Скв.126 работала с дебитами (среднегодовыми) нефти 3 - 5,5 т/сут. Вода в продукции скважины – 16% появилась 08.2001 г. (через 5 месяцев после начала закачки в скв.97), к концу 2004 г. обводненность достигла 81,7%, дебит нефти снизился до 1,2 т/сут. С января 2005 г. скважина 126 остановлена из-за обводения. Ндин. – 1140 - 880 м.
Скв.193 в течение 2001 – 2004 г.г. работала НГВ-44 с дебитами нефти 14 - 11 т/сут, обводненность – 1,8%, уд.вес – 1,2 - 1,17 г/см3. Динамический уровень за период эксплуатации снизился с 1200 м (01.02г.) до 1440 м, Нст. – 800 м.
Скв.115, до организации закачки в скв.97 (03.2001г.), работала НГВ-44 с дебитами нефти 16 т/сут, жидкости – 21 т/сут, обводненность – 20 – 24%. В результате смены НГВ - 44 на ЭЦН – 60 (январь 2003 г.) дебит нефти увеличился с 10 т/сут до 30 т/сут, обводненность увеличилась до 30 - 40%. Динамический уровень за этот период снизился с 800 м до 1200 м. Пластовое давление, замеренное 07.2004 г. - 10,9 МПа.
Скв.228 введена в эксплуатацию 03.02г. (НГВ-32) с дебитом 3,7 т/сут. После проведения интенсификации (дострел, СКВ+НСКО) в июне 2003 г. дебит нефти увеличился с 2,4 т/сут до 8 – 6 т/сут. Пластовое давление, замеренное при КРС составило 17,4 МПа. В 2004 г. дебит нефти составил 4,7 т/сут, в январе 2005 г. – 4 т/сут, обводненность 17,8%. Динамические уровни за весь период эксплуатации низкие – 1800 – 1840 м.
Учитывая результаты трассирования по нагнетательной скв. 97 (переток по заколонному пространству из VIII пачки в IV и влияние на скважины IV пачки) и текущее состояние добывающих скважин VIII пачки, рекомендуем организовать закачку в обводнившуюся скв.126, скв.97 остановить.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 1.1.7.
Рекомендации на 2005 г.:
- скв.38 - переход на VIII пачку,
- скв.189 – смена НВ-32/ НВ-38,
- скв.126 - перевод под закачку для усиления ППД на восточном участке,
- скв.97 (нагнет.) – дополнительные исследования по влиянию скважины на IV пачку, трассирование,
- скв.120, 132 – обеспечить приемистость существующих интервалов перфорации.
Залежь нефти воронежского горизонта (II пачка)
Залежь находится в эксплуатации с 1966 года. С 1987 года разрабатывается согласно дополнения к проекту разработки. В 2001 г. выполнено уточнение проектных показателей.
На основании “Уточнения технологических показателей”, предусматривается продолжить разработку залежи с поддержанием пластового давления методом очагового заводнения, для чего рекомендуется:
- на восточном участке (район скв.51, 57, 246, 259) организовать очаговое заводнение, для чего пробурить проектную скв.247 или перевести под нагнетание скв.259 или 246;
- проведение мероприятий по регулированию объемов закачки, выравниванию профиля приемистости путем закачки в нагнетательные скважины хим.реагентов;
- для скорейшего восстановления пластового давления продолжить эксплуатацию скважин 159, 77 с ограничением отбора жидкости, скв.62 – остановить;
- после восстановления пластового давления в залежи (до 19 - 20 МПа), для выработки остаточных извлекаемых запасов, продолжить разбуривание залежи проектным фондом скважин – скв.263, 245, 244, 260, 292. В скв.292 (район скв.221) вскрыть верхнюю часть семилукских отложений, толщиной 5 м (от кровли семилукского горизонта)
- восстановление ликвидированных скважин (скв.58, 59, 89, 162)
- произвести испытания воронежских отложений в скважинах, находящихся за пределами площади подсчета запасов (скв.52, 16, 24 и др.).
Воронежская залежь представлена отложениями I и II пачек. Начальные извлекаемые запасы нефти I пачки – 562 тыс.т, II пачки - 1848 тыс.т. В настоящее время разрабатывается II пачка.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.