Превышение объёмов закачиваемой в залежь воды над отборами может быть в нескольких случаях:

1. Учёт закачиваемой воды не соответствует фактическим объёмам закачиваемой воды.

2. При переводе отбираемой продукции в пластовые условия используются не корректные параметры.

3. Часть закачиваемой воды уходит за пределы залежи.

В данном случае, исходя из приведенных фактов, учитывая результаты АКЦ по скважине 74, можно с уверенностью утверждать, что часть закачиваемой в скважину 74 воды уходила в воронежскую залежь нефти. На рис.2.5 показано восстановление пластового давления по скважине 18 при закачке воды скважиной 74.

Длительное время разработка залежи осуществляется с постоянными отборами, не превышающими 100 т в месяц безводной продукции. Данный период разработки длится с августа 1987 года по январь 1995 года. Разработка залежи ведется по-прежнему единственной добывающей скважиной 18, по которой в период с 1990 до 1994 года наблюдается рост пластового давления. В это же время нагнетательной скважиной 74 осуществляется закачка воды в межсолевую залежь нефти (рис.2.5.). Объёмы закачки во второй период восстановления пластового давления по скважине 18 в 3-4 раза меньше объёмов закачки в первый период. В результате отличаются и темпы восстановления пластового давления.

С января 1995 года начинается обводнение продукции залежи нефти воронежского горизонта. Увеличение отбора по скважине 18, связанное с переводом скважины на механизированный способ эксплуатации, привело к появлению воды.

В середине 1995 года добывающий фонд увеличивается до двух единиц. В эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта вводится скважина 76. Скважина отличается низкой производительностью и высоким содержанием воды в продукции (первое появление воды в скважине 76 отмечено через год после введения в эксплуатацию).

В мае 1998 года в эксплуатацию на залежь нефти вводится добывающая скважина 75. Ввод данной скважины позволяет увеличить отборы нефти в целом по залежи, что в свою очередь приводит к снижению пластового давление в среднем до 22,5 МПа, которое в течение предшествующих трёх лет удерживалось на уровне 30 МПа (рис.2.4.).

В период с 1999 года до 2006 года среднее пластовое давление по залежи нефти воронежского горизонта удерживается на уровне 22,5 МПа. Отборы нефти то увеличиваются, то снижаются, что связано с проводимыми мероприятиями по скважинам добывающего фонда с целью предупреждения роста обводненности. Основной объём добываемой воды в данной период приходится на скважину 76 и в меньшей степени на скважину 18. Скважинами 18, 75 и 78 (введена в начале 2004 года) обеспечивается основной процент всей добываемой нефти в данный период разработки.

В 2006 году на залежи нефти воронежского горизонта организовывается система поддержания пластового давления путём закачки воды в скважину 74. Данный факт положительно отразился на энергетическом состоянии залежи, давление по добывающим скважинам начало восстанавливаться.

С организацией на залежи нефти воронежского горизонта системы поддержания пластового давления, отборы нефти стабилизировались на уровне 500 т в месяц и порядка 6 тысяч в год. Основной объём добываемой продукции обеспечивали скважины 75 и 78. Скважина 18 по причине обводнения была выведена из эксплуатации. По этой же причине и в связи с переводом высокообводненной скважины 76 в контрольный фонд, к 2007 году обводненность продукции в целом по залежи снижается.

Добывающие скважины 75 и 78 длительное время добывали безводную продукцию. Вода в данных скважинах появилась только после организации на залежи нефти воронежского горизонта системы поддержания пластового давления. Так в скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с момента организации системы поддержания пластового давления. А в добывающей скважине 78, появление воды отмечено только в 2010 году.

В 2009 году добывающий фонд скважин увеличивается. В октябре месяце в эксплуатацию вводится скважина 77 и до марта 2010 года разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с помощью 4-х добывающих скважин.

Что касается энергетического состояния залежи то с момента организации на залежи системы поддержания пластового давления и до начала 2010 года давление по залежи восстановилось в среднем на 4-5 МПа.

По состоянию на 01.01.2011 года разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с помощью 3-х добывающих скважин: 75, 77 и 78. Основной объём добычи нефти по-прежнему обеспечивается добывающими скважинами 75 и 78. Закачка воды осуществляется в нагнетательную скважину 74.

Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки залежи нефти воронежского горизонта Давыдовского месторождения

