Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения, страница 6

В то же время плотность сетки скважин в водонефтяных зонах следует признать как редкую. Анализ геолого-промысловых данных показывает, что ВНЗ в пределах нефтенасыщенных толщин более 2 м следовало с самого начала разработки залежей разбуривать по сетке, принятой для центральной нефтяной части месторождения. Бурение скважин на ВНЗ на поздней стадии оказалось запоздалым и недостаточно эффективным.

6. Доказана невозможность выполнения требования равномерного стягивания контуров. Показано, что поверхность ВНК в процессе разработки искривляется — положение внешнего контура определяется темпом закачки, внутреннего - темпом отбора.

7. Фонд добывающих скважин девонских объектов достиг максимального в 1964 г. и составил 1091 ед. Начиная с 1965 г. количество скважин имеет тенденцию к уменьшению (в 1989 г. - 918 ед.). Это привело к тому, что произошло частичное разбалансирование реализованной системы разработки. Фактические показатели разработки оказались значительно ниже проектных. Одной из основных причин невыполнения проектных показателей в эти годы следует считать недостаточно          обоснованный          вывод скважин из      эксплуатации и перевод их в категорию бездействующих, в основном, из-за высокой

обводненности добываемой продукции и низких дебитов по нефти. Так, при запроектированном в период 1987-1999 гг. отключении 442 скважин фактически было отключено 1228 скважин. Действующий фонд добывающих скважин сегодня меньше проектного. Не реализован также проектный новый фонд скважин. Последним проектным документом (1987 г.) было утверждено к бурению 226 скв. по пласту DIи 58 — по пласту DII. Фактически на эти пласты было пробурено 149 и 45 скважин соответственно.

Геолого-промысловый анализ последствий массового длительного отключения добывающих и нагнетательных скважин и оценка потерь нефтедобычи при этом свидетельствует о том, что при сохранении существующего положения, без внесения серьезных корректив в процесс разработки, проектный КИН по пластам месторождения может быть не достигнут. Расчеты показывают, что без серьезных корректив существующей технологии разработки девонских залежей, конечный КИН по пласту DI составит 0.58 (утвержденный 0.607), по пласту DII -0.495 (утвержденный 0.522).

Снижение эффективности выработки запасов нефти на Туймазинском месторождении (DI + DII) в последние годы связано с недостаточно активным регулированием процессов выработки пластов на заключительной стадии разработки. Это выразилось через необоснованную остановку значительного количества добывающих и нагнетающих скважин. Кроме того, недостаточен объем работ по разукрупнению объектов, оптимизации сетки скважин, СНФП, внедрения циклической закачки, применения новых, опробированных МУН и т.п.

Проведенная экономическая оценка планируемых (снижающихся) уровней добычи нефти на период до 2010 года показала, что при действующих ценах и затратах разработка девонских отложений Туймазинского месторождения становится нерентабельной, в ближайшие годы. На реализацию проектных решений (реконструкция, ликвидация скважин и т.п.) затраты имеют тенденцию роста. Ежегодно в базовом варианте на поддержание оптимальных отборов нефти требуется порядка 200 млн.руб., капвложений и 1.0-1.5 млрд.руб. эксплуатационных затрат. При этом себестоимость 1 т нефти в 1.3 выше себестоимости по АНК "Башнефть". Улучшение экономических показателей разработки месторождения возможно только путем оптимизации затрат и получения налоговых льгот путем принятия соответствующих поправок к "Закону о недрах".

8. Бурение скважин целесообразно в течение всего срока разработки. На поздних стадиях такое мероприятие позволяет вовлечь в разработку слабодренируемые зоны и оценить степень выработки запасов.

9. Выявлены особенности поздней и заключительной стадии разработки девонских залежей месторождения. На заключительной

стадии разработки получены результаты, представляющие ценность для теории и практики разработки месторождений платформенного типа. Установлено, что заключительная стадия разработки характеризуется: