Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Начальные и текущие запасы
|
|
В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678, 7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352, 8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.
Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т
| Запасы | Объект | ||||||
| DΙ V | DΙ Ι Ι | DΙ Ι | DΙ | D3fm | C1t | C1bb | |
| Балансовые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне | 2, 5 - 2, 5 | 2, 1 - 2, 1 | 119, 7 57, 6 62, 1 | 397, 2 288, 6 108, 6 | 6, 8 6, 8 - | 46, 6 25, 1 21, 5 | 103, 9 82, 5 21, 4 |
| Извлекаемые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне | 0, 8 - 0, 8 | 0, 7 - 0, 7 | 63, 4 37, 1 26, 3 | 239, 8 192, 9 46, 9 | 2, 0 2, 0 - | 6, 0 3, 0 3, 0 | 34, 3 28, 1 6, 2 |
| Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед. | 0, 422 | 0, 401 | 0, 523 | 0, 608 | 0, 315 | 0, 151 | 0, 363 |
Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68, 3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙ Ι сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324, 569 млн. т нефти или 92, 3% от извлекаемых запасов.
Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38, 04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1, 4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.
Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:
– в застойных зонах однородных пластов – 19%;
– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в виде пленочной нефти – 30%;
– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.
В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.
Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).
Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т
| Запасы нефти | Объект | |||||
| DΙ | DΙ Ι | Девон | C1t | C1bb | D3fm | |
| Балансовые | 166, 03 | 60, 81 | 229, 98 | 43, 11 | 73, 04 | 6, 58 |
| Извлекаемые | 10, 32 | 3, 72 | 14, 62 | 1, 13 | 6, 47 | 1, 78 |
| Коэф. извлечения нефти, % | 57, 70 | 49, 20 | 55, 90 | 7, 51 | 29, 7 | 3, 29 |
Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.
Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.
|
|