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора от НИЗ, %	Дебит т/сут	Обводненность, %	Накопленная добыча, тыс. т	Ввод доб. скв.	Действ. фонд скважин	Закачка, тыс. м3	Компенсация, %
	нефти	жидк.		нефти	жидк.		нефти	жидк.		добыв.	нагн.	годов.	накопл.	годов.	накопл.
1973	5,80	5,80	2,59	86,9	86,9	0	5,80	5,80	1	1	0	-	-	-	-
1974	17,26	17,26	7,70	47,8	47,8	0	23,05	23,05	-	1	0	-	-	-	-
1975	3,79	3,79	1,69	10,4	10,4	0	26,84	26,84	-	1	0	-	-	-	-
1976	2,60	2,60	1,16	7,5	7,5	0	29,44	29,44	-	1	0	-	-	-	-
1977	3,88	3,88	1,73	10,9	10,9	0	33,32	33,32	-	1	0	-	-	-	-
1978	5,77	5,77	2,58	17,0	17,0	0	39,09	39,09	-	1	0	-	-	-	-
1979	7,45	7,45	3,33	20,4	20,4	0	46,54	46,54	-	1	0	-	-	-	-
1980	6,46	6,46	2,88	17,6	17,6	0	53,00	53,00	-	1	0	-	-	-	-
1981	6,53	6,53	2,92	19,2	19,2	0	59,53	59,53	-	1	0	-	-	-	-
1982	9,81	9,81	4,38	26,9	26,9	0	69,33	69,33	-	1	0	-	-	-	-
1983	10,88	10,88	4,86	30,1	30,1	0	80,21	80,21	-	1	0	-	-	-	-
1984	4,85	4,85	2,16	13,8	13,8	0	85,06	85,06	-	1	0	-	-	-	-
1985	1,18	1,18	0,53	20,0	20,0	0	86,24	86,24	-	1	0	-	-	-	-
1986	0,03	0,65	0,01	0,2	4,3	95,85	86,26	86,89	-	1	0	-	-	-	-
1987	0,32	0,32	0,14	2,5	2,5	0	86,58	87,21	-	1	0	-	-	-	-
1988	0,69	0,69	0,31	1,9	1,9	0	87,27	87,90	-	1	0	-	-	-	-
1989	0,67	0,67	0,30	1,8	1,8	0	87,94	88,57	-	1	0	-	-	-	-
1990	0,67	0,67	0,30	1,8	1,8	0	88,61	89,23	-	1	0	-	-	-	-
1991	1,31	1,31	0,58	3,6	3,6	0	89,92	90,54	-	1	0	-	-	-	-
1992	0,94	0,94	0,42	2,6	2,6	0	90,86	91,49	-	1	0	-	-	-	-
1993	0,95	0,95	0,42	2,6	2,6	0	91,81	92,43	-	1	0	-	-	-	-
1994	0,35	0,35	0,15	1,1	1,1	0	92,16	92,78	-	1	0	-	-	-	-
1995	0,50	1,69	0,22	1,0	3,5	70,40	92,66	94,47	1	2	0	-	-	-	-
1996	0,71	1,42	0,32	1,0	2,1	49,68	93,37	95,88	-	2	0	-	-	-	-
1997	2,18	2,77	0,97	3,2	4,0	21,36	95,55	98,65	-	2	0	-	-	-	-
1998	9,49	12,89	4,24	11,2	15,3	26,39	105,03	111,54	1	3	0	-	-	-	-
1999	11,14	14,86	4,97	11,0	14,6	24,99	116,18	126,40	-	3	0	-	-	-	-
2000	6,66	12,47	2,97	6,4	12,0	46,62	122,83	138,87	-	3	0	-	-	-	-
2001	6,39	10,20	2,85	6,9	11,0	37,35	129,22	149,07	-	3	0	-	-	-	-
2002	5,31	9,41	2,37	5,0	8,8	43,57	134,53	158,47	-	3	0	-	-	-	-
2003	3,76	5,47	1,68	4,1	5,9	31,23	138,30	163,95	-	3	0	-	-	-	-
2004	11,67	13,82	5,21	10,9	12,9	15,61	149,96	177,77	-	3	0	-	-	-	-
2005	8,01	10,61	3,57	7,3	9,7	24,57	157,97	188,38	-	3	0	-	-	-	-
2006	6,22	8,30	2,78	6,0	8,0	25,07	164,18	196,68	-	3	1	25,391	25,391	165	7
2007	5,73	6,01	2,56	8,0	8,4	4,76	169,91	202,69	-	2	1	24,909	50,3	194	13
2008	6,00	6,58	2,68	6,3	6,9	8,76	175,91	209,27	1	3	1	25,283	75,583	184	18
2009	5,34	7,79	2,38	4,7	6,8	31,48	181,25	217,06	1	4	1	20,34	95,923	147	22
2010	6,31	8,50	2,82	5,5	7,4	25,78	187,56	225,56	-	4	1	18,427	114,35	117,2	25,7
2011	3,74	7,72	1,7	3,8	7,8	51,5	191,3	233,3	-	3	1	6,2	120,5	53	26
2012	2,05	8,359	0,92	2,9	11,8	75,5	193,35	241,6	-	3	-	0	120,5	-	25,8

Добывающая скважина 75 эксплуатируется механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 8,3 т/сут при обводненности добываемой продукции 20,4 % (плотность попутно добываемой воды 1,18 г/см³). Добыча нефти в месяц составляет 250 т.

Добывающая скважина 78 эксплуатируется механизированным способом (ШГН) с дебитом 8,9 т/сут безводной нефти. Добыча нефти в месяц составляет 275 т. В течение 2010 года в продукции скважины отмечалось появление попутно добываемой воды, процентное содержание которой изменялось в пределах 11-38 %, плотность воды 1,15-1,19 г/см³, однако, исходя из анализа проб, плотность отбираемой воды утяжеляется, что указывает на начало обводнения скважины.

Добывающая скважина 77 эксплуатируется в периодическом режиме механизированным способом (ШГН). Дебит нефти по скважине составляет 2,6 т/сут, обводненность продукции 20,2 % при плотности попутно добываемой воды 1,17 г/см³. Как и в добывающей скважине 78 в скважине 77 в 2010 году впервые отмечено появление воды, процентное содержание которой в среднем составляет 25-30 % плотностью 1,17-1,18 г/см³.

Добыча нефти за 2010 год в целом по залежи нефти воронежского горизонта составила 6,306 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,8%. Добыча жидкости - 8,496 тыс. т, обводненность продукции в целом по залежи составляет 26%.

По состоянию на 01.01.2012 года фактический фонд действующих добывающих скважин превышает проектный. Причиной превышения является тот факт, что добывающая скважина 77 относится к действующему добывающему фонду и по состоянию на 01.01.2012 года эксплуатируется с дебитом нефти 0,4 т/сут при обводненности добываемой продукции 85 %. Согласно рекомендуемому варианту дальнейшей разработки залежи нефти воронежского горизонта в 2011 году по причине достижения предельной обводненности скважина 77 должна была выйти из эксплуатации.

В течение отчетного периода скважина 77 эксплуатировалась с дебитом нефти 0,6-2,8 т/сут, при этом обводненность добываемой продукции изменялась в пределах 40-90 %, плотность попутно добываемой воды - 1,16-1,175 г/см³. Всего скважиной 77 за 2011 год отобрано 576 т нефти и 1,605 тыс. т воды.

Добывающей скважиной 75 в отчетном году отобрано 926 т нефти. По сравнению с 2010 годом производительность скважины снизилась на 1,782 тыс. т нефти, что связано с ростом обводненности добываемой продукции. В апреле 2011 года, после проведенного по скважине 75 ППР по смене насосного оборудования, обводненность добываемой продукции с 44 % увеличилась до 93 %. В мае 2011 года скважина 75 остановлена. Обводненность продукции при остановке составляла 99 %, плотность воды 1,2 г/см³. Для определения источника поступления воды в продукцию скважины в июле 2011 года по скважине 75 проведены промыслово-геофизические исследования на определение работающих интервалов при компрессировании. В результате исследований установлено, что приток в основном поступает из верхнего интервала перфорации (3039,2-3042,2 м и 3043,2-3044,8 м), соответствующего птичским слоям воронежского горизонта. Поступление флюида из открытой части нижнего интервала перфорации (3065-3068 м), соответствующего стреличевским слоям воронежского горизонта, незначительно. При депрессии (при компрессировании максимально созданная депрессия составила 1,67 МПа, при разрядке 3,05 МПа), после срабатывания первой и второй пусковой муфт, верхний интервал перфорации работал водой, которую поглотил во время подготовки скважины к исследованиям. Из нижнего интервала отмечен незначительный приток воды с нефтью. Максимальное содержание нефти, поступающее из верхнего и нижнего интервалов, отмечается при максимальной депрессии в процессе рязрядки (3,05 МПа) и уменьшается на временных замерах с уменьшением депрессии.

После 2-х месяцев нахождения в бездействии (06-07.2011) скважина 75 Давыдовская была введена в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме. При этом отбор нефти составил 24 т. Продукция безводная.

По состоянию на 01.01.2012 года скважина эксплуатируется в периодическом режиме фонтанным способом, при отборе в месяц 18 т безводной нефти.

Основной объём добычи нефти в 2011 году по залежи нефти воронежского горизонта получен из скважины 78 Давыдовской - 2,239 тыс. т нефти. По сравнению с предыдущим годом эксплуатации производительность скважины 78 снизилась на 761 т. Как и по добывающей скважине 75, основной причиной снижения объёмов добычи нефти является рост обводненности добываемой продукции. В течение 2011 года обводненность по скважине 78 с 16 % выросла до 64 %. Плотность попутно добываемой воды изменялась в пределах 1,21-1,17 г/см³. Эксплуатация скважины сопровождается частыми обработками пресной либо горячей водой. Объём закачиваемой в скважину технологической воды в 2011 году составил 1,034 тыс. м³. В 2010 году объём закачки составлял 435,8 м³.

Разработка залежи нефти воронежского горизонта осуществляется с системой поддержания пластового давления. Закачка воды производится в одну нагнетательную скважину 74. За 2011 год для поддержания пластового давления в залежь закачано 6,150 тыс. м³ воды. Текущая компенсация по залежи за 2011 год составила 53 %.

Система поддержания пластового давления на залежи нефти воронежского горизонта организована с 2006 года. При этом значение текущей компенсации сразу составляло более 200 %. Объёмы закачки значительно превышали объёмы добычи жидкости в пластовых условиях (рис.2.6.). Благодаря такому осуществлению разработки залежи, пластовое давление в залежи начало восстанавливаться. В период с 2006 по 2009 годы пластовое давление в залежи с 20 МПа восстановилось до 28-27 МПа. Отборы нефти стабилизировались на уровне 500 т в месяц и порядка 6 тысяч тонн в год. Вывод из эксплуатации высокообводненных скважин 18 и 76, привел к снижению обводненности в целом по залежи нефти воронежского горизонта. Добывающие скважины 75 и 78, дающие основной объём добываемой продукции, долгое время эксплуатировались безводной нефтью. Вода в данных скважинах появилась только после организации на залежи системы ППД. Так в добывающей скважине 75 вода в продукции появляется спустя год с момента организации системы поддержания пластового давления, а добывающей скважине 78, появление воды отмечено впервые в 2010 году. Впервые вода в 2010 года появляется и в добывающей скважине 77, введенной в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта в 2009 году с залежи нефти семилукского горизонта и до августа 2010 года работающей безводной нефтью.

Как видно из рисунка 2.6 в 2010 году объёмы нагнетания в скважину 74 были снижены, текущая компенсация с 200 % была снижена в среднем до 130 %. При этом пластовое давление в залежи удерживалось на уровне 28 МПа. Динамические уровни, несмотря на уменьшение объёмов закачиваемой в залежь воды, продолжали восстанавливаться. За 2010 год по скважине 75 динамический уровень восстановился с 500 до 200 м, по скважине 78 - с 800 м до 450 м, по скважине 77 - с 950 м до 650 м (рисунок 1.4.3). Что касается обводненности, то по скважине 75 обводненность по сравнению с 2009 годом снизилась на 11 % (с 50 % до 39 %). Но в продукции добывающих скважин 77 и 78 содержание воды увеличилось. Причем, если в продукции скважины 78, появление воды носило периодический характер, то в продукции скважины 77 отмечался рост обводненности добываемой продукции.

На начало 2011 года обводненность по скважинам добывающего фонда составляла: по скважине 75 - 20 %, по скважине 77 - 20 %, по скважине 78 - 0 %. С первых месяцев 2011 года объёмы нагнетания и текущая компенсация были снижены. Однако, как видно из рисунка 1.4.3, обводненность начала расти, причем по скважинам 75 и 77 высокими темпами, и к середине 2011 года достигала 99 %, плотностью 1,2 г/см³ по скважине 75 и 82 %, плотностью 1,172 г/см³ по скважине 77. Динамические уровни продолжали восстанавливаться (рис.2.7.).

Согласно заключению лаборатории нефтепромысловой гидрогеологии, вода в продукции скважин 75 и 78 в основном представляет собою смесь закачиваемой для ППД воды и пластовых рассолов. По добывающей скважине 77 попутно добываемая вода по своему химическому составу близка к закачиваемой для ППД.

Согласно результатам ПГИ от 01.2010 года, в нагнетательной скважине 74 жидкость от закачки поступает в интервалы 3094,6-3096,0 м (птичские слои воронежского горизонта) и 3110,0-3123,0 м (стреличевские воронежского горизонта). Основной объём закачиваемой воды поступает в стреличевские слои воронежского горизонта. Данные ПГИ подтверждались и анализом поведения обводненности по скважинам добывающего фонда, в результате которого предполагалось, что стреличевские слои в большей степени промыты и являются основным источником поступления воды в продукцию скважин добывающего фонда. Появление воды в скважинах 78 и 77 (2010 год), эксплуатирующих залежь нефти воронежского горизонта только с птичских слоёв, указывало на тот факт, что уже и в птичских слоях, закачиваемая вода подступает к забоям добывающих скважин. А резкий рост обводненности скважин в 2011 году и результаты ПГИ по скважине 75 (от 01-03.07.2011 г.) свидетельствуют о том, что и птичские слои воронежского горизонта Давыдовского месторождения уже в достаточной мере промыты закачиваемой водой и по скважинам добывающего фонда, работающим только с птичских слоёв, начался процесс устойчивого обводнения.

С августа 2011 года закачка воды в нагнетательную скважину 74 была остановлена.

С остановкой нагнетания показатели эксплуатации добывающих скважин изменились следующим образом: средняя обводненность по скважине 77 в период с 08.2011 г. по 12.2011 г. составляла 84 %, по скважине 78 - 54 %, скважина 75 после перевода на фонтанный способ эксплуатации работает с безводной продукцией. Что касается поведения динамических уровней в скважинах добывающего фонда, то по скважине 77 уровень продолжал восстанавливаться и к декабрю 2011 года составил 100-150 м, по добывающей скважине 78 динамический уровень восстановился до 200 м, с ноября 2011 года наблюдается снижение уровня в скважине до 700-800 м.

