Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона (Туймазинское месторождение), страница 8

В год максимального отбора жидкости она составила 738 тыс.т, обводненность на этот момент достигла 92,4 % вес. (90,7 % пл. усл.), а действующий фонд добывающих - своего максимального значения - 545 ед. После этого из эксплуатации стали выводить быстрыми темпами высокообводненные и малодебитные скважины (как правило, высокодебитные по жидкости), эксплуатация которых стала считаться экономически нецелесообразной. В результате этого добыча нефти стала падать быстрыми темпами, и в 1997-2001 гг. она удерживалась на уровне, близком к 200 тыс.т. Обводненность за этот период снизилась с 92,4 % до 86 %, а действующий фонд добывающих скважин упал с 608 до 277+52 подключенных единицы. Средний дебит скважин по жидкости за счет отключения высокодебитных упал по сравнению с максимально достигнутым более чем в 3 раза и в 2003 г. составлял 7,7 т/сут. Таблица и график разработки представлен в графическом приложении 3. (рисунок 2.0).

Всего с начала разработки из залежей бобриковского горизонта по состоянию на 1.01.2004г. добыто 30737,5 тыс.т нефти, т.е. текущая нефтеотдача составляет 29,3 %. От начальных извлекаемых запасов нефти отобрано 80,2 %. Жидкости отобрано 168566 тыс.т. Накопленный водонефтяной фактор составляет 4,47 т/т (3,565 м3/м3 в пл. усл.).

Всего с начала нагнетания воды в залежи закачано 226652,1 тыс. м3 воды, накопленный отбор жидкости компенсирован закачкой на 128,5 %. Практически большинство залежей объекта были обеспечены закачкой и разрабатывались на жестком водонапорном режиме.

Пластовое давление, в результате постоянного превышения объемов закачки над отбором жидкости, имело тенденцию к росту и к 1985-1989гг. оно составляло 11,4 - 11,6 МПа, что выше начального (10,8 МПа). В последующем, в результате отключения нагнетательных скважин и снижения объемов закачки оно несколько снизилось и в настоящее время практически находится на уровне начального.

Средняя приемистость нагнетательных скважин за период разработки до 1990 года практически мало менялась и находилась на уровне 250-280 м3/сут, редко превышая  300 м3/сут. Начиная с 1990г. наблюдается ее резкое снижение, до 82,6 м3/сут в 2001г. Последнее связано с ограничением закачки воды в последние годы, прежде всего за счет остановки высокоприемистых скважин. Фонд действующих нагнетательных скважин по сравнению с 1988 годом, когда он достигал максимума - 124 ед., снизился к 2001 г. более чем в 3,6 раза и составлял 48 ед.

Весь фонд скважин работает с водой. С обводненностью менее 20 % работают 23 % фонда скважин. В результате отключения высокообводненных скважин доля последних не очень велика - с обводненностью более 98 % работает  2.4 % фонда  скважин. Распределение добывающих скважин по интервалам обводненности  приведено в таблице2.3.

Обводнение скважин происходит в результате прорыва воды от нагнетательных скважин.

 Фонд скважин является малодебитным. 74 % всего фонда характеризуется дебитом жидкости менее 5,0 т/сут, 91,0 % фонда  - дебитом менее 20,0 т/сут.

                                                                                                  Таблица 2.3

Распределение добывающих скважин по интервалам обводненности

Интервал	Бобриковский горизонт
обводненности	кол-во	доля.
	скважин	%
До 2%	2	0.6
От 2% до 20%	77	23
От 20% до 50%	86	26
От 50% до 90%	118	36
Свыше  90%	40	12
В т.ч. свыше 98%	8	2.4
ИТОГО:	311	100,0

Распределение добывающих скважин по интервалам обводненности и жидкости приведено в таблице 2.4