Среднесуточный дебит в 1998 году в целом по залежи составил 4,8 т/сут. Половина фонда скважин работают с дебитом до 3 т/сут, которые расположены в основном в центральной части залежи.
С 1994 года на залежи организована закачка в скв. 69, которая расположена в западной части залежи. Всего на 01.01.1999 г. в скважину закачали 65,4 тыс. м3 воды. За период 1994-1998 г.г. пластовое давление по скважинам расположенным в непосредственной близости от скв. 69, увеличилось в среднем на 6 МПа и составило 16,1-19,2 МПа (Рнач. - 28,7 МПа).
Закачка воды в 1998 году составила 28,9 тыс. м3, накопленная закачка на 01.01.1999 г.-188,7 тыс. м3, текущая компенсация отбора жидкости водой составила 58,9%, накопленная-20,1%.
За период эксплуатации пластовое давление в залежи снизилось на 13 МПа от начального и на 01.01.1999 г. в среднем по залежи составило 15,4 МПа, которое сохраняется с 1985 г. Отбор нефти на 1 МПа снижения пластового давления составил 40,7 тыс.т.
2.4 Залежь семилукского горизонта
Семилукская залежь Речицкого месторождения разрабатывается с 1965 года. На залежи пробурено 4 ряда эксплуатационных скважин параллельно начальному контуру нефтеносности с плотностью сетки скважин 56 га/скв. Основным фондом залежь разбурена к 1975 году.
В истории разработки семилукской залежи можно выделить следующие отдельные стадии.
Первая стадия разработки завершается к концу 1970 г. Характеризуется высокими темпами разбуривания залежи. Всего введено в работу 24 эксплуатационных и 8 нагнетательных скважин.
Добыча нефти проводилась высокими темпами и в 1970 г. составила 10,5% от начальных извлекаемых запасов. Средний дебит скважин по жидкости составил 245 т/сут, а по нефти 234 т/сут. Обводненность продукции достигла 7,1%. При этом пластовое давление снизилось на 6,1 МПа (Рнач - 30,2 МПа).
В 1967 г. после снижения пластового давления на 5 МПа начато законтурное заводнение залежи. К этому времени из залежи было отобрано 450тыс. т нефти. В среднем отбор нефти на 1МПа падения давления составил 9тыс. т.
В начальный период заводнения пластовое давление продолжало снижаться, но замедленным темпом, чем в период эксплуатации залежи до заводнения. При достижении 25-30% компенсации отбора жидкости закачкой пластовое давление стабилизировалось на уровне 22-23 МПа.
Вторая стадия разработки, характеризуется достижением в 1971-1972 гг. максимального уровня добычи нефти 2,2 млн.т. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 13,2%.Средний дебит скважин по нефти достиг 260 т/сут. Обводненность продукции составила 24%.Отбор нефти составил 45% от извлекаемых запасов. При этом при помощи заводнения пластовое давление увеличилось до 24-25 МПа.
В связи с высокими уровнями добычи нефти, существующий фонд приконтурных скважин не обеспечивал компенсацию отборов нефти закачкой. В 1970-1971 г.г. под нагнетание были переведены все скважины первого эксплуатационного ряда. Фонд нагнетательных скважин достиг 11, добывающих- 28 скв.
Третья стадия - стадия резкого снижения добычи нефти продолжалась до конца 1981 года, когда темпы падения добычи нефти снижаются и стабилизируются. Фонд добывающих скважин снизился с 31 скважины в 1975 г. до 20 скважин в 1981 году. К концу 1981 г. из залежи было отобрано 80% извлекаемых запасов, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1%, обводненность продукции составила 85,6%.
Добыча нефти за 6 лет (1973-1978 г.г.) сократилась более чем в 6 раз. Средний дебит скважин по нефти снизился с 200 т/сут до 50 т/сут. Основная причина этого падения добычи - высокие темпы обводнения скважин. В середине 1973 г. 68% фонда эксплуатационных скважин обводнилось.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.