Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 8

-  Вторая ,основная стадия (1956-1967 гг) . В этот период добыча нефти постепенно увеличивается и затем стабилизируется  на 11,0-11,8 млн .т . в год . Эти изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туймазинской площади и мероприятиями по развитию системы  внутриконтурного заводнения . К концу ста-      дии суммарная добыча нефти достигла 164,2 млн.т . Обводнен-  ность продукции возрасла до 59 % .

-  Третья, поздняя стадия  (1968-1975гг) , характеризуется значитель-  ным снижением добычи нефти , интенсивным обводнением  про-дукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из залежи было отобрано 201,7 млн .т.

нефти. Обводненность продукции  достигла 90,3 % .

-   Четвертая стадия характеризуется интенсификацией  отбора жид-   кости  в условиях прогрессирующего обводнения продукции .      

Максимальный отбор жидкости  был достигнут в 1981 г . и состаВил 36,4 млн.т.

На 1.01.89 год суммарная добыча нефти достигла 223,9 млн.тн, обводненность продукции – 97 % .

2.1.2 Фонд скважин

В пределах Туймазинского  месторождения на тирригенные отло-жения девона эксплуатируются 397 скважин.

В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находится 322 скважины .

Фонд наблюдательных скважин образовался исключительно за счет отключения обводнившихся скважин ,

Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образованы за счет перевода добывающих скважин под закачку воды и составляет

69 скважин .

В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, вы-полнившие  свое назначение , то есть те скважины , в которых после эксплуатации ( нагнетания ) основных пластов нет возвратных объек-тов . На 1.01.2000 г фонд ликвидированных  скважин составляет

299 скважин , контрольных – 4 скважины , пъезометрических – 3 скв, наблюдательных – 338 скважин .

2.1.3 Энергетическое воздействие на пласт ДI

Закачка воды в пласт была начата в 1949 году .

На первом этапе развития системы законтурного заводнения были выделины обширные водонефтяные зоны в самостоятельные участки  разработки , путем отделения их от основной площади рядами  нагнетательных скважин . При этом обеспечивалось приближение фронта нагнетания к основной части залежи и создавалось замкнутое кольцо нагнетательных скважин  . В 1955 году закачка во-ды , впервые с начала разработки , стала превышать отбор жидкости , что обеспечило рост пластового давления , увеличение добычи нефти и сокращение межпластовых перетоков .

Вторым этапом развития системы внутриконтурного заводнения

Было разрезание центральной части залежи на отдельные участки раз-работки .

Третий этап развития системы внутриконтурного заводнения состоял в освоении дополнительных разрезающих рядов нагнетательных скважин в результате чего залежь была разделена на отдельные блоки разработки .

Четвертый этап характеризуется развитием очагового избира-тельного  заводнения и переносом  фронта нагнетания по периметру залежей и от разрезающих рядов нагнетательных скважин .

Рабочим агентом в начальный период разработки залежей  являлась подрусловая вода р.Ик. В настоящее  время основным рабочим агентом  являются сточные воды , составляя 85- 88 % общего объема закачки .Вода закачивается в пласт при давлении на устье скважины от  7,0  до  13,2 МПа .

2.3 ПЕРЕЧЕНЬ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ

Таблица 2.2

N          | Название документа (проект геолого–разведочных работ, п/п         | технологические схемы (проект) разработки площадей

|  (месторождений),задание на проектирование,номер,дата,

|   должность , фамилия и инициалы лица , утвердившего

|   документ                  

1.  Протокол геолого- технического совещания по рассмо-  трению  предложений по зарезке боковых стволов из            старых скважин у главного геолога АНК “Башнефть”