Текущее состояние разработки Речицкого месторождения Воронежского горизонта, страница 2

Оставшийся проектный фонд на 01.01.2000 гг. составляет 10 скважин -  243, 244, 245, 246,247, 259, 260, 261, 262, 263.

В настоящее время залежь находится на II стадии разработки, ведётся разбуривание.

В 1998 г. пробурены нагнетательная скв. 252 и эксплуатационная скв. 254.

В скв.252 проектный воронежский горизонт вскрыт на глубине 2585 м. По данным ГИС нефтенасыщенные пласты - коллекторы выделены в первой пачке воронежского горизонта мощностью 2 м, пористостью 17,6%, нефтенасыщенностью 67,8% и во второй пачке мощностью 10,2 м, пористостью 4,8 – 14,5%, нефтенасыщенностью 67,5 – 88,4%. В колонне испытаны интервалы  2585 - 2599 м, 2603 - 2610 м. При динамических уровнях 1794 – 1452 м получен приток пластового флюида дебитом 49 м³/сут. Испытали скважину на приёмистость на трех режимах: при Руст. 5 МПа приёмистость – 288м³/сут, Руст. 10 МПа – 360 м³/сут, Руст.12,5 МПа – 480 м³/сут. Пластовое давление на глубине 2600 м   составило 12,76 МПа при уровне 1323 м(03.98 г.). Скважина введена под закачку 08.12.1998 г.

В скв.254 воронежский горизонт вскрыт на глубине 2624 м. По данным ГИС нефтенасыщенные пласты - коллекторы выделены в первой пачке воронежского горизонта мощностью 4,9 м, пористостью 5,4 - 16%, нефтенасыщенностью 59,8 - 85,6 % и во второй пачке мощностью 10,8 м, пористостью 4,8 – 15,9%, нефтенасыщенностью 54,2 – 91,5%. В колонне испытаны интервалы  2618 - 2632 м, 2638 - 2640 м, 2642 – 2647 м. При динамических уровнях 1765 – 1534 м получен приток нефти дебитом 17,7 м³/сут. Определен коэффициент продуктивности  -  4,27  м³/сут _* МПа.  Пластовое давление на глубине 2600 м   составило 12,8 МПа (07.98 г.).

Скважина 254 введена в эксплуатацию в июле 1998 года механизированным способом (НГВ - 32) с начальным дебитом 0,3 т/сут (скважина недоосвоена), после проведения интенсификации, дебит увеличился до 5,9 т/сут.

По состоянию на 01.01.2000 г. в действующем фонде находится 19 скважин. Скв. 49 находится в бездействии из–за низкого дебита (0,03 т/сут), скв.111, 258 переведены с семилукского горизонта.

Нагнетательный фонд составляют 3 скважины -  69,250, 252.

Все добывающие скважины работают механизированным способом (ШГН). 3скважины (скв.43, 143, 221) работают периодически.

Добывающий фонд по величине среднесуточного дебита жидкости на 01.01.2000 г. распределяется следующим образом.

                                                                                                                             Таблица 3.1.

Из таблицы видно, что 5 скважин работают с дебитом до 3 т/сут, которые расположены в центральной части залежи. Низкая продуктивность скважин (скв. 43, 49, 143, 221, 249, 254) обусловлена ухудшением коллекторских свойств в зоне расположения скважин и низким пластовым давлением. Их дебиты на протяжении всей эксплуатации не превышали 3 т/сут.

7 скважин -  51, 57, 62, 77, 110, 112, 257 работали с дебитами от 6 до 12 т/сут, которые расположены на различных участках залежи. Ими отобрано в 1998 году 63,2 % годовой добычи по залежи при среднем дебите 7,9 т/сут.

Анализ работы скважин свидетельствует об изменении коллекторских свойств залежи и ухудшении фильтрационных характеристик пласта вблизи границы, проведённой между скважинами, которые дали приток нефти и бесприточными.

В целом по залежи среднегодовой дебит скважин по нефти увеличился на 0,9 т/сут и составил 4,8 т/сут.

Эксплуатационный фонд скважин в основном работает без воды.

В 1998 году отмечается появление воды в продукции скважин 62, 78, 112, 143, 221, 249, плотностью 1,15 г/см3 (скв.62) – 1,2 г/см³ (скв.221). Причинами появления воды в продукции скважин является проведение по данным скважинам геолого-технических мероприятий (глушение скважин при сменах насосов, промывка насосного оборудования технической водой), заколонный переток в результате негерметичности эксплуатационной колонны  (скв. 78), влияние закачки воды в нагнетательные скважины.

Добыча нефти по воронежской залежи в 1999 г. составила 30,159 тыс.т (проектная – 25 тыс.т). Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1,25%, от текущих - 1,6% (от запасов пересчитанных  в 1998 г.).

Баланс добычи нефти по воронежской залежи в 1999 году сложился следующим образом. Потери добычи нефти составили 3,218 тыс.т. Основные причины: