Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 10

После уточнения геологического строения пластов выполня-ется геолого –промысловый анализ разработки эксплуатационного объекта , для которого привлекаются данные по динамике работы скважин, исследований проб воды, отбираемой попутно с нефтью , объемов закачки в нагнетательные скважины и  отборов нефти по добывающим скважинам , результаты перфорационно-изоляцион-ных  работ и капитальных ремонтов  по скважинам , информация по промыслово-геофизическим исследованиям скважин за всю историю разработки месторождения . В результате анализа полу-чают количественые и качественные показатели степени охвата пластов процессом заводнения , а также  о местоположении и величине остаточных запасов нефти как в целом по объкту , так и по отдельным участкам и залежам . Все эти даннае заносятся в таблицу 4.1

При бурении новых  скважин закладываются минимальные значения эффективной нефтенасыщенной толщины , как правило , на участках с наибольшими толщинами и наилучших условиях . На стадии , когда  осуществляется зарезка боковых стволов , пласты с лучшими толщинами уже являются выработанными , и бурение осуществляется на пласты небольшой толщины . В связи  с этим обоснование минимальной толщины пласта , по которому осуществляется бурение боковых стволов , имеет особую актуальность .

Таблица 4.1

Геолого – промысловая характеристика скважин , выбранных

Номер| Пласт | Тип    | н/нас или в/нас    |  Начальные | Остаточные

cкв-н  |           | коллек| толщина пласта ,| запасы ,       | запасы

|           | тора    | ( м )                    |  тыс.тн.        | тыс. тн.

|           |            |---------------------|----------------|-------------|           |            | началь| остаточ  |балан |остато| балан|остато    

135С1        ДI     терри-   5,4         6,4             

1519С1      ДI     генный  6,8         7,2

1282С1      ДI     терри-   4,0         4,4        396855            168071

1305С1      ДI    генный    3,4         1,6                   241100            12316

2420С1      Д1    терри -   1,4         3,6

1427С1      ДI    генный    5,4         1,8

При обосновании следует исходить из технических возможно-стей  с использованием  существующего оборудования .  Так  для пашийского  горизонта при составлении проекта доразработки 1 блока Туймазинской площади бурением бокового ствола минималь ная толщина пласта принималась равной 3,0 метра. В этом случае если в скважине имеются невыработанные пласты небольшой толщины , их можно пройти одним боковым стволом . При этом следует учесть , что объединять можно только незаводненные пласты , изолированные сверху и снизу надежными перемычками .

В случае бурения боковых стволов на массивных залежах , подсти-лаемых подошвенной водой ,  необходимо  на основе гидродина-мического моделирования.

По заводняемым пластам остаточные нефтенасыщенные толщины определяются либо по данным электрометрии в новых скважинах , либо расчитывают по формуле , исходя из обводнен-ности продукции скважин .  В случае отсутствия информации  ос-таточные толщины определяются по аналогии  с окружающими соседними скважинами .

Эффективность бурения  боковых стволов в значительной сте-пени определяется величиной извлекаемых запасов по выбранному пласту или объекту . Чтобы оправдать затраты , вложенные во вне-дрение мероприятий по зарезке , остаточные извлекаемые запасы должны быть ниже рентабельных , с учетом стоимости бурения .       Этот параметр , как известно , постоянно изменяется во времени в зависимости от экономических условий , поэтому для обоснования зарезки боковых стволов необходимо прежде всего знать предель-ную величену рентабельных запасов на намечаемую дату их буре-ния .  После этого выбираются  скважины , в которых имеются изолированные  пласты или пачка пластов , отвечающих заданному критерию по толщине и величене извлекаемых запасов .