Установление того факта, что на восточном участке извлекаемых и балансовых запасов оказалось в действительности значительно больше, чем числится, позволяет с уверенностью распространить эту оценку и на остальную, большую часть всей залежи.
Седьмое – не следует сбрасывать со счетов возможность проявления энергии запасов нефти саргаевского горизонта (который до сих пор изучен весьма слабо) через заколонное пространство в связи с наличием плохой или даже отсутствием герметичности цементного кольца во многих скважинах.
Основные задачи
1. Провести пересчет балансовых запасов нефти.
2. Провести лабораторные исследования коэффициента вытеснения нефти.
3. Отобрать глубинные пробы нефти в скважинах 163 и 1502.
4. Провести доразведку участка залежи скв. 67 путем бурения второго ствола в направлении на юг.
5. Восстановить первоначальную законтурную систему поддержания пластового давления.
6. Продолжить эксплуатацию действующих скважин.
7. Обеспечить регулируемый режим работы нагнетательных и добывающих скважин с соблюдением баланса объемов закачиваемой и добываемой жидкости и возможностью регулирования фильтрационных потоков.
8. разработать технологии освоения запасов саргаевского горизонта, а также азерецких слоев семилукского горизонта.
9. Изучить причины непроизвольного изменения характеристик работы скважин (дебит, обводненность).
3.5 Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта
Ланская залежь введена в разработку в июне 1969 скважиной 91, дебит которой при фонтанировании составил 40 - 113 т/сут. Начальное пластовое давление в залежи составило 27,7 МПа на абсолютной отметке принятого положения ВНК – 2595м. Скважина эксплуатировались фонтанным способом до января 1970 г. и отобрала из залежи к этому времени 14 тыс.т. нефти. Среднесуточный дебит скважины за этот период составил 76,4т/сут. Подобная продуктивность скважины не характерна для ланских коллекторов. В связи с чем возникают сомнения в принадлежности всей продукции этой скважины к ланской залежи, тем более, что при испытании этой скважины в открытом стволе какого-либо притока получено не было.
Вместе с тем в процессе эксплуатации скважины отмечено снижение в ней пластового давления до 22,0 МПа (январь 1970 г.), что соответствовало текущему пластовому давлению семилукской залежи в районе скважины 91.
В связи с этим оценка начальных балансовых запасов ланской залежи методом материального баланса по результатам эксплуатации скважины 91 представляется неоднозначной, и нами не производилась.
Все последующие скважины, введенные в 1970-1974г.г. (скв. 65,78,156,160,161) в эксплуатацию ланской залежи с пластовым давлением существенно более низким, чем начальное, что могло быть объяснено как результатом отбора нефти из ланской залежи, так и влиянием (за счет заколонных перетоков) результатов разработки семилукской залежи и может быть обоими обстоятельствами одновременно.
В течение 1976-1993 г.г. манометрических замеров текущего пластового давления в скважинах ланского горизонта, за исключением скв. 161 не производилось, и проследить связь изменения во времени энергетического состояния семилукской и ланской залежей не представляется возможным (рис. 3.5.1).
Скв.161 введена в эксплуатацию в январе 1975 г. Пластовое давление, замеренное в этой скважине в процессе ее освоения, составило 23,3 МПа, т.е. оно оказалось ниже начального в ланской залежи и достаточно близким к состоянию пластового давления на этом участке семилукской залежи. Однако в разрезе семилукских отложений скважины 161 отсутствуют коллектора, поэтому говорить о проявлении семилукской энергии в этой скважине оснований нет. Вполне возможно, что в скважине проявляют себя саргаевская залежь, представленная нефтенасыщенными коллекторами 17м толщины в результате низкой герметичности заколонного пространства.
Таким образом, имеющиеся сомнения по поводу принадлежности продукции скважин 91 и 161 ланской залежи не позволяют оценить начальные балансовые запасы нефти ланской залежи методом материального баланса.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.