- в результате снижения пластового давления и ухудшения работы насосного оборудования (скв. 53, 248) добыча снизилась на 445тонн;
- снижение дней эксплуатации (скв.51, 57, 249) – 1,064 тыс.т
- обводнение скважин – 1,709 тыс. т.
Прирост добычи нефти составил 9,799 тыс.т, в том числе:
- проведение ГТМ по интенсификации, оптимизации (11 скважин), переводу скв.111, 258 с семилукского горизонта – 5,065 тыс.т;
- увеличение отборов нефти в результате проведения ГТМ в 1997г. (скв. 62, 112, 249, 256, 257) - 2,783 тыс.т;
- снижение обводнённости – 766 тонн
- увеличение дней эксплуатации (скв. 57,77, 110) - 928 тонн,
- добыча по новой скв. 254 - 257 тонн.
Таким образом, в результате проведения вышеизложенных мероприятий добыча нефти в 1999 году по сравнению с 1998 годом увеличилась на 6,581 тыс.т.
С 1994 года на залежи организована закачка скв. 69, которая расположена в западной части залежи. Объем закачки в 1998 году составил 12 тыс.м3 воды, приёмистость 55,8 м3/сут. Всего в скважину закачано 65,4 тыс.м3 воды. За период 1994-1997 годов пластовое давление по скважинам 89, 112, 256, 257, расположенным в непосредственной близости от скв. 69 увеличилось в среднем на 6 МПа и составило 15,1-19,7 МПа. В скв. 258 – 24МПа (08.98 г.) Нст. выросли с 1200 – 1400м до 960м, что позволило в 1998 г. провести мероприятия по оптимизации режима работы этих скважин и интенсификации притока скв.257. Пластовое давление в скв.69 поднялось до 27,2 МПа (Рнач. в залежи - 28,7 МПа).
С целью организации очагового заводнения в центральной части залежи в апреле 1998 г. введена под закачку скв. 252, в декабре 1998 г. – скв.250. На 01.01.2000 г. в скв.252 закачано 16 тыс.м3, в скв. 250 – 900 м3 воды, средняя приемистость составила 111 – 150м3/сут при давлении на устье 15,5 МПа. В связи с небольшим объёмом закачки уровни по добывающим скважинам, расположенным в центральной части, не изменились и составляют: Нст. – 1440м, Ндин. – 1800м.
Объём закачки в залежь в 1999 г. составил 49,3 тыс.м3, накопленная закачка на 01.01.2000 г. – 238 тыс.м3, текущая компенсация отбора жидкости водой составила 58,9%, накопленная – 20,1%.
Пластовое давление на 01.01.2000 г. в среднем по залежи составило 15,7МПа, которое сохраняется с 1985 года.
В течение 1998 г. в скважинах были проведены следующие геолого-технические мероприятия:
1.оптимизация режимов работы скв. 78, 112, 256, 257;
2.интенсификация притока по 8 скв. – 51, 53, 57, 221, 248, 254, 255, 257. Несмотря на низкие пластовые давления получен положительный эффект, кроме скв. 51, 53, 248.
3.перевод скважин 111, 258 с семилукского горизонта – дебиты по нефти составили 4,5 – 9,6 т/сут
4. организовано очаговое заводнение в центральной части залежи в скв. 252 и 250.
Таким образом, рекомендации предыдущего авторского надзора в основном выполнены.
Всего с начала разработки на 01.01.2000 г. отобрано 558,729 тыс.т нефти, что составляет 23,3 % от начальных извлекаемых запасов (с учетом запасов верхней пачки воронежской залежи). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,093 при утвержденном
конечном 0,4. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2000 г. составляют 1851 тыс.т, на одну скважину добывающего фонда приходится 97,4 тыс.т нефти.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки воронежской залежи представлено в таблице 3.2.
Таким образом, разработка залежи соответствует проектной, текущее состояние характеризуется невысокими темпами выработки (1,2 %), низкими дебитами (4,8 т/сут), низкими пластовыми давлениями.
В 1997 г. - 1998 г., с целью улучшения состояния разработки воронежской залежи составлена программа геолого-технических мероприятий, которая начала реализовываться.
Для достижения проектных уровней в 1999 - 2000 г.г. рекомендуется проведение следующих мероприятий:
- Пробурить проектные скв. 246, 259
- Скв.50 – РВР, при отсутствии результатов бурение II ствола и после отработки перевод под закачку
В дальнейшем, для создания проектной системы разработки необходимо пробурить проектные добывающие скважины 243, 247, 260, 261, 262.
Восстановление ликвидированных скважин:
- скв.179 - для бурения проектной скв.262
- скв.114 - РВР на ланскую залежь, при незначительных дебитах перевод на воронежский горизонт
- скв.152 – РВР, при отсутствии результатов бурение II ствола
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.