Уроки разработки Туймазинского нефтяного месторождения, страница 5

Продолжение табл. 2

1	2	3
Компенсация отбора жидкости закачкой, %  текущая  накопленная	105.8 104.9	95.1 113..5

ВНФ с начала разработки, т/т	3.6	3.6
Текущее Рпл., МПа	16.3	17.8
Добыча нефти в 2003 г., тыс.т	211.7	44.1
Обводненность в 2003 г., %	93.9	93.8
Добыча жидкости в 2003 г., тыс.т	3472.6	708.7
Средний дебит нефти, т/сут.	1.8	1.7
Средний дебит жидкости, т/сут.	30.3	26.6
Средняя приемистость в 2003 г., м3 /сут.	129	159
Текущий темп отбора от НИЗ, %	0.09	0.07
Текущий темп отбора ТИЗ, %	2.02	1.19

Динамика технологических показателей разработки приведена на рис. 1.

Анализ геолого-промыслового материала, динамики технологических показателей разработки позволяет сделать следующие выводы:

1. В начальной стадии разработки был накоплен опыт длительной эксплуатации залежей при применении преимущественно законтурного заводнения. Это позволило выявить достоинства и специфические недостатки для данного типа заводнения, основными из которых являются:

- более низкие дебиты добывающих скважин второго и третьего рядов (от контуров) и вследствие этого низкие темпы добычи нефти в целом по залежам;

- запроектированное отключение скважин первых рядов при невысокой обводненности и при отсутствии их отработки на форсированном режиме;

невозможность     обеспечения     фонтанирования     скважин внутренних рядов;

- консервация на длительный срок значительной центральной области месторождения.

2. Туймазинское месторождение в основной период разрабатывалось со средними темпами около 3-4% от НИЗ (6-8% от ОИЗ).

3. Пласты горизонтов В1 и 1)11 в основной период разрабаты­вались при постоянном наращивании объемов отбора жидкости с начала эксплуатации до высокой степени обводненности и выработанное™ запасов.   Максимум     отборов жидкости был достигнут в 1983 г.   (42.7млн.м ) при обводненности 95-96%. Это связано с массовым форсированным отбором из скважин с целью удержания высокого уровня добычи нефти. Ожидается, что ВНФ на конечной стадии разработки достигнет порядка 4.8 т/т. Наиболее резкий рост ВНФ начинается после отборов 80% НИЗ и при обводненности продукции более 90%. По горизонту ОН характер обводнения более благоприятный,

чем   по   DI,   хотя   в   принципе   динамика   обводнения   этих   пластов идентична.

4. С 1975 по 1983 гг. на месторождениях в широком масштабе применяли форсирование отбора жидкости (ФОЖ) из скважин. Применялся ФОЖ при различной обводненности скважин. Отбор жидкости был увеличен за этот период с 36.4 до 46.1 млн.т; средний дебит скважин по жидкости увеличился с 94 по 135 т/сут.

Увеличение отбора жидкости с технологической точки зрения эффективно в большинстве скважин, независимо от степени обводнения.

Абсолютный эффект форсирования - прирост добычи нефти, примерно пропорционален приросту добычи жидкости.

Несколько замедляются темпы падения добычи нефти.

Сколько-нибудь заметного увеличения нефтеотдачи за счет ФОЖ установить не удалось.

5. Оценивая эффективность плотности сетки скважин можно отметить, что для конкретных условий разработки пластов DI и DIIона близка к оптимальной и в основной период достигла 18-21 га/скв. Это подтверждается прежде всего высокой степенью выработки запасов нефти. Ни на одном другом крупном месторождении такой КИН пока не достигнут. Результаты бурения на поздней стадии почти 300 скважин показали, что практически во всех новых скважинах пласты основных девонских объектов в высокой степени выработаны. Нефтенасыщенность, близкая к первоначальной, осталась только в кровельных частях основных пачек DI и DII и в верхних пластах.