Разработка залежи Лебедянского горизонта (Елизаровского участка), страница 2

Как уже отмечалось ранее значительное несоответствие фактических и проектных показателей разработки елецко-задонской залежи на протяжении ряда лет связано с составлением проектных документов на более низкие извлекаемые запасы, числящиеся на балансе ПО “Белоруснефть” на момент проектирования - 1095 тыс.т. (по ее состоянию на 01.01.95г.)

В результате пересчёта, выполненного на 01.01.99г., балансовые и извлекаемые запасы нефти, по сравнению с утверждёнными увеличились на 5%, главным образом за Увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин и по состоянию на 01.01.2001г. на балансе ПО “Белоруснефть” числились начальные балансовые запасы нефти - 3478  тыс. тонн начальные извлекаемые запасы нефти - 1391 тыс. тонн.

В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть было составлено ТЭО коэффициента нефтеизвлечения  задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения. Анализ расчётных величин КИН, определенных четырьмя различными способами, показывает их практическую сходимость и позволяет рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН=0,476. В таком случае начальные извлекаемые запасы нефти категории В по задонско-елецкой залежи составят 1656 тыс.т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа 214 млн.м³.

Таким образом, на 1.01.2004г. на балансе ПО "Белоруснефть" по елецкой залежи Дубровского месторождения числятся:

- начальные балансовые запасы нефти - 3478 тыс.т.

- начальные извлекаемые запасы нефти - 1656 тыс.т.

Основным   фондом скважин залежь была разбурена к 1990г. На 01.01.2004г. действующий добывающий фонд составляет 13 скважин (10 скважин оборудованы ЭЦН: 3 -ШГН); одна добывающая скважина - в бездействии; семь скважин - контрольные. Закачка воды в 2003г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв. 20.21.35). На 1.01.04 года скв. №21 остановлена по технологическим причинам.

Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в следующих таблицах 1.14.1 и 1.14.2:

Таблица 1.14.1. Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.04. г.

Таблица 1.14.2. Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.04. г.

В течение 2003 года в фонде произошли следующие изменения:

- две скважины (№№27, 43) переведены из контрольного фонда в добывающий;

- одна добывающая скважина (№25) в мае 2003г. переведена в контрольный фонд, так же в связи с нерентабельностью её эксплуатации (низкий дебит - 1 т/месяц, результаты интерпретации ГИС свидетельствуют о выклинивании  по направлению к своду пропластка залежи, на который работала скв.25)

- нагнетательная скв.21 остановлена по техническим причинам в декабре 2003 г.

В структуре добывающего фонда по состоянию на 01.01.2004г. можно выделить три группы скважин:

скважины, обеспечивающие основную добычу нефти - №№24. 38. 39. 40. 42. В 2003г. данными скважинами отобрано 45,252 тыс.т. (69% от всей добычи по залежи). Скважины данной группы эксплуатируются с высокими дебитами нефти 10-47 т/сут и жидкости 10-100 т/сут. находятся в своде и на западном участке залежи, работают с нижней, средней и верхней части разреза с обводнённостью продукции от 30 до 80% за исключением скв.42, эксплуатирующейся с дебитом 7 - 13т/сут безводной нефти.