Пластовое давление в районе скважины 75, согласно манометрическим замерам, удерживается на уровне 28 МПа. В добывающих скважинах 77 и 78, манометрические замеры пластового давления не проводились. Согласно замерам, пересчитанным по уровню, давление в районе данных скважин ниже, чем в скважине 75. В районе скважины 77 давление составляет 25 МПа, в районе скважины 78 - 21 МПа.

Таким образом, сравнивая показатели эксплуатации скважин добывающего фонда за 2010 и 2011 годы, наблюдается следующее. Обводненность по скважинам добывающего фонда (в целом по залежи) выросла с 26 % до 51 %. Динамические уровни восстановились по скважине 77 с 800 до 150 м, по скважине 78 с 450 м до 200 м, с последующим снижением до 700-800 м после остановки нагнетания в скважину 74. Объёмы добычи нефти за 2011 год в целом по залежи составили 3,741 тыс. т нефти. В 2010 году по залежи нефти воронежского горизонта было отобрано 6,306 тыс. т. Как видно, резкий рост обводненности привел к уменьшению объёмов добычи практически в 2 раза.

По причине роста обводненности по скважинам добывающего фонда в 2011 году нормы отбора по залежи нефти воронежского горизонта не выполнены на - 2,159 тыс. т или - 37%. В программе ГТМ на 2011 год закладывалось проведение ГРП по скважине 77, дополнительная добыча за счет проведения мероприятия ожидалась на уровне 700 т. По факту данное мероприятие не выполнено.

В 2012 году ситуация на залежи нефти воронежского горизонта не изменилась. Несмотря на остановку нагнетательной скважины 74 Давыдовской, снижения обводненности по скважинам добывающего фонда не наблюдается. При плановой обводненности 44 %, фактическая составила 75 %. Из-за продолжающегося роста обводненности добываемой продукции нормы отбора в 2012 году не выполнены на 1,088 тыс. т или 35 %.

Что касается поведения уровней в скважинах добывающего фонда, то остановка нагнетания воды в залежь нефти воронежского горизонта не привела к их снижению. По добывающей скважине 78 динамический уровень с середины 2011 года удерживается на глубине 500 м, по добывающей скважине 77 уровень с 200 м снизился до 1200, что связано с проведением по скважине оптимизации (рис.2.7.).

В январе-феврале 2012 года с целью получения дополнительной добычи нефти по скважине 77 Давыдовской провели оптимизацию насосного оборудования - смену НВ-38 на НВ-44. Дебит нефти по скважине увеличился с 0,82 т/сут до 2,93 т/сут. Обводненность продукции скважины не изменилась и осталась на уровне 80 %, плотность воды 1,17 г/см3. Динамический уровень как уже говорилось выше снизился с 200 м до 1200 м. При среднем дебите 2 т/сут и обводненности порядка 80 % эксплуатация скважины продолжалась на протяжении всего отчетного периода, однако к концу 2012 года уровень по скважине 77 начал снижаться (с 1200 м до до 1400 м) и было принято решение о переводе скважины на НВ-38. С 01.01.2013 года скважина 77 Давыдовская эксплуатируется на НВ-38. Объём дополнительной добычи за счет проведения оптимизации в 2012 году составил 528 т.

Таким образом, учитывая текущую ситуацию на залежи воронежского горизонта Давыдовского месторождения, хотелось бы отметить следующее: Организованная на залежи система поддержания пластового давления оказалась недостаточно эффективной и привела к быстрому росту обводненности продукции скважин добывающего фонда. Остановка нагнетания привела к сдерживанию роста обводненности, но анализируя изменения показателей эксплуатации скважин добывающего фонда, учитывая отсутствие эффекта при попытке проведения геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности, сам собою напрашивается вывод, что залежь нефти воронежского горизонта уже практически полностью обводнена.

В сложившейся ситуации дальнейшую разработку залежи рекомендуется осуществлять в текущем режиме, без попыток увеличения отборов и без ввода под нагнетание скважины 74.

Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2013 года составляет 193,348 тыс. т нефти или 86 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т). Остаточные извлекаемые запасы нефти - 30,652 тыс. т. Удельные остаточные запасы на 1 скважину добывающего фонда - 10,2 тыс. т. Текущий КИН 0,293 при проектном 0,340.

2.1.4 Залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло, скв.13)

Межсолевая залежь нефти южного крыла приурочена к блоку, ограниченному с севера, юга и запада тектоническими нарушениями. Разработка залежи велась на естественном режиме одной добывающей скважиной 13 в период 1971-1989 гг. с дебитами нефти 42-1 т/сут. В июне 1989 года скважина 13 переведена в контрольный фонд в связи со снижением пластового давления в залежи до 13,5 МПа (Рнач=28,91 МПа, Рнас=10,17 МПа), дебит нефти снизился до 0,08 т/сут. В 1989 году залежь была переведена в консервацию из-за отсутствия добывающего фонда.

С 1989 по 2006 гг. залежь находилась в консервации. По данным гидродинамических исследований в период с 1994 по 2001 гг. пластовое давление в скважине 13 восстановилось до 17,85 МПа.

С целью выработки остаточных запасов нефти предлагалось провести ремонтно-восстановительные работы (бурение бокового ствола) в скважине 13 и ввести её в эксплуатацию. В начале 2007 года был пробурен второй ствол, а в марте скважина вступила в эксплуатацию с начальным дебитом 9,2 т/сут безводной нефти, в течение года дебит снижался и к декабрю составил 7,6 т/сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м в процессе освоения скважины и приведенное к отметке ВНК, составило 20,8 МПа (05.03.2007 г.). Спустя год пластовое давление составило 10,3 МПа (рис.2.8.).

В начале 2008 года скважина эксплуатировалась механизированным способом (НВ-38) в периодическом режиме с дебитом 5 т/сут безводной продукции (Ндин=1800-1830 м). В феврале выполнили смену насоса, дебит нефти увеличился с 4,5 до 6,5 т/сут и скважину перевели на постоянный режим эксплуатации (Ндин=1660-1770 м). Затем дебит нефти стал снижаться и в мае составил 3,8 т/сут (Ндин=1870-1890 м), скважину перевели на периодический режим эксплуатации. По причине снижения пластового давления, низкого динамического уровня скважину 13s2 в конце 2008 года перевели в контрольный фонд. График разработки елецко-задонской залежи южного крыла представлен на рис.2.8.).

По состоянию на 01.01.2013 года скважина 13s2 находится в контрольном фонде.

