Общие сведения о месторождении,Местонахождение, орогидрография, климат и экономика района, страница 13

           Сравнение проектных и фактических показателей разработки по залежи семилукского горизонта восточного блока представлено в таблице 1.5.2.

           Геолого-технические мероприятия, намеченные в предыдущем отчёте, выполнены.

           Для достижения запланированных уровней добычи нефти в 2000 году залежь следует разрабатывать в соответствии с проектными решениями и следующими рекомендациями:

          -      в 2000 году поддерживать достигнутый оптимальный режим работы действующих скв.91,114;

          -      скв.114 следует эксплуатировать на ограниченном режиме;

          -      закачку воды проводить на уровне 90-100% текущей компенсации отбора жидкости в пластовых условиях.

          -      Залежь воронежского горизонта центрального блока

           Проектными документами залежь предусматривалось разрабатывать возвратным фондом скважин семилукского горизонта.

           Залежь начала эксплуатироваться с апреля 1974 года скв.95. Всего на залежи находилось в эксплуатации 7 скважин (17,29,47,54,59,95,98). Из-за полного обводнения скв.47 переведена в консервацию; скв.29,95 в контрольный фонд; скв.59,98 ликвидированы.

           С 1993 года залежь воронежского горизонта центрального блока эксплуатировалась скв.54. В марте 1997 года на залежь воронежского горизонта переведена скв.17, в июле 1998 года – скв.29.

           Продукция скв.29 обводнилась на 99.6%. Из-за полного обводнения с февраля 1999г. скважина переведена в контрольный фонд.

           На 01.01.2000г. действующий фонд составляют 2 скважины: скв.54 работает ЭЦН, скв.17 – ШГН.

           Дебиты скв.54 и 17 в среднем за 1999 год составили 19.9 и 0.7т/сут соответственно, в среднем по залежи дебит по нефти составил 10.8т/сут, по жидкости – 56.9т/сут. Продукция скважин обводнена и в среднем по залежи составляет 81%.

           Основной объём добычи обеспечивает скв.54 (97.5% всей добычи нефти). В 1999 году скв.54 отобрала на 481 тонну нефти меньше, чем в 1998 году при меньшем отборе жидкости: 34..162тыс. тонн в 1999 году и 46.673тыс. тонн в 1998 году. Дебит нефти в среднем за 1999 год – 19.9т/сут, по жидкости – 96.9т/сут. Обводнённость продукции скв.54 в 1999году – 79.5%.

           В 2000году эксплуатацию скважины следует продолжать на прежнем режиме – дебит по жидкости удерживать на уровне 120-130т/сут.

           В целом по залежи отбор нефти в 1999 году на 922 тонны меньше, чем в 1998 году и составил 7.181 тыс. тонн (за счет снижения дебитов по скважинам).

           Прирост добычи нефти в 1999 году составил 2651 тонну, в т..ч.:

                  -ГТМ по скв.54- 2304 тонны;

                  -увеличение дней эксплуатации (скв.54) – 347 тонн.

           Потери составили 3573 тонны :

                  -из-за снижения добычи жидкости –2495 тонн (((скв.17,29,54);

                  -увеличения обводненности продукции-956 тонн (скв.17,29,54);

                  -уменшения дней эксплуатации –122 тонны (скв.17,29)

           Пластовое давление на конец 1999 года составило 27.7МПа. Закачка воды в залежь в отчётном году не проводилась. В 2000 году закачку воды в залежь следует продолжить в объёме 90-100% компенсации отбора жидкости в пластовых условиях.

           Всего с начала разработки на 1.01.2000 года из залежи добыто 365.841тыс. тонн нефти (63.7% от НИЗ). Удельные остаточные извлекаемые запасы на 1 действующую добывающую скважину на 1.01.2000 года составляют 104.1 тыс.т. Величина остаточных извлекаемых запасов на 1 скважину позволяет высказать предположение о невозможности достижения при существующей системе разработки проектного коэффициента нефтеизвлечения.

           Сравнение проектных и фактических показателей разработки залежи воронежского горизонта центрального блока представлено в таблице 1.5.3.