На восточном участке залежи в результате изменения фильтрационных потоков, путем переноса закачки в законтурные скв.87 (октябрь 2001 г.), скв.17 (декабрь 2003 г.), в 2004 г. продолжается положительный эффект:
В скв. 6, после достижения обводненности 98,8% (в 2003 г.), в течение 2004 г. обводненность снизилась до 93%. Скв. 6 работает ЭЦН – 125 с отбором жидкости 142 т/сут, среднесуточный дебит нефти – 9,4 т/сут.
В скв.150s2, при постоянных отборах жидкости (ЭЦН – 80) – 97 т/сут, обводненность стабильная – 50%, среднегодовой дебит нефти – 49 т/сут.
Скв. 82 до июля 2004 г. работала с отборами жидкости 260 - 270 т/сут обводненностью 76 - 74%, дебит нефти на уровне 60 – 70 т/сут. С августа месяца отборы жидкости увеличились с 260 т/сут до 313 т/сут, в результате обводненность увеличилась с 74% до 93%, дебит нефти при этом снизился до 20 т/сут. В этот период были увеличены объемы закачки в нагнетательную скв.17, расположенную на этом участке. Увеличение закачки связано было с остановкой нагнетательной скв.10 на 2 месяца с целью освоения скв.111s2.
Фактическая добыча нефти за 2004 г. составила 110,9 тыс.т, при проектной – 102 тыс.т и нормах отбора – 113,6 тыс.т нефти. Невыполнение норм по добыче нефти на 2,661 тыс.т связано с невыполнением добычи за счет ГТМ: планируемая скв.91 была восстановлена на ланскую залежь (с дебитом нефти 26 т/сут), в скв.111, восстановленной бурением II ствола, получена вода.
Добыча нефти в 2004 году, по сравнению с 2003 г. снизилась на 5,582 тыс.т.
Баланс добычи нефти сложился следующим образом:
- потери добычи нефти составили 18,167 тыс. т, в том числе за счёт роста обводнения – 14,569 тыс.т (скв. 82, 157), снижения отборов жидкости - 2,542 тыс.т (скв.237, 68, 157), уменьшения дней эксплуатации – 1,056 тыс.т (скв. 156).
- добыча нефти увеличилась на 12,585 тыс.т, в том числе в результате увеличения отборов жидкости - 10,095 тыс.т (скв. 6, 163, 165), увеличения коэффициента эксплуатации - 1,077 тыс.т, проведения ГТМ - 1,414 тыс.т (скв.113, 272).
По состоянию на 01.01.2005 г. поддержание пластового давления осуществляется закачкой воды в законтурные нагнетательные скважины 10, 87, 17, 197 и внутриконтурную 43.
После ввода под закачку скв.197 (в апреле 2004 г.), скв.43 с мая месяца была остановлена, как было предусмотрено проектом. Однако с декабря 2004 г. закачку воды в скв.43 вновь возобновили и продолжают в 2005 году в объеме 5,0 тыс.м3 в месяц.
В 2004 г. в скв.17, 87, 197 были проведены ПГИ, по результатам ПГИ принимающие интервалы соответствуют интервалам перфорации.
В скв.197, приемистость – 450 – 350 м3/сут, являлась недостаточной для cемилукской залежи. В августе выполнили СКО, приемистость увеличилась до 700 м3/сут.
В 2004 г. объем закачиваемой воды в залежь по сравнению с 2003 г. увеличился на 123 тыс.м3 и составил 761,6 тыс.м3 (планируемая – 766 тыс.м3). Текущая компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой по сравнению с 2003 г. увеличилась с 79,7% до 94,9%.
Годовой объем закачиваемой воды между нагнетательными скважинами распределился следующим образом:
- скв.10 – 220,4 тыс.м3
- скв.197 – 100,6 тыс.м3
- скв.17 – 272,6 тыс.м3
- скв.87 – 126,3 тыс.м3
- скв.43 – 32,9 тыс.м3
Максимальный объем закачки (35,8% от всего объема) составил в скв.17, что и повлияло вероятно на рост обводненности в скв.82.
На залежи необходимо провести трассирование фильтрационных потоков с целью получения достоверной информации о скорости и направлении движения фильтрационных потоков от нагнетательных скважин. По результатам трассирования выбрать нагнетательные скважины для изменения профиля приемистости.
Всего в залежь закачали 48418,3 тыс.м3 воды, накопленная компенсация на уровне 2003 г. - 94,5%.
Пластовое давление в зоне отбора увеличилось на 0,4 МПа и составило 22,5 МПа, на линии нагнетания – 25,2 МПа, что является достаточным для нормальной работы насосного оборудования.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.