В дальнейшем на задонско-елецкой залежи рекомендуется:
1. В скв.47 прострелять интервал 2762-2778 м (сводовая часть залежи). По результатам испытания скважины оценить состояние залежи и наметить направления дальнейшей разработки залежи.
2. Обеспечить регулярные и качественные замеры рабочих газовых факторов по скважинам и ежедневные замеры объемов добываемого газа по месторождению в целом.
3. Обеспечить регулярные замеры пластовых и забойных давлений с поинтервальными замерами по стволу.
4. Отбор глубинных проб проводить только после замеров забойных давлений и температур на глубинах отбора проб.
5. Проводить мероприятия по ограничению водопритока по всему обводнившемуся фонду, при полном обводнении – поинтервальное отсечение и перфорацию вышележащих отложений (табл.4.1).
6. В целях совершенствования системы ППД необходимо:
- в западной части залежи отключить нагнетательную скважину 1;
- в восточной части залежи отключить нагнетательную скв.50, в которую закачка велась в верхнюю часть разреза;
- перенести объем закачки скважины 50 в скважину 53, для чего провести в скв.53 интенсификацию интервала перфорации в целях увеличения приемистости.
На основании проведенного анализа состояния разработки проведено планирование добычи нефти на ближайшие 5 лет по различным вариантам. Два из них рассчитаны традиционным способом в соответствии с действующими нормативными документами и приведены ниже, остальные варианты просчитаны на динамической модели (глава 3).
Расчет первого и второго вариантов технологических показателей разработки сделан на основе фактической работы скважин с учетом рассчитанных скоростей подъема ВНК
В первом варианте (табл.4.2) среднегодовые дебиты за период 2001-2005 гг. снижаются с 20,2 т/сут до 14,4 т/сут, по жидкости – с 22,0 т/сут до 16,6 т/сут (за счет обводнения интервалов перфорации в скважинах и переводов части скважин на вышележащие интервалы с худшими коллекторскими свойствами).
Обводненность добываемой продукции находится в пределах 8,4-13,3%.
Действующий фонд снижается с 16 до 14 скважин за счет выбытия двух скважин из-за обводнения добываемой продукции и отсутствия в разрезе этих скважин вышележащих продуктивных отложений.
Объем закачки несколько увеличивается в IV квартале 2000 г. и 2001 г. с целью предотвращения возникновения газовой шапки. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой находится на уровне: IV квартал 2000 г. – 160-180%, 2001 г. – снижается со 140% до 100%, 2002-2005 гг. – 100%. Накопленная компенсация растет с 94,2% до 94,9%. Пластовое давление поддерживается на уровне 25,6 МПа.
Для каждой из скважин предложен ряд мероприятий (табл.4.1).
Всего за 5 лет планируется отобрать 499,5 тыс.т или 51,9 % от остаточных запасов.
Во втором варианте предлагается скв.47 перевести в контрольные с целью решения важнейшей задачи – недопущения образования газовой шапки, с одной стороны, и сохранения начального этапа проявления режима растворенного газа с другой.
В этом варианте (табл.4.3) годовые уровни отборов нефти в 2001-2005 гг. несколько выше, чем в первом варианте за счет увеличения объемов закачки.
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2001 г. достигает 175%, после чего снижается до 100% в 2004-2005 гг. Накопленная компенсация растет с 96,9 до 100,1%. Пластовое давление на середину залежи – 26,5 МПа (на ВНК – 27,2 МПа).
Среднегодовые дебиты нефти снижаются с 20,2 т/сут до 17,0 т/сут, по жидкости – с 22,4 т/сут до 21,1 т/сут по тем же причинам, что и в первом варианте.
Обводненность добываемой продукции выше, чем в предыдущем варианте и изменяется от 10,1 до 19,6% за счет более высоких темпов выработки запасов.
Действующий фонд за 2001-2005 гг. снижается с 16 до 14 скважин по причине полного обводнения разреза этих скважин и выбытия их из фонда.
Всего за 5 лет планируется отобрать 524,7 тыс.т или 54,5 % от остаточных запасов.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.