В сравнении с предыдущим годом в 1998 г. среднегодовая обводненность и дебит жидкости по скважинам распределялись следующим образом (см. таблицу 2.5.2.1.)
Таблица 2.5.2.1
|
№ скв. |
Среднегодовая обводненность, % 1997/1998 г.г. |
Среднегодовой дебит по жидкости, т/сут 1997/1998 г.г. |
|
122 |
33.4/58.3 |
13,2/18.3 |
|
206 |
37.8/45.4 |
4.7/5.5 |
|
208 |
32.6/54.3 |
8.8/13.6 |
|
210 |
88.5/90.6 |
135.0/133.1 |
|
212 |
92.1/95.6 |
137.8/137,9 |
|
215 |
30.0/81.4 |
16.2/82.5 |
|
в целом по залежи |
82.6/87.2 |
53.9/66.4 |
Разработка залежи ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в скв. 76, расположенную в западной части залежи. Всего в отчетный период закачка в залежь семилукского горизонта составила 35.342 тыс.м3 при проекте - 314 тыс.м3.
Текущая и накопленная компенсации при этом составили соответственно 25,7 и 93,6 %, что несколько ниже в сравнении с предыдущим годом: в 1997 г. текущая компенсация отбора жидкости закачкой соответствовала 65.7%. Однако, несмотря на приведенные данные, в отчетный период отмечен незначительный рост пластового давления в контуре нефтеносности и по состоянию на 01.01.99 г. оно составило 29,1 МПа (01.01.98 г. - 29.7 МПа)
В течение 1998 г. отмечено увеличение плотности попутно добываемой воды. Источниками поступления воды могут быть заколонные перетоки и поступление воды по негерметичным колоннам. Также возможно влияние законтурной зоны. Для определения источника воды необходимо проведение отбора глубинных проб с последующим проведением шестикомпонентного анализа, а также закачку индикаторов в скв. 76.
Для снижения в залежи семилукского горизонта пластового давления (текущее 29.1 МПа), а также снижения обводненности добываемой продукции необходимо проведение мероприятий по ограничению закачки в скв. 76. Пластовое давление необходимо снизить на 4 МПа с постоянным контролем за плотностью попутнодобываемой воды, пластовым давлением и уровнями, обводненностью добываемой продукции. Закачку в скв. 76 в течение года поддерживать на уровне 100%-ой компенсации отборов жидкости из скв.122: 7,5-8 тыс м3 в год.
В работе перешедшего фонда в отчетный период особых изменений не произошло. Из запланированного комплекса геолого-технических мероприятий были проведены лишь ремонтно-восстановительные(скв.210), перевод на мех.добычу (скв.122,.. 206, 208), а также работы по переводу в постоянный режим эксплуатации (скв.122, 208, 215).
Снижение пластового давления в контуре нефтеносности, рост обводнения добываемой продукции, а также недостаточный объем мероприятий по работе с фондом - все это привело к снижению объемов добычи нефти: 1997г. - 19.446тыс.т при проекте 19тыс.т; 1998г. - 18.058тыс.т при проекте 17тыс.т), т.е. снижение объемов добычи нефти в сравнении с предыдущим годом составило 1.388тыс.т.
Основной объем добычи нефти приходится на скважины 210 и 215. В отчетный период эти скважины обеспечили 55.5% годового объема добычи нефти, что составляет 10.018тыс.т.
Потери добычи нефти по сравнению с предыдущим годом составили 22.540 тыс.т, в том числе:
- увеличение обводненности (скв. 122, 206, 208, 210) - 21.802 тыс.т;
- уменьшение дней эксплуатации (скв. 122, 208, 210) - 0.660 тыс.т;
- ограничение отборов жидкости (скв. 210) - 0.078тыс.т.
Прирост добычи нефти составил 21.152 тыс.т, в том числе:
- увеличение дней эксплуатации (скв. 206, 212, 215) - 0,689 тыс.т;
- увеличение дебита жидкости (скв. 122, 206, 208, 215) - 18.755 тыс.т.
-проведение ГТМ (скв.122, 206, 208) - 1.708тыс.т.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.