Остальные блоки характеризуются текущей нефтеотдачей менее 28 %, что в первую очередь объясняется плохими коллекторскими свойствами продуктивных пластов и неразбуренностью зон с нефтенасыщенной толщиной менее 2 м.
Лучше всех на объекте вырабатывается пласт СVI3. Текущая нефтеотдача по нему равна 30,1 %. В отдельных блоках нефтеотдача этого пласта достигает 40 % и выше (блоки VII, XII). Опережающая выработка пласта СVI3 объясняется его лучшей геолого-физической характеристикой: большей толщиной, относительно высокой проницаемостью, большей выдержанностью по площади.
Менее выработан пласт СVI2, текущая нефтеотдача которого составляет 28,8 %. Хотя в пределах некоторых блоков данный пласт вырабатывается достаточно успешно, текущая нефтеотдача превышает 30 % (блоки II, VI, VIII, XV, XVI, XVIII, IX), по другим она относительно низкая: 17,68 % - блок XIII, 15,5 % - блок XVII, 21,6 - блок XIV.
Еще менее выработан пласт СVI1, текущая нефтеотдача которого составляет 24,6 %. Здесь по некоторым блокам с малыми запасами нефти текущая нефтеотдача не превышает 20 % (блоки II, V, VII, IX, XIII, XVII).
Эти пласты, по причине линзовидного строения и пониженных коллекторских свойств не везде участвует в активной разработке. Часть линз, вскрытые одной, двумя или чаще тремя скважинами, разрабатываются без поддержания пластового давления.
Из проведенного анализа можно говорить, что:
- выработка запасов нефти по объекту неравномерная. Происходит опережающая выработка запасов снизу вверх;
- несмотря на интенсивную систему нагнетания, при которой разрабатывался объект, мелкие линзы и низкопроницаемые полосы по причине низкой нефтенасыщенной толщины разрабатываются без поддержания пластового давления;
- в целом по объекту от НИЗ отобрано 79,3 %, в том числе по пласту СVI1 - 70,0 %, по пласту СVI2 - 83,0 % и по пласту СVI3 - 79,4 %.
2.5 Анализ эффективности реализованной системы разработки
Туймазинское нефтяное месторождение – многопластовое, на котором выделено несколько эксплуатационных объектов. В бобриковском горизонте выделено три пласта-CVI-1, CVI-2, CVI-3, все они объединены в один эксплуатационный объект.
Выделенные пласты различаются по своим начальным запасам нефти, площади распространения, нефтенасыщенной толщиной (в целом или по участкам). В силу различной проницаемости пласты будут заводняться с различной скоростью. Соответственно расположенные в одной точке добывающие скважины различных объектов будут обводняться в разное время. Это видно из таблицы 2.6, так обводненность продукции пласта CV1-1 составляет 72,2%, CVI-2 – 83,8 %, CVI-3 –81,5%, (таблица 2.6).
Однако увеличение числа пластов в эксплуатационном объекте привело к снижению доли слоев, успешно освоенных после бурения и вовлеченных в активную разработку. Продуктивные слои являются обособленными, отделенными друг от друга непроницаемыми прослоями. Поэтому, если какие-то слои продуктивных пластов, перфорированные в рассматриваемой скважине, не удалось освоить и ввести в работу, то, можно считать, в пределах участка (зоны дренирования) этой скважины запасы нефти этих слоев полностью потеряны.
При плохом цементаже, т.е. при плохом разобщении близко расположенных эксплуатационных объектов, обводнение одной из добывающих скважин может означать одновременное обводнение всех других рядом расположенных добывающих. А это будет означать полное обесценивание задачи выделения нескольких эксплуатационных объектов [46].
Достижение более высокой нефтеотдачи пластов, зависит и от увеличения долговечности скважин. В расчеты была заложена относительно невысокая долговечность скважин. Средняя долговечность добывающих скважин оказалась равной Тс=28,0 лет, а нагнетательных 16,6 года. Ограниченная долговечность и хаотическое выбытие скважин на фоне высокой неоднородности нефтяных пластов при неудовлетворительной промысловой информации ведут к состоянию хаоса и значительной потере запасов нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.