Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 5

Для совершенствования системы ППД и улучшения состояния разработки на залежи с 2001 г. были выполнены ряд проектных решений:

-  на восточномучастке залежи организована закачка в скв. 97,

-  для усиления закачки и регулирования объемов закачиваемой воды на западном участке восстановлена (РВР) ликвидированная скв.54,

-  с целью увеличения охвата процессом вытеснения и ограничения водопритока в нагнетательных скважинах 120, 128, 97 проведены работы по выравниванию профиля приемистости путем закачки  в нагнетательные скважины химреагентов (по технологии ОТО).

По всем нагнетательным скважинам проведен комплекс ПГИ и по результатам – интенсификация.

В 2004 г. пробурена проектная скважина 286 в центральной части Речицкой межсолевой структуры с целью охвата разработкой невыработанных участков залежи путём уплотнения сетки скважин. По данным ГИС в межсолевой толще выделены коллектора в отложениях IV, V, VII, VIII и IX пачек. Залежь IV пачки представлена шестью пропластками общей мощностью 16,4 м, пористость и нефтенасыщенность которых, соответственно 9,1% и 68,6%. Пласты-коллекторы V (два пропластка суммарной мощностью 4 м) и VII (два пропластка общей толщиной 12,6 м) пачек характеризуются, соответственно, пористостью 9,3 – 10 %, нефтенасыщенностью 73,6 – 51,2 %. В отложениях VIII пачки выделены два пропластка суммарной мощностью 23,4 м с пористостью 9,4%. Коллекторы в целом нефтенасыщены, коэффициент нефтенасыщенности равен 55,8%, лишь верхняя часть (2,4 м) нижнего пропластка мощностью 5,6 м имеет насыщение “нефть + вода”. Коллектор IX пачки, состоящий из шести пропластков общей толщиной 19,4 м, характеризуется пористостью 7,4%. Коэффициент нефтенасыщенности равен 61,1%. Пластовое давление, рассчитанное по методу Хорнера на глубине 2250 м, было равным 15,7 МПа. Коэффициент продуктивности составил 6,14 м³/сут_*МПа.

Скв.286 введена в эксплуатацию 10.2004 г. (НГВ-44) с дебитом нефти 18 т/сут.

По состоянию на 01.01.2005 г. действующий фонд добывающих скважин – 36, нагнетательный – 6. Начальные извлекаемые запасы - 4750 тыс.т. Из залежи отобрано 3707,1 тыс.т нефти (78% от НИЗ). Остаточные запасы составляют 1042,9 тыс.т, на 1 скважину действующего фонда приходится  30,7 тыс.т. остаточных запасов, что вполне реально для их отбора. Основная добыча нефти (57,7%) обеспечивается скважинами 100, 139, 115, 44, 88, 127,  42, 224, 193.

Все добывающие скважины механизированы: 7 скважин (скв. 44, 88, 100, 115, 127, 139, 187)  оборудованы ЭЦН, остальные – ШГН.

Дебиты по нефти скважин, оборудованных ЭЦН, изменяются от 30 до 50 т/сут, оборудованных ШГН – от 1 до 16 т/сут.

Наиболее низкие величины дебитов нефти (до 3 т/сут.) отмечаются по скважинам, расположенным в юго-западной и юго-восточной частях залежи, характеризующихся резким снижением эффективных мощностей.  

Более стабильно, с дебитами 10-15 т/сут., работают скважины, расположенные, в основном, в центральной части залежи, которая характеризуется улучшенными емкостно-фильтрационными свойствами коллекторов.

В среднем по залежи  дебит нефти в 2004 г. сохранился на уровне 2003 г. и составил 10,4 т/сут.

Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости (таблица 1.1.5) и обводненности (таблица 1.1.6) по состоянию на 01.01.05 г.

Таблица 1.1.5

Таблица 1.1.6