По
состоянию на 1.01.1999 г. на месторождении пробурено 246 скважин, в т.ч.
202 - добывающих, 18- нагнетательных, 6 - в освоении после бурения, 3 - в
консервации из-за отсутствия обустройства, 15 - ликвидированы по геологическим
причинам, 4 - пьезометрические, 3 - дают техническую воду и одна скважина
гидрогеологическая.
Действующий фонд добывающих скважин
составляет 180. Все они эксплуатируются механизированным способом, причем 93,3%
из них оборудованы ШГН.
Ниже более подробно проанализируем
текущее состояние разработки участков № 2, 3, 5 и в целом месторождения.
Участок №2
разрабатывается на естественном упруго-водонапорном режиме.
С начала разработки на участке
добыто 358,8 тыс.т нефти, что составляет 20,4% от начальных извлекаемых запасов
(НИЗ), текущая нефтеотдача равна 4,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор
достиг 0,44. Текущее пластовое давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским
отложениям снизилось от первоначального на 3,0 МПа и составляет 8,0 МПа (70,5%
от первоначального), а по девонским - на 2,6 МПа и равно 14,9 МПа (85,1%).
Средние давления на забое
добывающих скважин изменяются от 3,8 (кизеловско-черепетский) до 7,1 МПа
(девонский). Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую
скважину составляют 3,8 и 6,1 т/сут.
соответственно.
Участок №3 введен в
разработку в 1988 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в
зоне разбуривания составила 6,7 га на скважину.
С начала разработки на участке
добыто 715,8 тыс.т нефти, что составляет 49,16% от НИЗ, текущая нефтеотдача
равна 3,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,11. Текущее
пластовое давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским отложениям снизилось
от первоначального на 4,5 МПа и составляет 6,7 МПа (72,7%), а по девонским - на
2,4 МПа и равно 15,1 МПа (86,3%).
С 1989 по 1993 г.г. на участке
бурение скважин не проводилось и добыча нефти стабильно удерживалась на уровне
30 тыс.т. Ввод в эксплуатацию 5 добывающих скважин в 1994 г. позволил увеличить
добычу нефти с участка почти в 2 раза и довести ее до 56,4 тыс.т, что
составляет 3,6% НИЗ и 4,1% ТИЗ. Обводненность добываемой продукции равна 52,4%.
Средние давления на забое
добывающих скважин колеблются от 3,7 (кизеловско-черепетский) до 13,9 МПа
(девонский).
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют 6,8 т/сут и 14,2т/сут
соответственно.
Участок №5 введен в
разработку в 1986 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в
зоне разбуривания составила 10,1 га на скважину.
С начала разработки на участке добыто
226,9 тыс.т нефти, что составляет 25,4% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 4,8%.
При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,45. Текущее пластовое давление
в зоне отбора по верей-башкирским отложениям снизилось от первоначального на
4,3 МПа и составляет 4,2 МПа (48,4%), а по кизеловско-черепетским - на 4,8 МПа
и равно 6,1 МПа (80,9%).
Обводненность добываемой продукции достигла
28,3%. Средние давления на забое добывающих скважин изменяются от 1,2
(верей-башкирский) до 3,3 МПа (кизеловско-черепетский).
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 3,3 и 4,6
т/сут.
Участок №8 введен в
разработку в 1998 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность сетки в
зоне разбуривания составила 15,1 га на скважину.
С начала разработки на участке
добыто 54,8 тыс.т нефти, что составляет 7,8% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна
1,5%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,55. Текущее пластовое
давление в зоне отбора по кизеловским отложениям снизилось от первоначального
на 4,4 МПа и составляет 6,1 МПа (58,1%).
Обводненность добываемой продукции достигла
23,9%. Средние давления на забое добывающих скважин составляют 4,5 МПа
(кизеловско-черепетский).
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 2,9 и 3,7
т/сут.
Участок №9 введен в
активную разработку в 1998 г. По состоянию на 1.01.1999 г. средняя плотность
сетки в зоне разбуривания составила 12,4 га на скважину.
С начала разработки на участке
добыто 83,1 тыс.т нефти, что составляет 5,6% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна
1,1%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,12. Текущее пластовое
давление в зоне отбора по кизеловским отложениям снизилось от первоначального
на 1,9 МПа и составляет 8,6 МПа (58,1%).
Обводненность добываемой продукции достигла
12,1%. Средние давления на забое добывающих скважин составляют 4,5 МПа
(кизеловско-черепетский).
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 10,2 и 11,6
т/сут.
Участок №10
разрабатывается на естественном упруго-водонапорном режиме. По состоянию на
1.01.1999 г., с начала разработки на участке добыто 43,4 тыс.т нефти, что
составляет 3,3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущая нефтеотдача равна
0,8%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,6. Текущее пластовое
давление в зоне отбора по кизеловско-черепетским отложениям снизилось от первоначального
на 4,8 МПа и составляет 5,7 МПа (54,3% от первоначального), а по девонским - на
0,6 МПа и равно 16,9 МПа (95,0%).
Средние давления на забое
добывающих скважин изменяются от 2,5 (кизеловско-черепетский) до 8,6 МПа
(девонский). Средние дебиты по нефти и жидкости на одну действующую добывающую
скважину составляют 2,1 и 2,6 т/сут
соответственно.
Участок №11 разрабатывается тремя разведочными скважинами
по тульскому реперу.
С начала разработки на участке
добыто 90,9 тыс.т нефти, что составляет 275,7% от НИЗ, текущая нефтеотдача
равна 44,0%. При этом суммарный водонефтяной фактор достиг 0,08. Текущее
пластовое давление в зоне отбора по тульскому реперу снизилось от
первоначального на 5,8 МПа и составляет 4,7 МПа (71,4%)
Обводненность добываемой продукции достигла
10,4%. Средние давления на забое добывающих скважин составляют 4,0 МПа.
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 13,8 и 15,4
т/сут.
С начала разработки месторождения добыто 1833,7 тыс.т нефти, что
составляет 18,45% от НИЗ, текущая нефтеотдача равна 4%. При этом суммарный водонефтяной
фактор достиг 0,49.
Обводненность добываемой продукции равна
36,4%.
Средние дебиты по нефти и жидкости
на одну действующую добывающую скважину составляют соответственно 5,7 и 8,9
т/сут.
Максимальный
прирост дебитов получен в 1998 году за счет ввода новых скважин по 1 участку
(бобриковский горизонт) и по 9 участку ( турнейский ярус) в том числе по 4 горизонтальным скважинам 9 участка. Средний
дебит новых скважин по нефти в 1998 г. составил 12 т/сут ( В 1997 году 4,6
т/сут).
Проведенный выше анализ показывает,
что месторождение находится в стадии разбуривания. Несмотря на это, отсутствие
системы поддержания пластовой энергии по
отдельным объектам эксплуатации привело к значительному снижению давления.
Исследованиями установлено, что уменьшение пластового давления может привести к
необратимым деформациям продуктивных пластов со снижением начальной проницаемости
коллекторов. Особенно это явление характерно для карбонатных трещинно-кавернозных
пластов. Поэтому с целью избежания возможных отрицательных последствий процесса
разработки эксплуатационных объектов на естественном режиме, необходимо организовать закачку рабочего агента в продуктивные отложения и в первую очередь,
турнейского яруса.
