Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 8

 По состоянию на 01.01.05 г. действующий фонд добывающих скважин – 20, нагнетательных – 5. Всего из залежи отобрано 780,6 тыс.т нефти (42,2 % от НИЗ – 1848 тыс.т), добыча нефти за 2004 г – 40,4 тыс.т (темп отбора 2,2 % от НИЗ). Остаточные запасы составляют 1067,4 тыс.т,  на одну скважину добывающего фонда приходится 53,4 тыс.т остаточных запасов. Основную добычу нефти – 60,7% обеспечили 7 скважин: 5002, 51, 52, 57, 110, 159, 251.

Все добывающие скважины работают механизированным способом, одна скв.159 – ЭЦН, остальные – ШГН.

Скважины, обеспечивающие основную добычу, расположены на различных участках залежи и работают с дебитами нефти от 6 – 7 т/сут до 30 т/сут (скв.159). Остальные скважины работают с дебитами от 1 до 5 т/сут.

Добывающий фонд по величине среднесуточного дебита жидкости и обводненности на 01.01.05 г. распределяется следующим образом:

Таблица 1.1.8

   Таблица 1.1.9

В результате выбытия высокообводненных скважин 78, 53, 77 средняя обводненность по залежи уменьшилась с 30% (2002 год) до 18,6% в 2004 году, дебит по жидкости в среднем по залежи с 2003 г. снизился с 8 до 6,9 т/сут, по нефти сохранился на уровне 5 – 5,6 т/сут.

Фактическая добыча нефти в 2004 г. – 40,367 тыс.т соответствует нормам и превышает проектную – 35,0 тыс.т на 15,3%. Перевыполнение проектных уровней отборов нефти на 5,367 тыс.т обусловлено стабильной работой добывающих скважин и меньшим темпом роста обводненности продукции скважин, чем это было предусмотрено проектом.

По сравнению с 2003 годом добыча нефти увеличилась на 1,117 тыс.т:

-  потери добычи нефти - 5,574 тыс.т за счет снижения отборов жидкости по скв.52, 221, 255, 257 компенсированы приростом - 6,691 тыс.т, за счет увеличения отборов жидкости по скв.159, 251 и проведения ГТМ (скв.52).

В настоящее время разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в очаговые скв.258, 250, 252, 14, 81. На 01.01.2005 г. объем закачки воды в залежь составил 508,1 тыс.м³, годовая закачка – 54,5 тыс.м³, (нормы – 56 тыс.м³). Накопленная компенсация отбора закачкой составляет 37,6%, текущая  - 76,3%. Пластовое давление в контуре нефтеносности – 15,8 МПа (Рнач. - 28,7 МПа).

На западном участке залежи закачка воды осуществляется в скв.258, которую освоили в декабре 2003 г. вместо скв.69. После проведения (09.2003 г.) в скв.69 работ по увеличению охвата пластов заводнением и  закачки индикатора было установлено, что основной объем закачиваемой воды поступает в семилукскую залежь, в результате закачку в скв.69 с декабря 2003 г. прекратили.

По результатам ПГИ, выполненным в апреле 2004 г., в скв.258 принимают интервалы перфорации: 2682 – 2684 м, 2686 – 2693 м, 2702 – 2707 м, приемистость составляет 100 м³/сут.

Влияние от закачки на западном участке испытывают скв. 112, 256, 257. С начала закачки пластовое давление по этим скважинам увеличилось в среднем на 6 МПа и составляет 16 – 20 МПа. Статические уровни в скважинах  выросли с 1200 – 1400 м до 960 м. В 2004 г. скважины 112, 256 работали стабильно с дебитами нефти 5,5 – 6 т/сут. В скв.257 дебит нефти снизился с 5 до 1, 2 т/сут из-за ухудшения работы насосного оборудования, коэффициент подачи снизился с 0,52 до 0,139, необходимо выполнить смену насоса.