Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 13

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2004 г. приведено в таблице 1.1.13.

Рекомендации на 2005 г.:

-  бурение нагнетательной скв. 198 вместо ликвидированной скважины 33,

-  в связи с переносом закачки в законтурную зону, нагнетательную скв.43 остановить,

-  в нагнетательных скв.10, 197, 198, 17, 87 - трассирование потоков, закачка хим.реагентов,  

-  скв. 82 - уменьшить отборы жидкости до 200 – 250 т/сут (смена ЭЦН – 250/200),

-  в скв.157 - уменьшить отборы жидкости до 300 т/сут (смена ЭЦН – 500/250),

-  скв. 155 - изоляционные работы на верх. sm, ПГИ на притоке, ИГН,

-  скв. 156s2 - ПГИ, повтор изоляционных работ, ШГН,

-  скв. 272 – возврат на ланский горизонт,

-  скв.111 – провести свабирование, отобрать 40,7 м³ жидкости, провести повторные исследования, спуск ЭЦН – 30.

Залежь  нефти ланско-старооскольского горизонта

Ланская залежь начала эксплуатироваться с июня 1969 года скважиной 91, которая вступила фонтаном с дебитом 54 т/сут.

В настоящее время весь проектный фонд пробурен, однако проектные скв. 240, 241, 239, 242 вскрыли вендскую залежь.

На основании уточнения технологических показателей, выполненного в 2001 г, для выработки остаточных запасов нефти ланской залежи намечены следующие мероприятия:

-  бурение добывающих скважин (210, 211, 212) или возврат скважин  (скв. 239, 240, 241, 242), эксплуатирующих в настоящее время вендскую залежь,

-  восстановление ликвидированных скв. 164, 91,

-  на центральном участке залежи организация ППД, для чего рекомендуется перевести под закачку добывающую скв.253.

В августе 2004 г. была восстановлена ликвидированная скв.91 с дебитом нефти 25 т/сут.

На 01.01.2005 г. добывающий фонд составил 7 скважин: скв.91, 161, 199, 238, 235, 233, 253, нагнетательный – 1 (скв.234). Всего из  залежи отобрано 218,3 тыс.т нефти, что составляет 26,1% от НИЗ – 835 тыс.т,темп отбора от НИЗ - 2,1%. Остаточные извлекаемые запасы составили 616,7 тыс.т, на одну добывающую скважину приходится 88,1 тыс.т остаточных запасов, что существующим фондом скважин отобрать проблематично. Основную добычу нефти обеспечивают скв.233, 91, 235 – 59,6%.

Все скважины работают механизированным способом (ШГН). Скв.233, 161 работают с дебитами нефти 15 – 10 т/сут, остальные скважины работают с дебитами нефти 5 – 7 т/сут. В продукции скв.233 появилась вода от 3 до 15%, остальные скважины работают без воды. 

Добыча нефти в 2004 г. - 17,27 тыс.т соответствует проектной (17,3 тыс.т), по сравнению с 2003 годом увеличилась на 2,486 тыс.т и выше норм на 2,0 тыс.т.

Увеличение добычи нефти связано с вводом в эксплуатацию скв.91, по которой добыча нефти составила 2,346 тыс.т, среднесуточный дебит нефти – 17,8 т/сут.

В скважине 253 были выполнены работы по ГРП, которые оказались успешными. Среднесуточный дебит нефти с 2,8 т/сут в первом полугодии 2004 года увеличился до 7,6 т/сут во втором полугодии. Добыча нефти с 0,4 тыс.т в первом полугодии увеличилась  до 1,2 тыс.т во втором полугодии. В 2005 году дебит скважины сохраняется на уровне 6,5 т/сут.

 В целом по залежи среднесуточный дебит нефти в 2004 году увеличился по сравнению с 2003 г. с 6,9 т/сут до 8,1 т/сут.

В настоящее время залежь восточного участка разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды в очаговую скважину 234. Закачка воды в скв. 234 ведется с декабря 1998 г. с помощью МКНС приемистостью 55 м³/сут при давлении на устье 16 МПа. С августа 1999 г. была организована закачка в скв.237 с начальной приёмистостью 55 м³/сут при давлении на устье 20,0 МПа. В течение 2000 – 2002 г.г. скв.237 практически не работала из-за отсутствия приемистости (0,3м³/сут). Выполненная интенсификации по увеличению приемистости в скв.237 (в ноябре 2002 г.) эффекта не дала и в 2003 году скважина переведена как добывающая на семилукскую залежь.