чаткових видобутих запасів. Тривалість проектного рівня 7 років;
фонд свердловин всього 8488, в т.ч. видобувних - 5224, нагнітальних 1766, резервних 1107;
видобувні запаси нафти, прийняті в технологічних розрахунках, складають 464,9 млн.т., кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі - 0,436;
застосування нестаціонарного заводнення;
обсяг капітальних вкладень за весь термін розробки - 3823,5 млн.руб., собівартість видобутку - 32,6 руб/т.
У 1987 році СібНІІНП була складена додаткова записка до технологічною схемою розробки, в якій передбачався введення в 1989 році в розробку південної ділянки Талінской площі, неохопленого проектуванням в попередніх документах.
На додатковому ділянці, рекомендованому до введення в розробку, ефективність пропонованих рішень підтвердилася наявними даними про спільну експлуатацію пластів ЮК10 і ЮК11в кордонах 1и 2 покладів.
ЦКР МНП СРСР затвердила доповнення до технологічною схемою розробки Талінского родовища з наступними основними технологічними положеннями:
виділення двох об'єктів розробки ЮК10 і ЮК11;
блоковая система розробки з 3х рядним розташуванням свердловин в блоці при відстанях між ними 600 м, відстань від нагнітального ряду до першого видобувного - 500 м;
оптимізацію сітки свердловин для залучення в розробку слабопреніруемих запасів нафти робити в міру розбурювання та уточнення особливостей геологічної будови продуктивних пластів;
систему розробки, запропоновану для південної ділянки, поширити на ділянках розширення контуру нафтоносності.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза затвердило «Технологічні показники по ділянці розширення Талінской площі» з наступними показниками:
проектні рівні видобутку нафти - 5,1 млн.т.
рідини - 12,5 млн.т.
закачування води - 16,5 млн.м.
ресурси газу - 10700000000 .. м.
загальний фонд свердловин - 1553.
в тому числі видобувних - 777.
нагнітальних - 259.
резервних - 517.
застосування механізованого способу експлуатації (ЕЦН, ШГН);
тиск на гирлі свердловин 1,8 МПа;
прийомистість нагнітальних свердловин 400 м/сут.
За період, що минув після складання технологічної схеми, у порядку проведення авторських наглядів в оперативному порядку, проведені наступні проектні рішення:
збільшено тиску нагнітання в пластах ЮК10 з 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
тимчасово відмовилися від разбуривания 1 і 2 покладів пласта ЮК11, зосередивши весь обсяг бурових робіт на об'єкті ЮК10;
передбачений диференційований підхід до перекладу під закачування проектних нагнітальних свердловин, що знаходяться в обробці на нафту. Залежно від дефіциту закачування і стану пластового тиску дозволений переклад свердловин під нагнітання без тривалої відпрацювання;
організація спільної розробки пластів ЮК10 і ЮК11 на поклади 1 і 2 на ділянці №3;
впровадження насосного способу видобутку (ЕЦН, ШГН).
Основні показники розробки Талліннського родовища представлені в таблицях № 3.2.2., 3.2.3.
3.2 Аналіз поточного стану розробки Талліннського родовища
Графік розробки представлений на рис. 3.2.1.
Розробка Талінского родовища спрямовується і регулюється проектними документами, що є відображенням сформованого у вітчизняній практиці принципу многостадийного проектування. Періодичне внесення в запроектовану систему розробки більш-менш істотних змін, внаслідок уточнення рівнів видобутку нафти в міру деталізації геологічної будови продуктивних горизонтів, знайшло своє відображення в останній Технологічної схеми розробки Талінской площі. Згідно неї (Тех.схема СібНІІНП, ЦКР, МНП - лютий 1992р.) Об'єктами розробки були виділені окремо пласти ЮК10 і ЮК11 Тюменської свити. Система впливу була обрана перехідна з блокової трехрядной на вогнищево-виборчу. Це пояснюється тим, що система розробки, прийнята в більш ранніх проектних документах, не дозволила досягти запланованого обсягу видобутку і, відповідно, прогнозованого поточного коефіцієнта нефтеізвлеченія. Основними геологічними чинниками, що визначають низьку величину КІН, з'явилися:
низька нефтевитесняющая здатність води (коефіцієнт витіснення на рівні 0,53), високий ступінь уривчастості продуктивних товщин, геологічна розчленованість дорівнює 8-9, наявність значної частки пропластков товщиною менше 2м (до 70% від загального числа пропластков). В результаті цього, за даними ГДС, встановлена ??низька ступінь залучення запасів вуглеводнів в розробку (45-65% перфорованої товщини пласта), різка фільтраційна неоднорідність продуктивних пропластков, значна частина запасів нафти (40%) зосереджені в низькопроникних колекторах з проникністю до 20 * 10-3 мкм2
Встановлена ??структура визначає різношвидкісну вироблення запасів нафти. Темпи вироблення запасів нафти різних груп колекторів відрізняються в десят...