За время нахождения скважины 13s2 в контрольном фонде восстановления энергетики залежи не наблюдается. Статический уровень в скважине составляет 1440 м.

Остаточные извлекаемые запасы залежи составляют 8,308 тыс. т нефти. Организация системы ППД и бурение новых скважин является нецелесообразным. Ввод в эксплуатацию скважины 13s2 не представляется возможным по причине недостаточной энергетики залежи и наличия воды по стволу скважины.

По данным причинам варианты дальнейшей разработки в данном проектном документе не рассматриваются.

По состоянию на 01.01.2013 года:

Начальные извлекаемые запасы - 37 тыс. т;

Остаточные извлекаемые запасы - 8,308 тыс. т;

Проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0, 198;

Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,153;

Отобрано от начальных извлекаемых запасов - 28,692 тыс. т нефти (78 %);

Остаточные извлекаемые запасы на одну скважину - 8,308 тыс. т;

Начальное пластовое давление - 27,6 МПа;

Давление насыщения - 10,17 МПа (принято по аналогии с петриковско-задонской залежью). Текущее пластовое давление - 12,45 МПа (на ВДП=3105 м).

По состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло) не разрабатывается ввиду отсутствия фонда. Скважина 13s2 находится в контрольном фонде.

2.1.5 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

Разработка петриковско-задонского горизонта начата в январе 1971 года скважиной 2, расположенной в центральной части залежи. Скважина 2 введена в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом 57,8 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения и приведённое к отметке ВНК (-2511 м), составило 31,7 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление петриковско-задонской залежи.

Начальный период работы скважины 2 характеризовался снижением пластового давления, которое к июлю 1973 года составило 27,7 МПа. При этом среднесуточный дебит снизился до 18 т/сут. В дальнейшем, при снижении дебита до 1 т/сут фонтаном (июль 1975 года) и годовом темпе отбора 0,3 % от НИЗ наблюдался рост пластового давления до 31,1 МПа, что обусловлено перераспределением давления в залежи при низких отборах нефти.

Согласно принятому варианту разработки с 1975 года началось разбуривание залежи по сетке 600х600 м. За 3 года (1975-1978 гг.) было пробурено 9 скважин: 34, 17, 33, 16, 63, 62, 54, 64, 66.

Разбуривание залежи в этот период проходило в основном в центральной части залежи, скважины 33 и 54 пробурены в приконтурной части залежи. Все скважины вводились с давлением ниже начального на 3-4 МПа и сопоставимым с текущим давлением в залежи (скважины 66, 63, 34). Несколько выше начальное пластовое давление для скважины 54, что указывает на ухудшение коллекторских свойств в северной зоне и затруднённую гидродинамическую связь по залежи (рис.2.9.).

Скважины вводились в эксплуатацию фонтаном, средний дебит по скважинам, расположенным в центральной части залежи составил 31 т/сут. По скважинам 33, 54, 17 дебит нефти составил 0,3 т/сут, в дальнейшем при переводе на механизированную добычу скважины работали с дебитом нефти около 10 т/сут.

В период 1975-1977 гг. уровни по добыче нефти, запланированные технологической схемой, не выполнялись, что связано с отставанием темпов разбуривания залежи, отсутствием системы ППД, которая была предусмотрена технологической схемой 1974 года. Пластовое давление за этот период постоянно снижалось и на конец 1977 года составило 24,8 МПа. Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.1978 года составил 94,246 тыс. т нефти.

Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта в период с 1978 по 1984 год характеризовалась постоянным уровнем добычи нефти в пределах 40-50 тыс. т в год (1,1-1,5 % от НИЗ=3441 тыс. т). В этот период было закончено разбуривание залежи по сетке 600*600 м. Бурение скважин проводилось в основном в приконтурной части залежи. В течение 1978-1984 гг. было пробурено и введено в эксплуатацию 13 скважин: 59,56,55,61,67,35,60,68,58,65,69,70,57. Скважины вводились в эксплуатацию, в основном, механизированным способом, после многократных соляно-кислотных обработок. Средний дебит новых скважин составил 6,5 т/сут, что оказалось примерно наполовину ниже запроектированного. Это явилось основной причиной невыполнения проектных уровней добычи нефти в 1978-1984 гг.

В 1979 году на залежи нефти петриковско-задонского горизонта организовывается система поддержания пластового давления. С начала разработки до начала закачки отобрано 148,406 тыс. т нефти или 4,3 % от начальных извлекаемых запасов. Пластовое давление в залежи на дату организации системы поддержания пластового давления по отношению к начальному снизилось на 6,3 МПа и составило 25,4 МПа. На единицу снижения пластового давления отобрано 23,6 тыс. т нефти.

В феврале 1979 года была введена под закачку внутриконтурная скважина 64, в июне 1980 г. - скважина 67.

Закачка проводилась при давлении на устье скважин 8,5-12,0 МПа, с приёмистостью по скважине 64 от 70 до 120 м³/сут, по скважине 67 от 140 до 330 м³/сут.

В период с 1979 по 1985 года в залежь нефти петриковско-задонского горизонта закачано 413,6 тыс. м³ воды, годовая компенсация изменялась от 40 до 141 %, накопленная - по состоянию на 01.01.1985 года составила 64 % при проектной 101 %.

Пластовое давление по залежи продолжало снижаться и на 01.01.1985 года среднее давление составило порядка 20 МПа.

Для выявления влияния закачки на добывающие скважины были проанализированы дебиты скважин, расположенных в районе очагов нагнетания. По скважинам 34,63,60,62 в течение 1979-1984 гг. отмечался постоянный дебит нефти на уровне 10-30 т/сут.

На конец 1984 года действующий фонд залежи нефти петриковско-задонского горизонта составил 22 добывающие скважины и 2 нагнетательные. Годовая добыча нефти нефти составила 50 тыс. т.

С 1985 года петриковско-задонская залежь разрабатывалась согласно "Уточненной технологической схеме разработки Давыдовского месторождения", составленной в 1985 году.

По рекомендуемому варианту предусматривалась разработка залежи с площадным внутриконтурным заводнением, бурением 7 добывающих, 4 нагнетательных и 10 резервных скважин.

С 1985 года по 1994 год на петриковско-задонскую залежь пробурено и введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин и 1 скважина переведена с семилукского горизонта в 1994 году (скважина 80). Скважины 81, 102 и 95 переведены с лебедянского горизонта. Ввод скважин в эксплуатацию осуществлялся в следующем порядке: 79, 81, 102, 95, 84, 83, 85, 91, 87, 89, 90, 93, 86,88,92,80.

Пробуренные скважины не изменили представления о геологическом строении петриковско-задонской залежи.

