Cтраница 1
Разработка девонских залежей была начата в 1945 г. по проекту, в котором было уже предусмотрено законтурное заводнение. [1]
Разработка девонских залежей Башкирии показала, что одним из основных критериев при выборе плотности сетки скважин в водо-нефтяных зонах являются начальные запасы нефти, приходящиеся в среднем на одну скважину. Достигнутая в настоящее время плотность сетки скважин в пределах водо-нефтяных зон большинства девонских залежей явно недостаточна для сколько-нибудь полного охвата их ( водо-нефтяных зон) разработкой. В связи с этим возникает необходимость бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Однако из-за того, что уплотняющие скважины будут работать с низкими дебитами и с начала эксплуатации давать обводненную продукцию, а накопленная добыча по ним не превысит нескольких десятков тысяч тонн нефти, сплошное разбуривание водо-нефтяных зон на данном этапе не может считаться экономически оправданным. Более полная выработка водо-нефтяных зон, вероятно, в принципе возможна и через существующую сетку скважин при применении более высокопроизводительного насосного оборудования для интенсификации отборов жидкости ( нефти) из скважин. [2]
Текущее состояние разработки девонских залежей характеризуется достижением максимально возможных при существующем оборудовании давлений и объемов закачки воды; наличием в большинстве эксплуатационных скважин такого глубинного оборудования, которое позволяет достичь отбора в данной точке пласта, близкого к потенциалу; незначительным объемом изоляционных работ из-за низкой эффективности применяемых методов изоляции. В этих условиях наиболее эффективным способом регулирования является изменение режимов работы отдельных эксплуатационных и нагнетательных скважин. В последние годы изменение режима работы как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин, направленное на изменение фильтрационных потоков в пласте, проводится в крайне ограниченном объеме. Подавляющее большинство скважин работает на максимальном режиме и увеличение их производительности ограничивается техническими возможностями. [3]
Осуществляемые системы разработки девонских залежей не обеспечивают проектной нефтеотдачи залежей в целом. Так, уточненные значения коэффициента нефтеотдачи составляют 0 49 - 0 55 против 0 6 и более, рассчитанных в первых проектах. В большинстве центральных ( сводовых) участков залежей, по-видимому, будет достигнута проектная нефтеотдача без изменения существующей системы разработки и режимов эксплуатации скважин. Нефтеотдача водо-нефтяных зон залежей ожидается в 2 - 4 раза ниже проектной. [4]
Данные о разработке девонских залежей Башкирии свидетельствуют о том, что фактический срок работы эксплуатационных скважин в 2 - 3 раза меньше расчетного, заложенного в проекты разработки. [5]
На поздней стадии разработки девонских залежей при высокой обводненности продукции применение форсированного отбора жидкости требует более продуманного подхода. [6]
При сохранении существующей системы разработки девонских залежей Башкортостана обводненность продукции растет высокими темпами. [7]
Нефтяникам нашей страны хорошо известна история разработки девонских залежей на Туймазинском месторождении, где впервые в отечественной практике было применено в промышленном масштабе искусственное поддержание пластового давления путем законтурной закачки воды. Внедрение этой новой технологии позволило резко сократить потребное для разработки месторождения число нефтяных скважин, увеличить темпы добычи нефти и обеспечить получение большей конечной нефтеотдачи пластов по сравнению с естественным режимом их работы. На этом же месторождении проходили промышленное испытание различные модификации заводнения пластов - приконтурное, внутриконтурное, блоковое, очаговое, а также метод форсированного отбора жидкости. [8]
Первоначально эта методика была апробирована при анализе разработки девонских залежей нефти. Исследования, проведенные по залежам нефти терригенного девона западной Башкирии, показали, что существует довольно четкий критерий удельных запасов, приходящихся на скважину ( 350 тыс. т), превышение которого приводит к снижению коэффициентов использования запасов и повышению обводненности продукции скважин. Аналогичная тенденция наблюдается и по скважинам Манчаровской площади, характеризующейся значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой нефти. [9]
Действующие технологические схемы представляют жесткие водонапорные системы, позволяющие вести разработку девонских залежей высокими темпами. На ряде участков Туймазинского и Шкаповского месторождений средневзвешенные пластовые давления превышают начальное пластовое давление. Поэтому рост пластовых давлений по залежам продолжается. [10]
Эффективность системы внутриконтурногозаводнения при разрезании залежи на блоки особенно четко проявилась при разработке девонских залежей Мухановского месторождения, введенных в разработку в 1955 г. В 1958 г. начато законтурное заводнение девонских пластов Дп и Дш - В 1960 г. объем закачки воды в законтурную область достиг текущего отбора жидкости в пластовых условиях, а затем превысил ее. [11]
Коэффициенты текущей нефтеотдачи характеризуют минимальный предел возможной конечной нефтеотдачи. Разработка девонских залежей продолжается, и по каждой из них будет еще добыто то или иное количество нефти. [12]
При изучении во проса влияния плотности сетки скважин на выработку и обводнение, предложено использовать в качестве критерия уделыйш запас, приходящийся на скважину. Первоначально эта методика была апробирована при анализе разработки девонских залежей нефти. Исследования, приведенные по залежам нефти терригенного девона западной Башкирии, показали, что существует довольно четкий критерий удельных запасов, приходящихся на скважину ( 350 тыс. т), превышение которого приводит к снижению коэффициентов использования запасов и повышению обводненности продукции скважин. Аналогичная тенденция наблюдается и по скважинам Манчаровской площади, характеризующейся значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой нефти. [13]
Вопрос о так называемых рациональных темпах отборов нефти в ранние периоды разработки не может быть решен вообще, а лишь применительно к конкретным условиям, которые определяют проектные технико-экономические показатели и добывные возможности реализуемой системы разработки и техники добычи нефти. Пока лишь можно с известной достоверностью полагать ( исходя из опыта разработки девонских залежей Башкирии), что высокие темпы отбора на ранней стадии оказали и оказывают отрицательное влияние на условия извлечения нефти на более поздних стадиях эксплуатации этих залежей. [14]
Второй этап ( 1944 - 58 гг.) характеризуется быстрым ростом уровня добычи - до 23 млн. т - при относительно небольшом фонде скважин. Такая динамика добычи нефти связана с открытием и интенсивным вовлечением в разработку девонских залежей на Туймазинском, Серафимовском и Шкаповском месторождениях. [15]