Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 10

На воронежской залежи отмечается участок (район скв.51, 57, 246, 259) с пониженным пластовым давлением - 11 – 12,5 МПа. В результате, скв.246, 259, пробуренные в 2000 – 2001 г.г. введены в эксплуатацию недоосвоенные с дебитами нефти 0,4 - 2 т/сут. Скважины работают при пониженных динамических уровнях – 1500 м – 1800 м, с дебитами нефти 2 - 3 т/сут. Скв.51, 57 работают с дебитами нефти 6 - 9 т/сут.

Для поддержания пластового давления на этом участке в декабре 2003 г. восстановлена под нагнетание ликвидированная скв.81. Интервал перфорации 2617 – 2582 м, 2562 – 2537 м, приемистость 40 м³/сут. По результатам ПГИ, выполненном в 2004 г., принимает верхняя часть интервала, прибор остановился на  глубине 2596 м. Всего в скв.81 закачали 8,451 тыс.м³ воды, об эффективности закачки говорить еще рано.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2004 г. приведено в таблице 1.1.10.

Рекомендации на 2005 г:

-  Скв.249 - интенсификация, СКВ, УОС,

-  скв.257 – смена насоса,

-  скв.153 – оптимизация,

-  скв.159 - ограничение отборов жидкости (перевод в период),

-  скв.246, 259 – интенсификация притока,

-  скв.81, 250, 252 (нагн.) – обеспечить приемистость существующих интервалов перфорации,

-  скв.14 (нагн.) – дострел нижнего интервала,

-  скв.77, 78, 114 (конт.) – рассмотреть вопрос о ликвидации.

Залежь нефти семилукского горизонта

Залежь находится в разработке с 1965 г. Разбуривание залежи основным фондом закончено к 1975 году. Залежь разбурена пятью рядами, параллельными контуру нефтеносности с плотностью сетки скважин 56 га/скв. В результате полного обводнения, большая часть скважин была ликвидирована или переведена на воронежский горизонт. В настоящее время залежь находится на четвертой стадии разработки. Добывающие скважины в основном расположены в сводовой части залежи в стягивающем ряду. Расстояние между скважинами 500 – 750 м. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурные скважины.

С 1987 г. залежь разрабатывается согласно дополнения к проекту разработки. В 2001 г. составлено уточнение технологических показателей разработки /1/.

В проектном документе рекомендуется:

- для создания более эффективной системы ППД восстановить первоначальную законтурную систему поддержания пластового давления, восстановить ликвидированные скв.17, 74 пробурить проектную скв.197, после чего закачку в скв.43 остановить;

- для более равномерной выработки запасов и предотвращения преждевременного обводнения рекомендуется ограничить отборы по высокодебитным скважинам 1502, 163 до 50 - 30т/сут;

- бурение проектных скважин 195, 196, 198;

- восстановление ликвидированных скважин 155, 91;

- изоляционные работы – скв.258;

- для оценки балансовых запасов провести лабораторные исследования коэффициента вытеснения нефти, отобрать глубинные пробы нефти в скважинах 163 и 1502;

             - провести доразведку участка залежи в районе скв. 67 путем бурения второго ствола в направлении на юг;

-  разработать технологии освоения запасов саргаевского горизонта, а также азерецких слоев семилукского горизонта.

Выполнение проектных решений на 01.01.2005 года:

Восстановлена первоначальная законтурная система ППД. В 2001 г. была восстановлена законтурная скв.87 восточного участка (закачка в скв.52 остановлена), в декабре 2003 г. восстановлена законтурная скв.17, в апреле 2004 г. введена проектная нагнетательная скв.197 (дублер 85).

Данные, полученные при бурении скважины 197, подтвердили имеющееся представление о геологическом строении залежи. В подсолевой части разреза по данным ГИС выделены пласты-коллекторы в отложениях воронежского и семилукского горизонтов. В стреличевских слоях воронежского горизонта имеются два маломощных (1,2 – 0,8 м) пропластка с пористостью 4,3 - 4,5 %, верхний из которых слабонефтенасыщен (51,2 %), нижний – нефтеводонасыщен. В семилукских отложениях выделены два пропластка общей мощностью 17,8 м, из них 3,2 м верхней части разреза нефтеводонасыщены, 1,6 м средней – слабонефтенасыщены, остальные 13 м - водонасыщены. Коэффициент пористости варьирует от 7,3 – 7,5 % до 9,1 %.