- при проведении работ по переводу на вышележащие интервалы производить вскрытие интервалов залегания коллекторов, с суммарной величиной интервалов перфорации не более 10-15м. При получении воды в продукции скважин проводить комплекс ПГИ по определению принадлежности притока воды данному интервалу;
- в скважинах, где произошло или произойдет интенсивное обводнение интервалов перфорации, производить исследования на предмет оценки заколонных перетоков и осуществлять селективную водоизоляцию и (или) цементажи под давлением через спец дыры;
- более высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин путём закачки в них потокоотклоняюших хим. реагентов;
- провести ПГИ в добывающей скв.43 для определения наличия заколонных перетоков;
- оценить целесообразность эксплуатации нижнего практически не затронутого эксплуатацией пропластка на елецкой залежи в действующей скважине 43 и контрольных - 7. 25, 34;
- для оценки состояния и возможности выработки запасов нефти в неохваченной разработкой части залежи или осуществить зарезку второго ствола в скв. 12 (при экономической целесообразности) в сторону увеличения нефтенасыщенных толщин, или рассмотреть возможность возобновления приконтурного заводнения в скважину 4 и организации законтурного в скважину 2 в водоносную часть (гл. 3090-3246м.) с целью вытеснения нефти из неохваченной разработкой части залежи.
2.1.2. Залежь нефти семилукского горизонта.
Эксплуатация залежи начата в январе 1980г. вводом скв.1 с начальным дебитом 38 т/сут нефти при начальном пластовом давлении в залежи 45.2МПа приведенном к отметке ВНК-3735м.
Основным фондом скважин залежь разбурена к 1989г. Всего в эксплуатации находилось 7 скважин, в том числе 5 добывающих (скв.1, 5, 28, 36, 37) и 2 нагнетательные (скв.16, 7). Ликвидировано 6 скважин, из них по геологическим причинам - 3 скважины (скв. 2,9,29) по техническим - 1скважина (скв.1), по категории IV«a» из-за полного обводнения – 2 скважины (скв.5, 28).
Проектом на 2003г. (см. табл. 1.14.5) предусматривалось добыть 4.3 тыс.т. нефти с действующим добывающим фондом - 3 скважины (1 - ФОН, 2 - ШГН) и одной нагнетательной со средним дебитом по жидкости 5.4 т/сут.
В отличие от проекта, разработка залежи в 2003г. велась без поддержания пластового давления (нагнетательная скв. 16 остановлена по технологическим причинам в 2002 г) двумя добывающими скважинами - 36 и 37. В связи с языковыми прорывами закачиваемой воды в добывающих скв. 36 и скв.37 в 2002-2003г.г. годах были проведены изоляционные работы с последующим переводом их с фонтанного способа эксплуатации на механизированный (ШГН). Закачка воды в нагнетательную скв. 16 не планируется и в 2004 г. в связи с запасом пластового давления, необходимого для нормальной работы насосного оборудования и в связи с предупреждением преждевременного обводнения добывающих скважин.
Фактическая система разработки не соответствует проектной. Намеченные проектом «бурению добывающие скважины (2 скважины в 1996 -1997гг.) не пробурены в связи с тем, что к этому времени большая часть площади залежи была заводнена. В результате в: 2003 году - при меньшем по отношению к проектному добывающем фонде скважин (проект – 3, факт - 2) и более высоких фактических средних дебитах нефти скважин (проект - 5т/сут. факт - 9.1 т/сут) уровни добычи нефти за год выше проектных (проект - 4.3 тыс.т., - факт- 6.02 тыс.т.).
Добывающая скв.36 из-за обводнения работала периодически, фонтаном до февраля 2003г. В марте 2003г. были проведены водоизоляционные работы с повторным перестрелом интервала перфорации, со сменой способа эксплуатации с фонтанного на механизированный (ШГН). В результате проведенных работ добыча за месяц по скважине возросла на порядок (с 12т до 290т), насос работает в оптимальном режиме. Не большая обводнённость по скважине свидетельствует об эффективном проведении ГТМ в 2003 году.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.