0 (1995 г.) до 39,0 тыс.т (2001 г.) за счет ввода новых скважин, организации закачки, проведения большого объема ГТМ (практически по всему фонду) по оптимизации и интенсификации, восстановлению ликвидированных скважин 50, 159, контрольной скв.153.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 1996 – 2001г.г. приведено в табл.2.3.4. Фактическая разработка залежи не соответствует проектной. Добыча нефти превышала проектную на 7 – 35%, что обусловлено превышением фактического добывающего фонда над проектным на 4 скважины (41,7%). Фактическая обводненность (от 1,3 до 26,3%) ниже проектной (16,7 – 66,7%).
По состоянию на 01.01.2002 г. действующий фонд добывающих скважин – 22, нагнетательных – 4. Всего из залежи отобрано 658,9 тыс.т нефти (27,3 % от НИЗ – 2410 тыс.т), темп отбора 1,6% от НИЗ. Остаточные запасы составляют 1751,1 тыс.т, на одну скважину добывающего фонда приходится 79,6 тыс.т остаточных запасов, что существующим фондом скважин отобрать нереально. Основную добычу нефти – 56,2% обеспечили 8 скважин: 51, 57, 77, 110,112, 159, 254, 257.
Все добывающие скважины работают механизированным способом (3 скважины – ЭЦН, 19 скважин – ШГН). 5 скважин работают периодически: скв.62, 77, 78, 159 – из-за обводнения, скв.246 – из-за низкого пластового давления.
В настоящее время разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в очаговые скв.69, 250, 252, 14. На 01.01.2002 г. объем закачки в залежь составил 336,1 тыс.м3, накопленная компенсация отбора закачкой составляет 29,9%, текущая - 70,8%.
На западном участке залежи закачка ведется с 1994 г. в скв. 69. На 01.01.02 г. всего в скважину закачали 102,1 тыс.м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой этого участка составила 81,5%, текущая - 115,3%,
Влияние от закачки испытывают скв.111, 112, 257, 258. За период 1994 – 2001 г. пластовое давление по этим скважинам увеличилось в среднем на 6 МПа и составило в среднем 16 – 19,2 МПа. Статические уровни в скважинах выросли с 1200 – 1400 м до 320 - 960 м. В результате увеличения объемов закачки (в два раза) в 2000 г. в скважинах 111, 112, 257, 258 появилась вода - 20 – 40%. В 2001 г. скв.258 полностью обводнилась (99,7%), скв.112, 257 работают с дебитом нефти 8 т/сут, обводненность – 40 – 65%, в скв.111 с ростом обводненности до 80% дебит снизился с 7 до 1,5 т/сут, скв.256 работает с дебитом 5 т/сут, без воды.
В скв.69 интервал перфорации 2654 – 2669 м, по результатам ПГИ (24.08.2001 г.) принимает интервал 2654,5 – 2662 м, ниже глубины 2664 м информация отсутствует. Для более полного вытеснения нефти на этом участке, в скв.69 необходимо обеспечить забой – 2690 м и приемистость интервала 2675 – 2685 м, для уточнения направления фильтрационных потоков - закачка индикаторов.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.