Основной объем добычи нефти (117.296 тыс.т, что соответствует 57.3%) обеспечивают в основном скважины оборудованные ЭЦН (NN 6, 32, 55, 57, 58, 59, 73, 87, 90, 91, 105, 106, 146, 148), а также фонтанные скважины (NN49, 70, 86, 104, 219, 248) - 60.137тыс.т либо 29.4% годовой добычи. По переходящему фонду без учета новых скважин объемы добычи нефти составили 98.9% от всего объема добычи , что соответствует 202.656тыс.т
Разработка залежи ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в приконтурные нагнетательные скважины 20, 29, 37, 39, 43, 44, 68, 83, 84. В отчетный период, несмотря на снижение объемов закачки в залежь в сравнении с предыдущим годом (1997г. - 1558.912тыс.м3; 1998г. - 1347.868тыс.м3) отмечен рост пластового давления в контуре нефтеносности; по состоянию на 01.01.98г. оно составляло 28.0 МПа, на 01.01.99г. - 28.7 МПа. По участкам же средняя величина пластового давления в зоне скважин составила;
на западе 1995г. - 27.88 МПа
1996г. - 28.77 МПа
1997г. - 30.4 МПа
1998г. - 28.7 МПа
на востоке 1995г. - 29.20 МПа
1996г. - 28.21 МПа
1997г. - 28.4 МПа
1998г. - 29.3 МПа
В отчетный период как и в предыдущие годы по-прежнему выражено различие пластовых давлений по участкам. Основной причиной этого расхождения является регулирование по залежи объемов закачки и уровней отбора жидкости.
Согласно графика намеченных геолого-технических мероприятий в отчетный период был проведен ряд мероприятий по работе с фондом:
- ограничение водопритока по добывающим скважинам путем установки цементных мостов и перевода на вышележащие интервалы - скв. 58, 64, 67, 78, 80, 152, 157, 158, 255;
- интенсификация работы скважин (СКО, СКВ, НСКО) - скв. 32, 106;
- оптимизация работы насосного оборудования - скв. 106, 146,158;
- циклическая закачка с изменением фильтрационных потоков - нагнетательные скв. 20, 29, 37, 39, 43, 44, 68, 83, 84;
- ввод в эксплуатацию новых скважин 255 и 256 с использованием части ствола ликвидированных скважин 144 и 159 соответственно.
После проведения перечисленных мероприятий эффект ощутим лишь в скважинах 32, 58, 78, 80, 106, 146. В скважинах же 64, 106, 152, 158 (мероприятия по оптимизации и изоляционные работы) эффект от проведенных работ незначителен.
04.98 г. в скв. 32, работающей с обводненностью добываемой продукции 21% и СКО. В итоге отмечалось незначительное снижение обводненности до 6-12% и рост производительности по нефти до 35-40 т/сут. По состоянию на дебитом нефти 2.2т/сут с целью интенсификации притока была проведена 01.01.99г. скв-на оборудована ЭЦН-50 и работает с дебитом нефти 34.9т/сут и обводненностью 12.7%.
02.98 г. в скв. 58, оборудованной ЭЦН-50 и работающей с дебитом нефти 3т/сут и обводненностью добываемой продукции 97% были проведены изоляционные работы по плану БелНИПИ с отсечением обводнившихся интервалов и последующей перфорацией (ГПП) 2715-2706, 2704-2696м с проведением мероприятий по интенсификации притока. В результате было отмечено снижение обводненности до 50-60% и рост дебита по нефти до 20-25т/сут. На 01.01.99г. скважина оборудована ЭЦН-50 и работает с дебитом нефти 11.1т/сут и обводненностью 75.2%.
06-07.98г. в скв.78 оборудованной ЭЦН-50 и работающей с дебитом нефти 0.5-2.5т/сут и обводненностью 99% были проведены изоляционные работы по отсечению обводнившихся интервалов и перевод на вышележащий интервал 2700-2705 м с последующим проведением СКВ. В итоге отмечалось непродолжительное снижение обводненности до 70-81% и увеличение дебита по нефти до 17-27т/сут. На 01.01.99 г. скв. 78 оборудована ЭЦН-50 и работает с дебитом нефти 2т/сут и обводненностью 94.3%.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.