Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона (Туймазинское месторождение), страница 3

          По сводному контуру песчаники трех пластов нефтеносны на большей части месторождения.

          Таким образом, размеры залежей в терригенной толще нижнего карбона различны по размерам, конфигурации и расположению ВНК [ 29 ].

Водонефтяные контакты изменяются в пределах от – 953 до – 966м.                   Наиболее низкое положение контакта отмечается на юго-западе                     месторождения на границе Александровской и Бавлинской площадей,                  наиболее высокое – на собственно Туймазинской площади [12].

2  Геолого-промысловый анализ разработки бобриковского горизонта

2.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов

К настоящему времени на месторождении уже сложилась система разработки, которая включает 7 эксплуатационных объектов: пласты DI,  DII, DIII и DIV, а также фаменский ярус, кизеловский и бобриковский горизонты.

Залежи нефти терригенной толщи (бобриковский  горизонт) и карбонатных отложений (кизеловский горизонт) нижнего карбона целесообразно разрабатывать как самостоятельные объекты. Если ранее считалось, что объекты нижнего карбона можно разрабатывать совместно, то  уже в последнем проектном документе [7] была обоснована необходимость их раздельной эксплуатации, т.к. опыт совместной разработки многопластовых объектов нижнего карбона на месторождении показал, что при объединении пластов, как правило, увеличивается общая неоднородность объекта, неравномерность вытеснения, растет отбор попутной воды и, главное, усложняется контроль за выработкой запасов и регулирование процесса разработки. В дипломной работе залежи нефти бобриковского рассматриваются в качестве самостоятельных объектов разработки.

2.2 Анализ  результатов исследований скважин и пластов

Большой объем исследовательских работ на месторождении был проведен в начальный период разработки, когда значительная часть скважин эксплуатировалась фонтанным способом. В настоящее время исследования пластов в обводненных скважинах, эксплуатирующихся механизированным способом, проводятся в ограниченном объеме. Основные результаты исследований представлены в таблице 2.1

                                                                              Таблица  2.1

Результаты исследований скважин и пластов

Наименование	Скважин	Количество измере ний	Интервал измене- ния	Среднее значение по пласту	Примеча ние
Начальное пластовое давление,МПА	7	30	9,8-13,9	10,8
Пластовая температура, оС	12	19	17	17
Геотермический градиент, оС	12	19	1,36	1,6
Дебит нефти, т/сут				1.5	ср.01г.
Обводненность, мас. %				86.9	ср.01г.
Газовый фактор, м3/т				21-22
Удельная продуктивность,
м3/(м.сут.МПа)	84	84	0,18-36,3	3,2
Удельная приемистость,
м3/(м.сут.МПа)				5,2
Гидропроводность, м3.10-12/(Па.с)	120	120	4,5-1076	175
Приведенный радиус, м	5	5		0,14
Пьезопроводность, 104 м2/с	5	5		1440
Проницаемость, мкм2
геофизика					не опр.
неустан.режим	2	2	0,38-1,35	0,86
установ.режим	118	118	0,024-5,220	0,849