При вводе скважин в эксплуатацию сохраняется определенная зависимость величины пластового давления и начального дебита скважин от местоположения их на залежи. Так, скважины, расположенные в центральной части залежи и находящиеся под влиянием закачки, имеют начальный дебит порядка 12 т/сут, что значительно выше, чем по скважинам, расположенным в приконтурной зоне.

В 1995 году были введены в эксплуатацию добывающие скважины 82, 104, 106, 108. Скважина 63 была переведена в контрольный фонд по причине обводнения, скважина 81 и 38 ликвидированы.

Средний дебит нефти действующего фонда на 01.01.1995 года составил 5,9 т/сут. По скважинам дебит изменяется от 0,3 т/сут до 40 т/сут.

По величине среднего дебита на залежи выделяется 2 группы скважин:

к 1-й группе относятся скважины, расположенные в зоне с большими нефтенасыщенными мощностями, относительно высокими коллекторскими и фильтрационными свойствами и находятся в зоне влияния закачки (центральная часть залежи). Средний текущий дебит нефти по этой группе скважин составляет около 10 т/сут, в т. ч. по скважинам 80, 34, 106,расположенным южнее линии нагнетания, до 30-40 т/сут.

2-я группа, которая составляет 41 % добывающего фонда, представлена скважинами, расположенными в приконтурной зоне с ухудшенными коллекторскими и фильтрационными свойствами. Скважины работают периодически и средний дебит по ним составляет 2 т/сут. Периодическая эксплуатация характеризуется отложением хлористых солей на забоях и внутрискважинном оборудовании и вызывает необходимость регулярных остановок для промывки и очистки ствола скважины и скважинного оборудования.

Весь фонд механизированный, 3 скважины оборудованы ЭЦН, остальные ШГН.

На 01.01.1995 год на петриковско-задонскую залежь закачано 1271,8 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отбора закачкой составила 82,4 %. Компенсация отбора по годам изменялась от 53,4 % до 150 % в год.

Как уже отмечалось, влияние от закачки имеют скважины, расположенные в центральной и южной части залежи. Поддержание пластового давления в приконтурной зоне, запланированное в технологической схеме, по состоянию на 01.01.1995 г. оказалось невыполнимо. В 1995 году предполагалось освоить под закачку скважину 81 в северо-западной части залежи, однако при существующей на то время технологии закачки скважина воду не принимала.

Запланированную в технологической схеме разработки систему площадного заводнения организовать не удалось и пластовое давление в залежи продолжало постепенно снижаться. К 1995 году пластовое давление по залежи нефти петриковско-задонского горизонта в среднем составило 19,3 МПа (рис.2.9.).

Вместе с тем небольшие объёмы закачки позволили замедлить темп обводнения залежи.

До начала обводнения было отобрано 633,7 тыс. т нефти, или 18 % от НИЗ.

Вода в продукции скважин появилась в 1989 году, через 10 лет после начала закачки, в скважине 63, расположенной вблизи очага нагнетания. Скорость продвижения фронта заводнения составляла 55 м/год. Начальная обводнённость составила 20 % и за год увеличилась до 86,6 %. К маю 1991 года скважина обводнилась до 96 %. Проводимые в 1992-1995 гг. мероприятия по снижению обводнённости не дали положительных результатов.

К 1995 г. из всего действующего фонда 9 скважин работали с водой, средняя обводнённость по залежи составила 11,5 % и 9 скважин эксплуатировались периодически, что вызвано наличием воды в стволе скважины.

Основной фронт обводнения распространяется от нагнетательных внутриконтурных скважин 64 и 67 к добывающим. Скорость его зависит от отбора жидкости добывающими скважинами и ёмкостно-фильтрационных свойств пласта.

В структуре обводнённых скважин выделяются две группы: первая - эксплуатационные скважины с устойчивым наличием воды в добываемой продукции (33,35,70,93,85,86); вторая - с периодическим появлением воды в добываемой продукции (33,35,70,93,85,86).

Скважины первой группы расположены, как правило, вблизи зоны влияния очаговых нагнетательных скважин на участках с улучшенными коллекторским свойствами, в пределах которых отмечалось преимущественное продвижение фронта закачиваемой воды. Наибольшее продвижение фронта отмечено в направлении от линии нагнетания скважин 64 - 67 в северо-восточном направлении. Плотность добываемой воды в среднем составляет от 1,15 г/см³ до 1,2 г/см³.

Скважины второй группы расположены на периферийных участках структуры и приурочены к коллекторам с ухудшенными фильтрационными свойствами. Источниками поступления воды в скважину могут быть как закачиваемые воды, так и пластовые воды (подконтурные и законтурные), а также и техническая вода, используемая для промывки скважин.

В скважинах добывающего фонда с более высокими отметками над ВНК больше отбора нефти за безводный период и более длительные периоды безводной эксплуатации. Но существует ряд скважин (89, 106, 87, 85, 91 и 86) имеющих небольшой объём безводной добычи нефти, хотя они имеют довольно высокие отметки над ВНК.

Причиной небольших безводных отборов нефти могут являться: поздний ввод скважин в эксплуатацию (как правило, скважины вводились в 1991-1995 гг.); расположение вблизи очагов заводнения в зоне преимущественного влияния закачки (скв.106, 91, 87, 89); негерметичность заколонного пространства.

Для ограничения водопритока по скважинам добывающего фонда проводились мероприятия по отсечению обводнившихся пропластков (скважины 90,63) и селективная изоляция (скважина 63). Эффект от указанных мероприятий наблюдался в скважине 90.

С целью увеличения охвата пласта вытеснением и улучшения выработки продуктивных пластов в процессе разработки проводились мероприятия по интенсификации притока, дополнительная перфорация в добывающих и нагнетательных скважинах.

В 1996 году было продолжено разбуривание залежи. В эксплуатацию из бурения были введены две новые добывающие скважины 99 и 100. Начальный дебит нефти по скважинам составил 6,5 тс/сут и 8,5 т/сут соответственно. Скважина 99 вступила с обводненностью продукции 37 %.

В течение 1996 года по высокодебитным скважинам 80,62,68 и 69 наблюдается снижение дебита по сравнению с предыдущим годом эксплуатации на 8-43 %. Причиной снижения производительности является перевод некоторых скважин в периодическую эксплуатацию по причине низкой продуктивности либо наличия воды в стволе скважины.

В 1996 году в шести скважинах добывающего фонда, ранее работавших без воды, впервые появляется вода, начальная обводненность скважин составляет 7-18 %. Плотность отбираемой воды изменяется в пределах 1,16-1,22 г/см³.

