1.4 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
	DΙV	DΙΙΙ	DΙΙ	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 DΙΙ 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	DΙΙ	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.