Анализ эффективности применения горизонтальных скважин и боковых стволов при разработке залежей нефти кизеловского горизонта в поздней стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения, страница 8

До 1970 г. отбор нефти из горизонта не превышал 30 тыс.т/год, а действующий фонд добывающих скважин был не более 60, дебит скважин по жидкости не превышал 2 т/сут, а в продукции скважин с самого начала присутствовала вода.

Заметный рост добывающих скважин начинается с 1970 года, когда стали возвращать скважины с других объектов.

Первая очаговая нагнетательная скважина была освоена на объекте в 1968 г., в 1974 г. – вторая. Впоследствии действующий фонд нагнетательных очаговых скважин был доведен до 27 (1989 г.). Нагнетательные скважины характеризовались высокой приемистостью. Закачка осуществлялась через систему ППД бобриковского горизонта, при давлениях на устье около 10 МПа, практически вся вода уходила в нижнюю водоносную область, мало влияя на вытеснение нефти из пласта. Влияние закачиваемой воды на показатели разработки объекта не замечено [2].

Влияние закачки на показатели работы добывающих скважин не улавливается. Увеличение среднего дебита скважин в 1995 г. объясняется не влиянием закачки, а отключением 13 малодебитных скважин: 3149, 3118, 152, 2278, 2852, 3241, 1382, 2789, 2910, 2358, 3240, 3325 и 2306 и возвратом с других горизонтов двух новых скважин: 3343 и 3276. Средний дебит остановленных скважин по жидкости составил 1,56 т/сут, по нефти – 0,38 т/сут. Из вновь введённых скв.3276 вступила в эксплуатацию с дебитом  жидкости 12,7 т/сут, по нефти – 5,3 т/сут, скв.3343 – с дебитом жидкости 4,7 т/сут, нефти – 2,0 т/сут [2].

В конце 2000  и начале 2001 г. проведены гидродинамические исследования по установлению гидродинамической связи между нагнетательной скважиной 3362 и добывающей 3320 опытного участка. Исследования проводили с использованием разработанного в институте малогабаритного глубинного манометра МТГ-25 (наружный диаметр 25 мм) с порогом чувствительности 0,0001 МПа, погрешностью ±0,1 %. Манометр помещался в удлиненный фильтр - контейнер, присоединяемый снизу к насосу в добывающей скважине. Программой исследований предусматривалось снятие последовательно в реагирующей скважине кривой падения давления (после пуска скважины в работу – КПД), кривой восстановления давления (после остановки скважины – КВД) и кривой гидропрослушивания (КГП) без подъема прибора.

Гидродинамические исследования проведены в следующей последовательности. По завершению спуска прибора скважина запускалась в эксплуатацию, т.е. снималась КПД до выхода скважины на постоянный режим работы по дебиту, в данном случае в течение 11 суток. По завершению этой операции скважина останавливалась на КВД с последующим переходом на КГП. Весь эксперимент длился в течение 56 суток. С целью определения фильтрационно-емкостных параметров пласта полученная КВД обрабатывалась традиционными методами (Хорнера, касательной, Полларда, логарифмической производной) с помощью программных средств.

Получены следующие значения параметров пласта:

-  гидропроводность - 0,0519 (мкм²·см)/мПа·с;

-  проницаемость - 0,001 мкм²;

-  пьезопроводность - 0,6161 см²/сек;

-  скин-фактор - 1,69;

-  пластовое давление - 10,1 МПа.

Коэффициент продуктивности скважин составил при этом 1,73 (см³/с)/МПа.

Таким образом, в результате проведенных исследований выявлено отсутствие влияния закачиваемой воды в скв. 3362 на работу добывающей скважины 3320. Одновременно подтверждены низкие фильтрационно-емкостные свойства кизеловского горизонта.

Максимальная добыча нефти по объекту была достигнута в 1988 г. – 126,7 тыс.т, что составляет 1,8 % от НИЗ.

Объект является малопродуктивным.

Средний дебит по жидкости равен 2,0 т/сут. 96 % фонда характеризуется дебитом менее 5 т/сут.

Безводных скважин нет. При средней обводненности продукции скважин, равной 49,1 %, с обводненностью  менее 2 % работают 7,7 %, с обводненностью менее 50 % -  60,0 % и с обводненностью более 90 % - 2,6 % фонда.

Средний текущий дебит одной скважины по нефти равен 1,0 т/сут. В 71,8 % всего фонда скважин характеризуются дебитом менее 1 т/сут. С дебитом менее 3 т/сут работает 90,6 % фонда (таблица 5).