В нагнетательном фонде происходят следующие изменения. Ввиду удаленности от зоны отбора и небольшой приёмистости организованная в скважины 53 и 74 закачка не оказывала влияния на добывающие скважины. Скважины были ликвидированы.

С целью восстановления пластового давления была организована закачка во внутриконтурные скважины 59 и 63. Начальная приёмистость по скважине 59 - 30,5 м³/сут, по скважине 63 - 110 м³/сут.

Ввод под нагнетание скважин 59 и 63 позволил увеличить объёмы нагнетаемой в залежь воды, что привело к стабилизации пластового давления в целом по залежи. Однако величина пластового давления (19,3 МПа в контуре нефтеносности) являлась недостаточной для стабильной работы насосного оборудования. Как следствие недостаточной энергетики залежи - низкие динамические уровни и соответственно снижение дебитов по скважинам добывающего фонда.

В период с 1997 по 2001 год в эксплуатацию на залежь нефти петриковско-задонского горизонта введена из бурения скважина 9001 (июль 2000 год). Действующий добывающий фонд за данный период изменяется от 36 до 34 скважин. Изменения в действующем добывающем фонде, прежде всего, связаны с выбытием скважин по причине полного обводнения.

После достаточно длинного периода эксплуатации залежи со стабильными дебитами нефти на уровне 7-6 т/сут и жидкости 7-9 т/сут их снижение в период 1999-2000 гг. связано, в основном, с ростом обводненности добываемой продукции, а также с низкими динамическими уровнями.

Разработка залежи нефти ведется с внутриконтурным очаговым заводнением. Основное обводнение скважин добывающего фонда происходит в западной части залежи в районе нагнетательных скважин 63 и 64.

Низкая величина пластового давления требует увеличения закачиваемой в залежь воды. Увеличение объёмов закачиваемой воды положительно сказывается на энергетике залежи. Пластовое давление удерживается на уровне 20 МПа. Однако увеличение объёмов нагнетаемой воды приводит к росту обводненности скважин добывающего фонда и, как следствие, перевод скважин в контрольный либо бездействующий фонд.

Условно залежь нефти разделяют на два участка: западный и восточный. Нагнетательные скважины 100 и 63 относят к западному участку, скважины 67 и 59 к восточному.

По состоянию на 01.01.2001 года всего в залежь закачано 1916,374 тыс. м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой достигла 84 %, в том числе на восточном участке - 112%, на западном - 57,8 %. Учитывая сложившуюся ситуацию на залежи, западный участок требует усиления системы поддержания пластового давления.

В июне 2001 года на западном участке залежи была введена из бурения новая нагнетательная скважина 110. Приёмистость по скважине составляла 60-80 м³/сут.

По состоянию на 01.01.2002 года накопленная компенсация по участкам распределилась следующим образом: на восточном участке - 103,4 %, на западном 59,5 %.

Разработка залежи по состоянию на 01.01.2002 года характеризуется стабильными показателями эксплуатации скважин добывающего фонда. Достаточно длительный период (с 1996 года) дебиты нефти и жидкости удерживаются на уровне 7-6 т/сут и 8-7 т/сут соответственно. При этом доля низкодебитного фонда (менее 5 т/сут) составляет 42,4 % от действующего добывающего фонда. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут (45,5 %) и 12-18 т/сут (12,1 %).

По состоянию на 01.01.2004 года на залежи нефти петриковско-задонского горизонта эксплуатируются 29 добывающих скважин, 6 нагнетательных.

В течение 2002-2003 года произошло снижение количества скважин добывающего фонда, что связано с выбытием трёх скважин в бездействие по причине низких дебитов и высокой обводненности и переводом скважины 16 в контрольный фонд (рост обводненности).

Нагнетательный фонд скважин был увеличен на одну единицу. В 2003 году под нагнетание была переведена скважина 87.

В период с 2004 по 2007 год в добывающем фонде скважин происходят следующие изменения. В 2004 году вторым стволом была восстановлена и введена в эксплуатацию скважина 82s2 и восстановлена из ликвидированного фонда скважина 54 (при дальнейшей эксплуатации вся добыча по скважине 54, начиная с 2004 года отнесена к залежи нефти лебедянского горизонта). В 2006 году восстановлены вторыми стволами скважины 34 и 65 и пробурена разведочная скважина 122. В нагнетательном фонде измениний не было.

С 2004 по 2007 год разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта ведется с постоянными показателями добычи нефти на уровне 65 тыс. в год (2 % от НИЗ), средний дебит нефти по залежи удерживается на уровне 5-6 т/сут, дебит жидкости 7-8 т/сут. Среднегодовая обводненность по скважинам добывающего фонда составляет порядка 22 %. Значительного роста обводненности скважин добывающего фонда не наблюдается. Обводненность по скважинам изменяется в пределах от 8 % до 98 %. Количество скважин дающих обводненную продукцию по сравнению с предыдущими годами разработки снизилось и составляет 15 скважин (50 % действующего фонда). Снижение обводненности связано с выбытием высокообводненных скважин из эксплуатации и поддержанием объёмов закачки на одном уровне (рис.2.10.).

За последние несколько лет эксплуатации пластовое давление в среднем по залежи продолжает удерживаться на уровне 20 МПа. Однако этого давления по-прежнему недостаточно для подъёма динамических уровней, которые остаются достаточно низкими: Ндин=400-2010 м, Нст=200-1600 м и, как следствие, глубины спусков насосов предельно допустимые. Система поддержания пластового давления несмотря на стабильную ситуацию с отборами и постоянством пластового давления требует совершенствования и полного охвата залежи процессом вытеснения. В 2007 году для стабилизации пластового давления и увеличения охвата пластов вытеснением был увеличен фонд нагнетательных скважин.

В июле введена новая нагнетательная разветвленная (двухзабойная) скважина 111r в северо-восточной части для нагнетания в елецкую залежь.

Таким образом нагнетательный фонд по состоянию на 01.01.2011 года составлял 9 скважин, из них скважины 67,87,79,63,100 и 110 расположены внутри контура нефтеносности с целью поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенных в сводовой части залежи. Скважины 59, 111r и 53 расположены вблизи контура нефтеносности и осуществляют закачку для поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенного в приконтурной зоне и на периферийных участках залежи.

Добывающий фонд скважин с 2006 по 2010 год был увеличен на две единицы (2007 год ввод 16s2, 2009 год ввод 56s2). Все скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН, остальные скважины добывающего фонда оборудованы ШГН.

