2015-08-13
2060
Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1 в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.
Залежи нефти пласта Д1 на Серафимовском месторождении были разбурены согласно проектов разработки в основном в 1956 - 58 г.г. В 1978 г. был составлен последний уточненный проект разработки и предполагалось бурение 34 скважин, из них 14 эксплуатационных, 5 оценочных, 15 резервных оценочных, при общем фонде 618 скважин.
Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году.
На Серафимовском нефтяном месторождении пробурено 289 скважин, из которых добывающий фонд составляет 246, а фонд нагнетательных скважин - 43 единицы.
|
|
|
Таблица 6
Характеристика фонда скважин
| Показатели | Количество скважин |
| Всего действующих | |
| Глубиннонасосных | |
| Всего бездействующих | |
| Прочие из-за отсутствия оборудования | |
| В ожидании КРС и в капитальном ремонте | |
| Нерентабельные | |
| Всего нефтяных скважин | |
| В консервации разведочные | |
| В консервации нерентабельные | |
| Контрольные и пьезометрические | |
| Дающие техническую воду | |
| В ожидании ликвидации и ликвидированные | |
| Всего нагнетательных | |
| Действующих | |
| Всего пробуренных скважин |
В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.
С 1971 года залежь горизонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.
Горизонты Д1 и ДII отработали по четыре года на естественном водонапорном режиме, затем была реализована законтурная система заводнения. Это позволило обеспечить значительный безводный период разработки.
В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.
|
|
|
Несмотря на объективные трудности, заключающиеся в большой разбросанности остаточных запасов по многочисленным месторождениям и по разрезу, низкую продуктивность, большую выработанность по девонским залежам и не большую величину в целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил
4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине Октябрьского УДНГ Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений Октябрьского УДНГ. По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2005 год по Серафимовскому месторождению 81 м3/сут составила всего при средней по Октябрьскому УДНГ» 92,6 м3/сут.
Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения.
Рисунок2-Динамика показателей разработки Серафимовского нефтяного месторождения с 1952 по 2005 гг.
