Cтраница 1
Разработка девонских пластов Туймазинского, Шкаповского, Се-рафимовского месторождений, а затем и пластов терригенной толщи нижнего карбона ( ТТНК) Арланского месторождения с менее благоприятной вязкостной характеристикой нефтей, показала, что в пологих структурах вытеснение нефтей из ВНЗ к скважинам, расположенным в НЗ, практически не происходит. Поэтому наш опыт позволил сформулировать один из принципов, которого твердо придерживаются башкирские нефтяники: каждый участок пласта ( залежи нефти) вырабатывается в основном с помощью тех скважин, которые на нем расположены. [1]
Разработка девонских пластов Туймазинского месторождения нефти, к которым приурочены крупные залежи нефти, начиналась и протекала в условиях ярко выраженного упруго-водонапорного режима. [2]
Особенностью разработки девонских пластов месторождения ( при плотности сетки 550Х 550 м) является практическая невозможность освоения заводнения, хотя по каротажной характеристике эти пласты мало отличаются от типичных песчаников девонских отложений Башкирии. [3]
Например, разработка девонских пластов Туймазин-ского месторождения, нефть которых характеризуется минимальной вязкостью среди других крупных месторождений ( кроме пласта Дду Шкаповского месторождения), была осуществлена путем размещения скважин в зоне разбуривания с удельной площадью на скважину, равной 20 га. [4]
Анализ условий разработки девонских пластов показал, что при их одновременной эксплуатации во многих скважинах достаточно ограничиться обеспечением контроля дебита без регулирования дебита отдельных пластов. В таких скважинах вместо регулятора дебита можно использовать более простые устройства, позволяющие отключать один из пластов для раздельного исследования работы другого пласта. [5]
В первоначальных проектах разработки девонских пластов Туймазинского, Шкаповского и Серафимовского месторождений принята плотность сетки 20 га / скв. Д-IV Шкаповского месторождения, где была запроектирована плотность сетки 30 га / скв. Фактическая плотность сетки скважин на большинстве залежей нефти не соответствует проектным документам из-за слабой разбуренности водонефтя-ных зон. В пределах первоначальных границ внутреннего контура нефтеносности плотность сетки меняется от 16 га / скв. [6]
В первоначальных проектах разработки девонских пластов Серафимовского и Шка-повского месторождений принята плотность сетки 20 га / скв, кроме пласта Д-IV Шка-повского месторождения, где сетка утверждена в 30 га / скв. Фактические плотности сетки скважин на большинстве залежей нефти не соответствуют проектным документам в основном из-за слабой разбуренности водонефтяных зон. На этих зонах удельные площади на одну скважину составляют 48 - 96 га / скв. В пределах первоначальных границ внутреннего контура нефтеносности плотности сеток меняются от 16 га / скв. [7]
Проведенный анализ показывает, что основные показатели разработки девонских пластов и караган-чокракских залежей Чечено-Ингушетии совпадают при совпадении характеристик геологической неоднородности, несмотря на значительные различия в размерах и форме залежей, системы разработки в целом и плотности сетки в частности. Проведенная оценка показывает, что за период разработки залежи при обводненности продукции от 98 до 99 5 % нефтеотдача может возрасти на 2 5 %, а ВМФ почти удвоится. Причем время, требуемое для достижения таких значений нефтеотдачи и ВНФ, при существующих темпах отбора составит не менее 20 лет. [8]
Впервые законтурная система заводнения была запроектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при разработке девонских пластов Дг и Дп. [9]
На месторождении выделено два эксплуатационных объекта Д-1 Дкн и C-II C-VI. Разработка девонских пластов предусмотрена равномерной треугольной сеткой 400X400 м с площадным заводнением. [10]
Итак, к моменту составления проекта разработки месторождения имеется технико-экономическая информация о предшествующем периоде, а также типовая ТЭМ. Примером может служить идентификация ТЭМ, приведенная выше для условий разработки девонских пластов Северо-Сергеевской и Центрально-Сергеевской площадей одноименного месторождения Башкирии. [11]
Отбор нефти из пластов остается тот же. Зато государство получает колоссальный выигрыш во времени, в экономии капиталовложений. Применив разреженную сетку, куйбы-шевцы сэкономили сотни миллионов рублей, огромное количество металла ( труб), цемента, леса и других материалов, а также высвободят немало специального бурового оборудования. Расход металла на скважину составляет 160 тонн и цемента - более ста тонн. Стоимость такой скважины равна 2 2 млн. рублей. По новой сетке на разработке девонского пласта решено увеличить расстояние между эксплуатационными скважинами на 100 метров, а между рядами скважин - на 300 метров и уменьшить общее количество скважин на 19, не снижая при этом добычу нефти из пласта. Таким образом, одна скважина теперь будет эксплуатировать не 20, а 40 гектаров нефтеносной площади. Только на бурении в данном случае экономится более сорока миллионов рублей, шесть тысяч тонн труб и около четырех тысяч тонн высококачественного цемента. [12]