Разработка залежи Лебедянского горизонта (Елизаровского участка), страница 4

Нагнетательная скважина 20:

По данным ПГИ в ней принимается в основном верхний интервал и в скважине вероятна заколонная сообщаемость интервалов перфорации. Близлежащие добывающие скважины №6,24,46 работают с нижней и средней частей разреза и влияния от закачки воды в скважину 20 возможно не  испытывают. По данным интерпретации ГИС лишь близлежащая скважина 31 работает с верхней части разреза, куда  и закачивается вода в скважине 20

Следует оценить влияние нагнетательной скважины 20 на добывающие путем закачки индикаторов.

Нагнетательная скважина 21:

В 2001г. при проведении мероприятий по подготовке к работам фирмы ОТО в скважине по термометрии работала верхняя часть интервала перфорации. В 2002г. в проведении ПГИ по РГА отмечено, что принимает верхняя и средняя части интервала перфорации. В добывающих скважинах 22, 33, 43 и др. при переводах на вышележащие интервалы получали обводнённую продукцию, что свидетельствует о влиянии нагнетательной скважины 21 на данную группу скважин (22. 33 и 43) работающих с верхней части разреза с большой обводнённостью (более 90%) и плотностью попутно добываемой воды практически такой же, какую и закачивают в скважину 21 (1.14-1.15  г/см³).

Кроме того, между добывающими и нагнетательными скважинами существует достаточно хорошая гидродинамическая связь по площади и по разрезу в хорошо промытой Меточной части залежи. Так же установлено, что зона влияния нагнетательных скважин 35 и 21. расположенных на восточном участке залежи, распространяется на добывающие скважины 34 и 24 центрального и западного участков залежи.

Таким образом, скважины восточного участка практически полностью обводнены и работают в основном с верхней части разреза. На западном участке и в своде залежи, обводнение проходит по нижнему и среднему частям разреза (кроме скв.39). Однако в ряде случаев при переходе на вышележащие интервалы получают обводнённую продукцию. Это может быть связано с внедрением как закачиваемой воды по одноимённым пропласткам, так и некачественным цементированием. Рекомендуется выполнение ПГИ в скв.43 для определения заколонных перетоков. В скважине не был перфорирован нижний нефтяной пропласток.

В 2003г. на  елецкой залежи с целью улучшения состояния разработки проведён ряд геолого-технических мероприятий:

скв.43 - перевод на вышележащий интервал и ввод в эксплуатацию из консервации + селективная изоляция в конце года (13.11.2003г.);

- скв.45 - перевод на вышележащий интервал;

- скв.27 - ввод в эксплуатацию из контрольного фонда;

- скв.42 - направленная СКО, дающей безводную продукцию (ШГН);

- скв.36 - смена способа эксплуатации (перевод с ФОН на ШГН - НГВ-44);

- оптимизация работы насосного оборудования

- смена на более производительный насос (перевод с НГВ-32 на НГВ-38 по скв.42. перевод с-9-60 на Э-80 по скв.31, перевод с Э-50 на Э-60 по скв.24); увеличение закачки по скв.21;

В целом по залежи добыча нефти в 2003г. составила 65,515 тыс. т, против 79.223 тыс.т. нефти в 2002г.

Потери добычи нефти за 2003г. по сравнению с  2002г. составили 19.403 тыс. т. т.ч. за счёт:

- снижения отборов жидкости - 0.922 тыс. т;

- увеличения обводнённости - 16.672 тыс. т;

- уменьшения дней эксплуатации - 1.809 тыс. т:

Прирост добычи нефти составил 5.695 тыс. т, т.ч. за счёт:

- увеличения отборов жидкости, снижения % воды - 3,399 тыс.т;

- эффекта от ГТМ - 1.602 тыс. т;

- испытание пластов - 0,717 тыс. т;

- увеличения дней эксплуатации - 0,695 тыс.т.

Итого по залежи получен отрицательный баланс нефти по сравнению с 2002г. -13,708 тыс.т.

В целом по залежи добыча нефти в 2003г. составила 65.515 тыс.т. Проектные показатели по отбору нефти на 2003г. - 63 тыс.т. перевыполнены на 2.515 тыс.т. за счёт увеличения отборов жидкости.