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

1.  ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ И МЕРОПРИЯТИЯ

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОЕКТНОЙ ДОБЫЧИ

1.1 РЕЧИЦКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Речицкое нефтяное месторождение введено в эксплуатацию в 1965 г. С 1987 г. разработка месторождения осуществляется  в соответствие с “Дополнением к проекту разработки”.

По состоянию на 01.01.2005 г. разрабатывается на основании “Уточнения технологических показателей”, выполненного в 2001 г. /1/, в котором даны рекомендации по каждой залежи.

Всего на месторождении разрабатываются 6 залежей: залежи IV, VIII + IX пачек задонского горизонта, воронежского, семилукского, ланского, вендская залежь верхнепротерозойских отложений.

В 2004г. в рамках выполнения «Комплексной программы по активизации выработки остаточных запасов нефти пяти крупнейших месторождений» Управлением геологии было уточнено геологическое строение месторождения и произведена переинтерпретация материалов ГИС. По результатам запасы нефти IV пачки задонского горизонта увеличились на 31,5% и составили:

 геологические – 11956 тыс.т;

             извлекаемые –      5022 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2005 г. добывающий фонд составляет 101 скважина (действующий - 99), нагнетательный - 26, контрольный -   9.

 Всего с начала разработки по месторождению отобрано 26431,9 тыс.т нефти или 78,8% от НИЗ – 33543 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы составляют  7111 тыс.т.

Добыча нефти в 2004 г. по сравнению с 2003 г. увеличилась на 1,23 тыс.т и составила 367,71 тыс.т. (проектная – 343,1 тыс.т).

Сравнение проектных и фактических показателей разработки Речицкого месторождения за 2004 г. представлено в таблице 1.1.1.

Залежь IV пачки задонского горизонта

Залежь IV пачки введена в эксплуатацию 1 мая 1965 года, скважиной 8 фонтаном с начальным дебитом 64 т/сут. Основным фондом скважин залежь разбурена к 1976 г. Плотность сетки  - 66,9 га/скв. В настоящее время залежь находится на четвертой стадии разработки. С 1987 года залежь разрабатывается согласно дополнения к проекту разработки. В связи с отклонением фактических показателей разработки от проектных в 2001 г. выполнено уточнение проектных показателей.

Согласно последнего проектного документа, предусматривалось продолжить разработку залежи с поддержанием пластового давления методом приконтурного заводнения. Планировалось:

1. Для создания более эффективной системы ППД:

-  уточнение направления фильтрационных потоков, для чего рекомендуется закачка индикаторов в нагнетательные скважины 64, 26, 12 с контролем в добывающих скважинах с IV пачки и в скв.44 (VIII п.) и изменение профиля приемистости;

-  для определения принимающих интервалов выполнить ПГИ в скв.26, 64, 66.

2. Дальнейшую разработку залежей IV и VIII пачек рекомендуется осуществлять самостоятельно, для чего необходимо в скважинах провести комплекс исследований по определению работающих интервалов и изолировать их друг от друга (скв.32, 44, 45, 47, 56).

3. Скважину 47 бурением II ствола (в сторону скв.232) возвратить на IV пачку.

4. Бурение проектных скважин 282, 283 на участках с невыработанными запасами.

Выполнение проектных решений на 01.01.2005 года:

В 2004 году были пробурены горизонтальным стволом скв.47s2 и 191s2.

Бурение скв.47s2 начато в марте 2004 года на IV пачку  в направлении скв.232, эксплуатирующейся со среднесуточным дебитом нефти 42-35 т/сут, обводненностью 50%. Нефтенасыщенная мощность в скважине 232 составляет 11м, нефтенасыщенность 78 %, пористость 6–9 %. Пласт выдержанный, нерасчлененный. В процессе бурения были проведены промыслово-геофизические исследования межсолевых отложений в интервале 2080 – 2339 м. По результатам интерпретации ГИС отделом промысловой геофизики УГРР выделено 15 нефтенасыщенных пропластков мощностью от 1,8 до 31 м и общей эффективной мощностью 145,9м по стволу. Средневзвешенная открытая пористость 11,2%, нефтенасыщенность 60,3%. Субгоризонтальный участок ствола скважины в продуктивной части IV пачки задонского горизонта расположен в интервале 2240 – 2345 м, точка перегиба на глубине  2238 м. Пластовое давление, замеренное при освоении на глубине 2100 м, составило 18 МПа.

Скв.47s2 введена в эксплуатацию в июле 2004 г. механизированным способом (НГВ-32) с дебитом нефти 7 т/сут.