В 2010 году на залежь нефти петриковско-задонского горизонта была введена добывающая скважина 121. Бурение скважины закладывалось с целью эксплуатации залежи нефти петриковско-задонского горизонта, а также с целью определения наличия связи между западным районом залежи (скважина 9001) и основной частью межсолевой залежи.

Скважина 121 введена в эксплуатацию в октябре 2010 года фонтанным способом в периодическом режиме. Фонтанным способом скважина эксплуатировалась в течение 13,2 сут, обор за это время составил 11 т безводной продукции. В декабре месяце скважина 121 была переведена на механизированный способ эксплуатации, при этом дебит нефти составил 5,5 т/сут. Продукция скважины безводная.

По состоянию на 01.01.2011 года в эксплуатации на залежи нефти петриковско-задонского горизонта находится 34 добывающие скважины.

Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 33 %. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут - 45,5 % и 10-15 т/сут - 15 %. Скважина 106 (ЭЦН) работает стабильно с дебитом 20-25 т/сут и обводнённостью от 0 до 22 %.

Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс. т до 3 тыс. т. Причем, большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс. т работают 8 добывающих скважин (58,60,66,88,89,91,104,106).

За 2010 год из залежи отобрано 72,819 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2,1 %. С темпом отбора порядка 2 % от НИЗ в год разработка залежи осуществляется с 2000 года. Среднегодовая обводненность по залежи составляет 23 %. Со среднегодовой обводненностью продукции порядка 20-25 % разработка залежи осуществляется на протяжении последних десяти лет.

В 2011 году на Давыдовском месторождении завершилось бурение трех добывающих скважин 112, 124 и 109 на межсолевую залежь. Также был пробурен один боковой ствол скважины 81.

Скважина 112 введена в эксплуатацию в октябре 2011 года. Начальный дебит нефти по скважине 112 Давыдовской составил 2 т/сут безводной нефти. В декабре 2011 года по скважине 112 проведен ГРП. Дебит нефти за декабрь 2011 года составил 5,2 т/сут безводной нефти.

Скважина 124 заложена в северо-западной части залежи нефти елецкого горизонта с доразработкой малоразведанного северо-западного участка залежи Давыдовского месторождения, на котором отборы нефти ранее не велись.

Скважина 124 введена в эксплуатацию в июне 2011 года. Начальный дебит нефти по скважине 124 составил 10,6 т/сут безводной нефти. По состоянию на 01.01.2012 года скважина 124 эксплуатируется с дебитом нефти 10,5 т/сут. Продукция скважины безводная.

Также в конце 2011 года начата бурением скважина 109 Давыдовская. Она заложена в южной части залежи нефти петриковско-елецко-задонского горизонта с целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных извлекаемых запасов.

С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи было принято решение восстановить вторым стволом скважину 81. Скважина была заложена в северной части залежи.

По состоянию на 01.01.2012 г. в действующем фонде находятся 36 добывающих скважин и 10 нагнетательных. Все скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН, остальные - ШГН.

По 14 скважинам добывающего фонда (скв.17, 34s2, 55, 65s2, 58, 68, 69, 82s2, 83, 84, 86, 90, 104, 108), что составляет 39 % от всего действующего фонда, дебиты нефти остались на уровне прошлого года, что характеризует работу данных скважин как стабильную.

По девяти скважинам добывающего фонда (25 % от действующего добывающего фонда) произошло увеличение дебита нефти (скважины 57, 66, 70, 80, 85, 93, 95, 106, 121). По скважинам 66, 70 и 95 увеличение дебита нефти связано с проводимыми по данным скважинам геолого-техническими мероприятиями - реперфорация, ГРП. По добывающим скважинам 85, 80 и 106 увеличение производительности скважин связано со снижением обводненности. По добывающим скважинам 85 и 80 появление воды в продукции скважины имеет периодический характер и в 2011 году по сравнению с 2010 годом эксплуатация данных скважин сопровождалась безводной продукцией. Снижение обводненности по скважине 106 связано с изменением режима проведения технологических обработок скважины пресной водой. По добывающим скважинам 93 и 121 увеличение дебита нефти произошло после смены числа качаний с 5,2/6 и 4/6 соответственно. По скважине 121 также была проведена смена длины хода с 2 м на 2,5 м. Увеличение производительности скважины 57 Давыдовской связано с переводом скважины из периодической эксплуатации в постоянную, чему способствовало восстановление к середине 2011 года динамического уровня до глубины 1400 м и удержание уровня на данной глубине.

По скважине 66 интенсификация проведена в феврале 2011 года. Средний дебит нефти до проведения ГРП составлял порядка 8,2 т/сут. Продукция скважины безводная. После проведения реперфорации и ГРП дебит нефти по скважине 66 Давыдовской составил 11,5 т/сут с последующим увеличением до 13,6 т/сут. По состоянию на 01.01.2012 года скважина 66 Давыдовская эксплуатируется с дебитом 13,6 т/сут. Продукция скважины безводная. Проведенное мероприятие оценивается как эффективное, дополнительная добыча нефти за счет интенсификации в 2011 году составила 1,641 тыс. т при планируемой дополнительной добыче в 0,694 тыс. т.

По 33 % (12 скважин) действующего добывающего фонда наблюдается снижение дебита нефти. Основные причины снижения дебита по скважинам либо увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания (скважины 35, 88, 62), либо снижение дебитов из-за недостаточной энергетики на участках залежи, расположенных на удаленном расстоянии от очагов нагнетания или ухудшение работы насосного оборудования.

Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс. т до 2 тыс. т. Причем, большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс. т работают 9 добывающих скважин (58, 60, 66, 80, 88, 89, 91, 104, 106). Данными скважинами за отчетный период добыто 37,520 тыс. т нефти или 49 % от всей годовой добычи нефти в целом по межсолевой залежи, причем продукция шести добывающих скважин 58, 60, 66, 80 и 89 - безводная.

Что касается обводненности добываемой продукции, то среднегодовая обводненность в целом по скважинам добывающего фонда осталась на уровне прошлого года - 23 %. Однако выделяется ряд скважин, в которых в течение всего отчетного периода наблюдался рост обводненности добываемой продукции или в которых вода в 2011 году появилась впервые.

Исходя из содержания воды в продукции скважин добывающего фонда залежи нефти петриковско-задонского горизонта, выделяется три группы скважин:

· первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а также техническая вода, используемая для промывки скважин);

· вторая - скважины, работающие стабильно с безводной продукцией;

· третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2011 год в залежь при проведении технологических обработок закачано 13,161 тыс. м³ технологической жидкости).