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
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
С1^bb	29,7	81,15
С1^t	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; C₁^bb – 4,5 т/т С₁^t – 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).

 

Таблица 10. Снижение годовой добычи нефти по НГДУ «Туймазанефть»

Объект разработки	2002 год	2003 год
Добыча нефти тыс. т	% падения к предыдущему году	Добыча нефти тыс. т	% падения к предыдущему году
Туймазинское – девон – карбон – прочие	565,0 307,8 252,4 4,8	+0,1 +3,7 +3,6 +54,2	543,9 281,2 256,9 5,8	-3,7 -8,64 +1,78 +20,8
НГДУ	918,8	+1,4	914,1	-0,5

 

Таблица 11. Темпы отбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения, %

Объект	Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов
2002 год	2003 год
DІ	2,09	2,07
DІІ	1,43	1,2
Девонские отложения	2,06	1,45
С1^bb	2,23	2,28
С1^t	2,53	2,71
Прочие	0,28	12,6
Туймазинское месторождение	2,05	2,01

 

Отборы жидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2002 годом уменьшились на 663,371 тыс. тонн, по карбону Александровской площади уменьшились на 63,968 тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади увеличились на 27,956 тыс. тонн, по прочим горизонтам увеличились на 2,630 тыс. тонн и по девонским пластам уменьшились на 569,730 тыс. тонн.

В целом по НГДУ «Туймазанефть» отбор жидкости уменьшился на 632,176 тыс. тонн.

С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210 тыс. м³, в том числе по Туймазинскому месторождению – 5398,446 тыс. м³. Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годом на 378,210 тыс. м³.

Обеспечение отбора жидкости закачкой по девонским пластам составило 100,3%, по карбону Александровской площади – 136,1%, по карбону Туймазинской площади – 116,3%, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6%. Уменьшение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбону Александровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площади уменьшилось на 0,21 МПа.

Продуктивные объекты разработки Туймазинского месторождения в настоящее время находятся на заключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасов нефти, высокой обводненностью (90,1%), снижением годовой добычи нефти и воды, выводом скважин из эксплуатации.

На объектах за историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации и решения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. В этих условиях традиционные способы поддержания уровня добычи нефти или его наращивания за счет совершенствования системы разработки себя исчерпали. Однако на месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти. Вопросы извлечения этой нефти требуют своей проработки и решения. Одним из методов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинском месторождении является метод зарезки и бурения боковых стволов скважин.

Разработка Туймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с ежегодным отключением и выводом добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации. Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов нефти в зоне дренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефти становится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новых скважин из эксплуатационного бурения незначителен.

На Туймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтверждении наличия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут быть использованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковых стволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройство скважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.