Анализ эффективности водоизоляционных работ на семилукской залежи Золотухинского месторождения, страница 7

Опытная эксплуатация межсолевой залежи Золотухинского месторождения начата в 1973 г. вводом в действие поисковой скв. 7. В соответствии с проектным документом для уточнения геологического строения межсолевой залежи утверждены к бурению в 1974 - 1977 гг. восемь скважин опережающего фонда (скв. 30-37). Из них лишь три (скв. 30, 31, 34) были введены в эксплуатацию.

В результате проведения геолого-поисковых работ на Золотухинском месторождении в поисковой скв. 26 установлена промышленная нефтеносность воронежского и семилукского горизонтов. Добыча нефти начата в 1983 году из скважины 26, вступившей в эксплуатацию с воронежского горизонта с дебитом 118 м³/сут. В этом же году месторождение введено в пробную эксплуатацию по подсолевым залежам.

Нефтеносность саргаевских отложений была установлена в 1985 г. При испытании скважины 27, давшей приток нефти дебитом 134 м³/сут.

Бурение скважин 50, 28, 24, 52, 27, 55, 5-В позволило оконтурить залежи нефти в трех подсолевых горизонтах и получить необходимую информацию для подсчета запасов нефти и растворенного газа по состоянию на 01.01.87 года.

В 1988 г. Была составлена “Технологическая схема разработки Золотухинского месторождения”. Со времени начала реализации технологической схемы на подсолевые залежи Золотухинского месторождения пробурено 17 новых скважин.

Согласно технологической схемы разработки Золотухинского месторождения, составленной в 1988 г.:

-  выделено три эксплуатационных объекта: залежи задонского, воронежского и семилукского совместно с саргаевским горизонтов;

-  разработку залежей нефти задонского горизонта вести на естественном режиме, а залежей нефти воронежского горизонта  и семилукско-саргаевского объекта – с применением приконтурного заводнения с размещением скважин по сетке 600 х 600 м;

-  бурение 29 добывающих, 6 нагнетательных, 13 резервных и 3-х оценочных скважин;

-  выход на проектный уровень добычи нефти 272 тыс.т в 2003 г.

Суммарная добыча за время разработки в целом по месторождению на 01.01.96 г. составила:

     - нефти - 2130.052 тыс. т;                               - жидкости -­ ­3159.738 тыс. т;

     - воды  -  1029.685 тыс. т;                               - газа          - 86386       тыс.м³.

Залежь задонского горизонта

Разработка залежи начата в апреле 1973 г. вводом в эксплуатацию фонтаном поисковой скв. 7 с начальным дебитом 1035 т/сут. После проведения СКО дебит увеличился до 1843 т/сут.

Пластовое давление, замеренное в январе 1973 г. и приведенное к отметке – 1980 м (середина межсолевой залежи) – 33.6 МПа принято за начальное давление в залежи. Вода в продукции скважин появилась через 2 месяца после ввода в эксплуатацию (уд. вес 1.24 г/см³). По мере снижения пластового давления и роста обводненности добываемой жидкости дебит скважины снижался.

К началу закачки воды в скв. 31 и 33 (январь 1976 г.) скв. 7 отобрано 598.4 тыс.т нефти, обводненность составила 13.4%, дебит жидкости – 43.2 т/сут. К этому моменту была получена пластовая вода во всех пробуренных на залежи скважинах (1, 14, 30, 31, 33).

В целом годовая добыча нефти в течение первых 3-х лет эксплуатации изменялась от 307.4 тыс. т (1975 г., при действующем фонде – одна свкажина) со снижением до 185 тыс.т (1975 г., при фонде – 5 скважин). Однако, эти темпы добычи нефти (13-7.8%), являющиеся максимальными за весь срок эксплуатации межсолевой залежи нефти, обусловили значительное снижение пластового давления (на 11.8 МПа по сравнению с начальным).

К концу 1975 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 708.5 тыс.т (30% от НИЗ), обводненность достигла 24%, на 1 МПа падения пластового давления отобрано 56.2 тыс.т нефти.

Высокие темпы отбора нефти (13 – 7.8%), вызвавшие снижение пластового давления в залежи до 21.8 МПа (10.75 г.), низкие коллекторские свойства пласта законтурной зоны и наличие гидродинамической связи в нефтяной ее части по площади и разрезу, предопределили необходимость проведения закачки воды в скважины, расположенные внутри залежи.