За период 1978-1984 г.г. разбуривание проводилось в приконтурной части
залежи ( 70% фонда ).
Все скважины, пробуренные в этот период, вводились механизированным
способом. Начальный дебит этих скважин составил в среднем 7 т/сут (текущий
5 т/сут ).
Начальный дебит по скважинам, введенным за 1975-1977 годы, составил 27 т/сут
(текущий – 12 т/сут). Данные о продуктивности и пластовом давлении, данные ГИС, указывают на ухудшение коллекторских свойств пласта в приконтурной
части елецко-задонской залежи. Результаты гидродинамических исследований,
выполненных за период разработки, приведены в приложении 14,15.
С января 1979 года начали осуществлять заводнение в очаговую скважину
№ 64, а с августа 1980 года в скважину № 67.
Приемистость скважины № 64 – 90м3/сут, по скважине № 67 – 200м3/сут
( на 01.01.84 года ).
В результате детального геолого-промыслового анализа выяснилось, что
часть скважин не охвачена воздействием закачки в связи с тем, что не вся нефте-насыщенная толщина перфорирована. Было принято решение о дострелах в сква-жинах ( Протокол ГТС от 16.12.1984 года ).
В марте 1984 года был проведен дострел в нагнетательной скважине №64, что отразилось на работе скважин 58,34,33, работа которых улучшилась.
Анализ по скважинам елецко-задонского горизонта, расположенных в пер-вом ряду от очагов, позволил сделать вывод, что воздействие закачки наблюдает-ся в центральной части залежи и менее существенно к ее периферийной части.
Всего на елецко-задонский горизонт на 01.01.1985 года закачано 413,59 тыс.
м3 воды, что компенсировало отбор жидкости на 62 %.
Для выяснения влияния закачки на добывающие скважины была рассмот-рена работа всех скважин, расположенных в районе очагов. По ряду скважин:
34,63,60,62 в течении 1979-1984 г.г. отмечается постоянный дебит на уровне
10-30т/сут.
Пластовое давление по залежи 20,5 МПа, по скважинам приконтурной зоны пластовое давление составляет 16,1-17,3 МПа.
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 105 %, накоп-ленная 62 %.
К 1985 году залежь елецко-задонского горизонта была полностью разбурена
согласно проектного документа / 17 /.
В 1984 году был произведен “Пересчет запасов нефти и растворенного газа
Давыдовского месторождения”. В связи с этим в 1985 году была составлена
“Уточненная технологическая схема разработки Давыдовского месторождения”.
Согласно названному варианту техсхемы / 19 / для достижения проектного КИН разработка залежи должна вестись при внутриконткрного заводнения и бо-лее плотной сетке ( 30*104 м2/скв эксплуатационных скважин. Для чего заплани-ровано пробурить 7 добывающих и 4 нагнетательных скважины при 10 резерв-ных.
Со времени начала реализации уточненной техсхемы ( 1985 год ) на елецко-задонскую залежь пробурено 16 скважин и на 01.01.1984 год весь эксплуатацион-ный фонд составил 36 скважин, в том числе 32 добывающих и 4 нагнетательных.
В действующем фонде одновременно пребывало от 17 до 23 скважин.
На дату пересчета все скважины работают механизированным способом.
Начальный дебит вновь вводимых скважин менялся от 0,1-0,3 т/сут до 12,6 т/сут.
Среднесуточный дебит на одну скважину по годам составляют 2,8-16,9 тонн.
Годовая добыча нефти менялась от 40,018 тыс.тонн до 60,8 тыс.тонн. Накоплен-ная добыча нефти на 01.01.1994 год составляет 918,3 тыс. тонн, при текущем ко-
эффициенте нефтеизвлечения 0,15.
Фактическая накопленная добыча нефти на 01.01.1994 год составляет 92 % от плановой, что связано с более низким, чем планировалось, среднесуточным де-битом новых скважин.
До 1989 года залежь разрабатывалась с поддержанием пластового давления
посредством внутриконтурного заводнения ( скв. 64,67 ), а с 1989 года – внутри-контурного ( скв. 64,67 ) и законтурного ( скв. 53,74 ). Ежегодно в залежь закачи-валось от 49,8 тыс.м3 до 118,4 тыс.м3 воды. Текущая компенсация отбора меня-лась от 150,75 % до 53,4 %. Накопленная компенсация на 01.01.1994 равна 126 %.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.