Заключение. 
Геологическое строение Вишанского нефтяного месторождения и рациональная разработка межсолевых и подсолевых залежей нефти (Припятской впадины)

Нефтяные месторождения Беларуси разрабатываются согласно технологических схем и проектов разработки, проектов пробной эксплуатации и рекомендаций авторского надзора. В течении 2002 г. из 68 месторождений в промышленной разработке и опытной эксплуатации находилось 44 месторождения; при средней обводненности добываемой продукции 65,4% добыча составляла около 2000 у.е. На таких месторождениях как Барсуковское, Озерщинское, Некрасовское, Дубровское, Мармовичское добыча нефти соответствовала проектным уровням, тогда как невыполнение проектных показателей по добыче нефти отмечалось на 17 месторождениях (Вишанское (-12,5%), Тишковском (-8,9%), Золотухинском (-11%) и т. д. Основными причинами невыполнения проектных уровней добычи нефти являются: несоответствие проектного и фактического фонда скважин по разным причинам, высокие темпы обводнения (Первомайское, Тишковское, Березинское месторождения); снижение пластового давления (Летешинское, Борисовское, Ветхинское месторождения). Превышение фактической добычи над проектной чаще всего обусловлено более высокими дебитами скважин, вводом новых скважин, а также проведением ГТМ по совершенствованию разработки, что способствует более низкому темпу роста обводненности или ее снижению.

Анализ текущего состояния разработки свидетельствует о довольно неустойчивом положении добычи нефти, так как основная часть (70,4%) ее приходится на 40−41% действующего фонда. Как правило эти скважины безводные или малообводненные и расположены в стягивающих рядах. Поэтому выбытие такой скважины из эксплуатации приводит к невыполнению проектных уровней. По месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки (Вишанское, Осташковичское, Восточно-Первомайское месторождение), доля скважин, дающих основной отбор нефти составляет 3−36 скважин при эксплуатационном фонде от 6 до 98 скважин.

На основании проведенного анализа в ходе написания дипломной работы «Геологическое строение Вишанского нефтяного месторождения и рациональная разработка подсолевых и межсолевых отдожений» рекомендую для достижения проектных уровней добычи нефти, улучшения состояния разработки месторождения, вовлечения в разработку участков залежи неохваченных выработкой необходимо увеличить объем и качество проводимых на залежи ГТМ. Кроме того, для поддержания стабильных объемов добычи необходимо внедрить новые технологии на действующих месторождениях. Это прежде всего связано с реализацией целевой программы по техническому перевооружению. Основным мероприятием, рекомендуемым к внедрению на залежи задонского горизонта (рисунок 24) — перевод скважин с подсолевой залежи. На начальном этапе предлагаю перевести скважины № 56 и 106, эксплуатирующие воронежско-саргаевскую залежь, на воронежский горизонт; с этой целью провести повторную перфорацию в интервале 2790−2820 м (sm-sr), соляно-кислотное воздействие в динамическом режиме и при высокой обводненности провести перевод, для этого рекомендуется закачка глинистой пасты, цемента под давлением в зону перфорации (с установкой цементного моста на глубину 2777м) с последующим вскрытием гидропескоструйной перфорацией 2761−2776 м (vr). Так как для извлечения остаточных запасов нефти действующего фонда скважин недостаточно, с целью его пополнения, необходимо восстановить ряд скважин ликвидированного фонда путем проведения ремонтно-восстановительных работ (скважины № 50 (el-zd II бл), 68, 112 (vr-sm)) или перспективным бурением вторых стволов — скв № 39. C целью поддержания пластового давления и стабилизации дебитов скважин подсолевой залежи Вишанского месторождения необходимо организовать закачку воды в семилукский горизонт в скважины № 68, 2.