5.3.4Турнейский объект
В рамках выполненного подсчета запасов нефти 2012 года в турнейском ярусе выделены пластыСt-IIи Ct-IIIчерепетского горизонта и пласт Сt-IVмалевско-упинского горизонта. Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект – Сt-II+III.
По пласту Сt-II+III выделены две залежи нефти. Нефтеносность пласта установлена по ГИС и результатам испытания скв.121Р и 1524 в эксплуатационной колонне.Нефтеносность пласта Сt-IVустановлена по результатам ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.366Р, где из интервала перфорации (-1258,9÷-1261,9 м) получен приток безводной нефти дебитом 1,8 м3/сут.
Согласно «Дополнения к технологической схеме разработки Гремихинского месторождения» (протокол № 5311 от 26.12.2011 года) бурение на объекте самостоятельной сетки скважин считалось нецелесообразным по причине небольших НИЗ (29 тыс.т). Предлагалось ввести объект в разработку с использованием выполнивших проектное назначение скважин вышележащих объектов, пробуренных до турнейского объекта.
В подсчете запасов 2012 года были существенно пересмотрены геологические границы залежей нефти, а для обоснования основных подсчетных параметров и ФЕС залежей был использован другой аналог.Прирост извлекаемых запасов (в три раза) обеспечен за счет значительного увеличения геологических запасов (в 2,6 раза) и КИН (на 21 %).
Турнейский объект эксплуатируется с марта 2012 года. В добывающем фонде числится одна скважина (скв. 1524), переведенная в опытном порядке из нагнетательного фонда визейского объекта. Интервалы перфорации: 1444,8 – 1447,0 ми 1450,0- 1453,0 м. Суммарная перфорационная мощность 5,2 м (вскрытая нефтенасыщенная мощность 3,4 м).
Скважина введена в эксплуатацию с высоким начальным дебитом нефти 25,3 т/сут при обводненности20,4 %. За 10 месяцев 2012 года добыто 4,999 тыс.т нефти.Дебит скважины по нефти к концу 2012 снизился почти втрое, и к началу 2013 года составил 9,4 т/сут, а обводненность достигла 84,6 %. Начальное пластовое давление составляет 14,5 МПа.По состоянию на 01.01.2013 г. скважина эксплуатируется при среднем забойном давлении5,6 МПа (Рнас=9,8 МПа), динамический уровень – 871 м. С июня 2012 года скважина оборудована одновинтовым насосом типа ЭОВНб.
Динамика основных показателей разработки по скважине 1524 приведены в таблице 5.25 и на рисунках 5.57-5.58.Карты текущих и накопленных отборов по состоянию на 01.01.2013 г. представлены на графических приложениях 21 и 22.
Таблица 5.25 – Основные показатели разработки турнейского объекта
Выработка запасов нефти и КИН рассчитаны по району скважины 82Р (утвержденные запасы в пределах распределенного фонда: геологические запасы – 83 тыс. т., извлекаемые запасы – 23 тыс. т).
Рисунок 5.57 – Основные технологические показатели разработки турнейского объекта (добыча, обводненность)
Рисунок 5.58 – Основные технологические показатели разработки турнейского объекта (дебиты, темп отбора от НИЗ, отбор от НИЗ)
Выводы
1. Проектное решение по вводу в разработку турнейского объекта путем перевода выработавших запасы скважин вышележащих объектов выполняется.
2.Турнейский объект эксплуатируется с марта 2012 года. В добывающем фонде числится одна скважина (скв. 1524), переведенная в опытном порядке из нагнетательного фонда визейского объекта.