Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 4 из 22)
Наибольшие значения текущего КИН наблюдаются по блокам центральной части залежи: в среднем – 0,693.
Для центральных блоков Александровской площади (блоки XIV и XV) текущий КИН составляет в среднем 0,595. По периферийным блокам значение текущего КИН значительно ниже, составляя в среднем для всех блоков 0,319.
Разница текущего КИН для центральных и периферийных блоков обусловлена преобладающим направлением фильтрационных потоков от периферии залежи к ее центру, особенно в начальный период, в результате чего часть запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами, расположенными в центральной части залежи.
Аномально высокие значения текущего КИН для II, IV, VI, VII и IX, равные 0,725 – 0,783, обусловлены перетоками нефти из DII так как в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичного размыва глинораздела между пластами DI и DII.
Из сказанного явствует, что о реальной выработке запасов нефти, имея ввиду межпластовые и внутрипластовые перетоки, можно говорить с некоторой долей условности.
Текущий КИН по центру Туймазинской площади, равный 0,636, слишком высок из-за перетоков с DII. Более реальная величина текущего КИН в целом для центра Туймазинской площади суммарно для пластов DI и DII, которая равна 0,598, при среднем значении этого показателя в целом для пластов DI + DII равном 0,556.
Также реальна величина текущего КИН по центру Александровской площади (блоки XIV, XV и XVI), равная 0,546.
В целом по сумме пластов DI и DII текущий КИН равный 0,556 является довольно высокой величиной. Результаты бурения скважин на поздней стадии разработки девонских залежей свидетельствует о том, что остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной части продуктивных пластов.
Для оценки выработки запасов нефти по разрезу пласта в принципе могут быть использованы профили приемистости нагнетательных скважин и профили притока добывающих скважин. Однако из-за малочисленности и нерегулярности этих исследований они могут дать только качественную оценку характера выработки пласта для определенного периода разработки. Также для оценки выработки запасов используются данные геофизических исследований скважин.
В результате исследований добывающих скважин дистанционным дебитомером было установлено, что приток из самых верхних зон прикровельной части пластов, как правило, отсутствует. Неработающие интервалы имеют толщину от 0,2 до 3,6 м. Это также качественно подтверждает сосредоточение остаточной нефти в прикровельной части продуктивных пластов.
Если основные пачки пластов в новых скважинах характеризуются в основном как нефте- и водонасыщенные, и в значительной доле как полностью промытые, то по верхним пачкам значительная доля скважин вскрывается как нефтенасыщенная, что также указывает на сосредоточение остаточной нефти в верхних разрезах продуктивных пластов.
По результатам геофизических исследований скважин можно также утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластов вырабатывались. Об этом свидетельствует то обстоятельство, что во многих новых скважинах коллектор охарактеризован как водонефтенасыщенный, или нефтеводонасыщенный, или даже как промытый.
В таблице 7 представлены расчеты института БашНИПИнефти по определению степени выработки пластов горизонта DI.
Таблица 7. Выработка пластов горизонта DI
| Пласт | Балансовые запасы, тыс. м3 | Текущий КИН, % | Накопленная добыча, тыс. м3 | |
| Начальные | На 01.01.2000 | |||
| DIа | 43019 | 25236 | 41,3 | 30303 |
| DIб | 70219 | 33704 | 52,0 | 44030 |
| DIср | 418030 | 162106 | 61,2 | 239994 |
| DIниж | 14815 | 10397 | 29,8 | 2572 |
Бурениеновых уплотняющих скважин на слабо выработанные участки неэффективно, так как промышленно освоенные методы добычи нефти не обеспечивают рентабельный дебитскважин. Такая тупиковая ситуация к концу разработки крупных месторождений, как Туймазинское говорит о нерешенности проблемы доизвлечения остаточных трудно извлекаемых запасов нефти. Начиная с 1990‑х годов, на Туймазинском месторождении началось массовое отключение нерентабельных высокообводненных скважин, а также малодебитных скважин, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты.
На месторождениях с высокой эффективностью заводнения, таких как Туймазинское, категория остаточных запасов наиболее трудноизвлекаемая, так как нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту. Высокая водонасыщенность и огромные объемы заводненного пласта затрудняют вступление в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В этих условиях принципиально новые методы, как физико-химические, микробиологические, волновые сопровождаются сложнейшими физико-химическими и другими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов испытания, неопределенностью в процессе реализации.
В нефтедобывающей отрасли проектные решения разработки месторождений и исследования в области увеличения нефтеотдачи пластов направлены на извлечение экономически рентабельной части запасов нефти. В сложных горно-геологических условиях остаточные запасы освоенными методами разрабатываются неэффективно.
Поэтому в последнее время на Туймазинском месторождении начато бурение боковых стволов скважин, что позволяет путем уплотнения сетки скважин вовлечь в разработку застойные зоны и другие участки, неохваченные воздействием: в слабопроницаемых прикровельных частях пластов, в продуктивных пачках пластов с худшими фильтрационно-емкостными характеристиками, линзах, слабопроницаемых прослоях.
2.2 Текущее состояние разработки
В настоящее время ООО НГДУ «Туймазанефть» разрабатывает 12 месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. Уровень добычи за 2003 год по Туймазинскому месторождению и по НГДУ представлен в таблице 8.
Таблица 8. Показатели разработки месторождений НГДУ на 01.01.2004 года
| Показатель | Туймазинское месторождение | НГДУ |
| Добыча нефти, тыс. т | 543,9 | 914,1 |
| Остаточные извлекаемые запасы, % от суммарных остаточных извлекаемых запасов НГДУ | 67,5 | - |
| Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов, % | 2,01 | 2,28 |
| Коэффициент извлечения нефти | 0,48 | 0,449 |
| Действующий фонд скважин:– нефтяных– нагнетательных | 884155 | 1341242 |
| Обводненность, % | 90,11 | 86,08 |
Добыча нефти в 2003 году составила 914,1 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по всем месторождениям НГДУ составляют 758096 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы 377994 тыс. тонн.
По состоянию на 01.01.2004 года из месторождений добыто 337,966 млн. тонн или 89,4% от извлекаемых запасов нефти.
Остаточные извлекаемые запасы по НГДУ составляют на 01.01.2004 года 40,028 млн. тонн.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. тонн нефти или 92,3% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 290,178 млн. тонн.
Как видно продуктивные объекты Туймазинского месторождения характеризуются большой выработанностью запасов нефти.
Таблица 9. Суммарный отбор от запасов по объектам Туймазинского месторождения
| Объект | Суммарный отбор от балансовых запасов, % | Суммарный отбор от извлекаемых запасов, % |
| DІ | 58,2 | 95,7 |
| DІІ | 49,2 | 94,1 |
| Девонские отложения | 55,9 | 95,2 |
| С1bb | 29,7 | 81,15 |
| С1t | 7,5 | 49,7 |
| Прочие | 3,3 | 11,2 |
| Туймазинское месторождение | 52,3 | 92,3 |
Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1174890,9 тыс. тонн (1061086,5 тыс. м3), по НГДУ добыто воды 1199343,0 тыс. т. (1082041,5 тыс. м3).
По основным объектам Туймазинского месторождения водонефтяной фактор с начала разработки: DІ – 3,5 т/т; DІІ- 3,5 т/т; по девонским отложениям – 3,5 т/т; C1bb– 4,5 т/т С1t– 1,7 т/т.
Разработка продуктивных объектов Туймазинского месторождения ООО НГДУ «Туймазанефть» характеризуется снижением годовой добычи нефти (таблица 10) и попутной воды и темпов отбора остаточных запасов (таблица 11).