По кизеловскому горизонту, вступившему в разработку одновременно с бобриковским горизонтом и эксплуатировавшемуся в большинстве совместно с последним, замеры пластового давления в начальный период не проводились. Начальное пластовое давление оценено с появлением манометров по замерам в новых скважинах в течение 1957-1960гг, которое составило 11,2 МПа. Пластовая температура составила 180С [2].
Замеры газового фактора стали производить в первые годы эксплуатации. Его величина составляла 9-22 м3/т. По результатам лабораторных исследований глубинных проб нефти газосодержание составило 10,4 м3/т. При подсчете запасов газосодержание принято равным 21 м3/т.
Удельная продуктивность скважин, оцененная в начальный период, является низкой – 0,72 м3/(м.сут.МПа).
Проницаемость оценивалась по данным исследования скважин на установившихся режимах. Следует отметить, что эти исследования проводились на скважинах после солянокислотных обработок (СКО) призабойных зон.
Начальные дебиты скважин кизеловского горизонта были низкими, до проведения солянокислотных обработок в среднем составляли 1,5 т/сут, после СКО дебиты многих скважин увеличились в 2 и более раза. Текущий дебит скважин по нефти составляет 1,0 т/сут при обводненности 49,1 %.
Залежи нефти кизеловского горизонта относятся к пластовым, сводовым. Учитывая пластовое залегание залежей и подпор подошвенных вод первоначальный режим их работы следует оценивать как упруго-водонапорный. Текущее пластовое давление незначительно ниже начального (10,72 МПа на 1.07.2002 г) [2].
2.3 Анализ структуры фонда скважин
По состоянию на 1.07.2002 г на кизеловский горизонт всего пробурено 482 скважины.
В добывающем фонде числится 285 эксплуатационных скважин, из которых 91 являются совместными (с бобриковским горизонтом), действующий фонд составляет 260 скважин, ожидают ликвидацию – 64 и 16 ликвидированы (13 – после эксплуатации, 3 – после бурения).
В нагнетательном фонде находится 24 эксплуатационных скважин, в две из которых вода закачивается совместно с бобриковским горизонтом, действующий фонд составляет 23 скважины, 1 находится в бездействии, в ожидании ликвидации 18 скважин и одна ликвидирована после эксплуатации.
2.4 Краткая история и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта
Залежи нефти нижнего карбона разрабатываются с 1937 года. Однако первые проектные документы по разработке залежей нефти нижнего карбона составлены лишь в 1956 г. для Александровской [4] и в 1974 г. для Туймазинской площади [5]. До открытия девонской нефти, с 1937 по 1944 гг., разрабатывались лишь два небольших участка на Туймазинской площади на естественном режиме истощения. Было пробурено около 70 скважин, в большинстве из которых бобриковский и кизеловский горизонты эксплуатировались совместно. С открытием девонской нефти никакие мероприятия по созданию систем разработки залежей нефти нижнего карбона не осуществлялись вплоть до 50-х годов.
На Александровской площади нефтеносность нижнего карбона установлена в 1951г. Первым проектным документом по этой площади [4] предлагалось разбуривание залежей нефти бобриковского горизонта по сетке 400х500 м, разработку осуществлять при сочетании законтурного и внутриконтурного заводнения, внутриконтурные нагнетательные скважины размещались в зонах наибольших толщин песчаников. Разработка кизеловских залежей нефти в этом документе вообще не рассматривалась. Реализация техсхемы была начата в 1957г. В 1962г. был составлен проект разработки этой площади [6]. Были учтены результаты разбуривания и разработки бобриковского горизонта за 1957-1962гг. В этом документе предусматривалось усиление системы заводнения на бобриковский горизонт за счет дополнительного бурения нагнетательных скважин, перевода под нагнетание добывающих, учитывался возврат скважин с девона, а также было запроектировано бурение резервных скважин. Ввиду низкой продуктивности кизеловского горизонта ввод его в разработку не предусматривался.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.