Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки

3. ПОДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ И

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ.

3. 1. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов.

            Гидродинамические исследования скв. 6 семилукского и саргаевского горизонтов Борисовского нефтяного месторождения проводились методом пробных откачек и снятием КВД.  Исследования проводились при забойных давлениях гораздо выше значений давления насыщения (Рнас Sr – 6,1 МПа, Рнас Sm – 7,6 МПа). Результаты исследований (ИД) приведены в таблице 3.1.

                                                                                                                        Таблица 3.1

            По данным исследований (КВД) определены величины:

 - по саргаевскому горизонту:

коэффициент продуктивности - 0,94 м³/сут*МПа,

коэффициент гидропроводности призабойной зоны пласта - 1,84 (мкм²*см)/(мПа*с),

            коэффициент гидропроводности удаленной зоны пласта - 1,52 (мкм²*см)/(мПа*с),

            проницаемость – 0,005 мкм².

- по семилукскому горизонту:

            коэффициент продуктивности - 2,19 м³/сут*МПа,         

            коэффициент гидропроводности призабойной зоны пласта – 4,287 (мкм²*см)/(мПа*с),

            коэффициент гидропроводности удаленной зоны пласта – 4,226 (мкм²*см)/(мПа*с),

            проницаемость – 0,004 мкм².

По данным эксплуатации, отраженным в технологическом режиме (Qн, Нст, Ндин) расчетный коэффициент продуктивности по вновь введенной скв. 17 (октябрь 2000 г) составил 2,74м³/сут*МПа при Рпл=16,8 МПа. По данным испытания, исследования и работы скважин 6 и 17, пласты характеризуются низкой продуктивностью и проницаемостью.

3. 2. Анализ текущего состояния разработки

3. 2. 1. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зоне отбора.

            Борисовское месторождение открыто в 1981 году поисковой скважиной № 4. «Проект пробной эксплуатации» составлен в 1986 г. Опытная эксплуатация начата в 1989 г. В 1994 г. были уточнены основные технологические показатели эксплуатации месторождения на период 1995-1997г. г.

            Объектом эксплуатации месторождения является залежь нефти семилукского и саргаевского горизонтов. Залежь находится на первой стадии разработки и эксплуатируется на естественном режиме. В марте 2000 года  организована закачка в приконтурную скв. 12.

            В пределах Борисовской площади пробурено 14 скважин, из них в трех скважинах получен приток нефти в эксплуатационной колонне:

скв. 4  - из Sm отложений интервала 2726-2734м (-2580 - -2588 м) Qн=2,16 м³/сут (05.1975г)

            - из Sr отложений интервала 2746-2760м (-2600 - -2614 м) Qн=1,5 м³/сут (05.1975г)

скв. 6  - из Sm отложений интервала 2676-2693м (-2520 - -2537 м) Qн=15 м³/сут (11.1981г)

            - из Sr отложений интервала 2704-2710м (-2548 - -2551 м) Qн=10 м³/сут (11.1981г)

скв. 11 - из Sm отложений интервала 2754-2774м (-2594 - -2614 м) Qн=69,5 м³/сут (01.1986г)

            - из Sr отложений интервала 2788-2781м (-2628 - -2621 м) Qн=10 м³/сут (12.1985г)

 остальные скважины ликвидированы. Все интервалы вскрыты гидропескоструйной перфорацией (ГПП).

            За анализируемый период (1996 – 11 месяцев 2000 года) произошло изменение фонда скважин. По состоянию на 01. 12. 2000 г в эксплуатации находятся скважины 4, 6, 11 и 17. Скважины эксплуатируются механизированным способом (ШГН). Добывающая скважина №17 вступила в эксплуатацию с 23. 10. 2000 г. С 06. 03. 2000 года введена в эксплуатацию из консервации нагнетательная скв. 12 (табл. 3. 2).

            За начальное пластовое давление в залежи принята величина, замеренная в процессе освоения скв. 4 и составившая 31,2 МПа, в пересчете на отм. усл. ВНК – 2629м (01. 76г.).

            Поисковая скважина 4 пробурена в 1975 г. Введена в эксплуатацию из консервации в июле 1989 г. c семилукско-саргаевского горизонтов механизированным способом с начальным дебитом 1,9 т/сут нефти. В период 1989-1990 г. г. скважина работала с дебитом 1,0-2,0 т/сут при пластовом давлении 22,2-18,0 МПа. В 1991 г. после проведения оптимизации дебит увеличился до 3,0-4,0 т/сут. Увеличение отборов привело к снижению уровней до Нст.- 1500м и пластового давления до 12,1 МПа (КВУ от 02. 92 г.) и переводу скважины на периодический режим эксплуатации (рис.3.2.1).     Среднесуточный дебит нефти по скв. 4 к концу 1998 г. значительно снизился (с 1,4 т/сут до 0,5 т/сут) в связи со снижением уровней и пластового давления.

            Поисковая скважина 6 пробурена в 1981 году. Введена в эксплуатацию из консервации в октябре 1989 г. с семилукского горизонта механизированным способом с начальным дебитом 0,5 т/сут нефти. После оптимизации (11. 90 г.) дебит увеличился до 4,8 т/сут. В дальнейшем скважина работала стабильно с дебитом 4,5-5,0 т/сут при постепенном снижении уровней и пластового давления. По этой причине отмечается снижение дебита и по скв. 6 (с 4,5 т/сут до 3,3 т/сут) в 1998г.