Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1949
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 189.89 км²
Серафимовское нефтяное месторождение
Открыто и введено в разработку в 1949 г. Расположено на западе Башкортостана в 20 км восточнее Туймазинского. Геологические работы проводились на территории месторождения в 1936-48 гг. По результатам этих работ закартирован ряд пологих антиклинальных поднятий, в том числе - Серафимовское. В эти же годы проводились и геофизические работы, которые подтвердили наличие крупного брахиантиклинального поднятия.
В 1948 г. на структуре была заложена глубокая поисковая скважина № 2, из которой в 1949 г. из песчаников ДІ был получен фонтан нефти дебитом в 230 т/сутки. В 1950 г. на соседней Константиновской структуре из скв. 5 получен приток нефти из пластов ДII дебитом по 250 т/сутки. В 1951-52 гг. установлена промышленная нефтеносность горизонтов ДIII и ДIV, а также бобриковского горизонта ТТНК. Несколько позже была установлена промышленная нефтеносность турнейских, заволжских и других отложений. В настоящее время месторождение по основным объектам находится на заключительной стадии разработки.
Геологический разрез месторождения аналогичен разрезу месторождений западного Башкортостана и детально описан в ряде работ и поэтому здесь не излагается. В тектоническом отношении Серафимовская брахиантиклинальная структура вместе с Балтаевской структурой составляет так называемый Серафимовско-Балтаевский вал. Структура имеет крупные размеры (рис. 1). По кристаллическому фундаменту этот вал приурочен к узкому грабену. Серафимовская и Константиновская структуры разделены между собой узким прогибом пашийского возраста. В последнее время выдвигается предположение о грабенной природе этого прогиба, как части Троицко-Чекмагушевского грабенообразного прогиба, выполненного в пашийское время. Амплитуда прогиба составляет, по имеющимся данным, 16 м при ширине 1-2 км. Подтверждением этого предположения являются данные по одной из скважин Троицкого месторождения, в разрезе которой выпадает интервал среднего известняка. В пределах прогиба фиксируется также и увеличение мощности отложений пашийского горизонта (до 42 м при мощности на прилегающих участках 15 м). Постепенно вверх по разрезу этот прогиб нивелируется и уже в нижнем карбоне он не фиксируется.
Рис.1. Структурная карта по реперу «верхний известняк»
Серафимовское месторождение контролируется узкой антиклиналью, вытянутой в широтном направлении, и состоит из двух структур - Серафимовской (вместе с Леонидовской) и Константиновской антиклиналей. По длинной оси Серафимовское поднятие в пределах замкнутой изогипсы по реперу "верхний известняк" имеет протяженность 30 км. Западное окончание антиклинали менее контрастное и расширяется до 12 км. Восточная переклиналь более резко выражена и сужается до 1-2 км. В пределах самой структуры и вокруг нее выделяются второстепенные купола, осложняющие основную антиклиналь. В целом южное крыло Серафимовской антиклинали более крутое, чем северное, хотя углы падения пород не превышают единиц градусов (2°) (рис. 2). Константиновская антиклиналь отличается от Серафимовской большей контрастностью. Крылья ее намного круче, структура уже (рис.3). Северное крыло более крутое и погружается на 70 м на расстоянии 1 км. Южное крыло в центральной части также крутое, но постепенно структура выполаживается.
Рис.2. Геологический профиль по ДIв крест простирания структуры
Песчано-алевролитовые породы ТТНК являются самыми верхними продуктивными в разрезе Серафмовского месторождения. По возрасту они почти в полном объеме соответствуют бобриковскому горизонту визейского яруса.
Толща представлена в основном тремя типами пород: аргиллитами, алевролитами и песчаниками. В продуктивной части толщи выделяются два пласта песчаников С-VI-1 и C-VI-2. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, часто глинистые. Зерна кварца полуокатанные, угловатые. Мелкозернистая фракция (0,1-0,25 мм) составляет почти половину. Цемент в основном глинистый, либо известковистый.
Коллекторы верхнего пласта VI-1 имеют ограниченное развитие, небольшую мощность (до 1,8 м). Песчаники нижнего пласта распространены на большей площади, чем верхнего, и более мощные (2,0-3,0 м). Средняя пористость коллекторов по пласту VI-1 составляет 19,9, по пласту V1-2 - 21,1%. Средняя проницаемость по керну - 0,442 мкм2, по промысловым исследованиям - 0,216. Нефтенасыщенность составляет 84%. В пласте C-VI-1 выявлено 10 залежей нефти в основном структурно-литологического и литологического типа. ВНК залежей изменяется в пределах от -1034 до -1085 м. Залежи мелкие.
В пласте С-VI-2 выявлено 15 мелких залежей в основном структурно-литологического типа.
Кизеловский горизонт в кровле турнейского яруса представлен известняками темно-серыми плотными, глинистыми, окременелыми, мощностью 2-4 м. Ниже этой пачки залегают известняки светло-серые и серые,органогенные, органогенно-обломочные, пористые. Мощность продуктивной части достигает 10-12 м. Средняя пористость составляет 11%, проницаемость - 0,05 мкм2, нефтенасыщенность - 81%. В кизеловском горизонте установлено 12 мелких залежей структурного типа. ВНК залежей различные - от -1053 до -1120 м.
Фаменский ярус подразделяется на 3 подъяруса: верхнефаменский, среднефаменский и нижнефаменский. Заволжский горизонт верхнефаменского подъяруса представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, пелитоморфными, глинистыми. Мощность коллекторов достигает 3-4 м. Пористость - 9, нефтенасыщенность - 77%. Общая мощность среднего подъяруса 50-60, нижнего - 100-120 м. Продуктивная часть среднефаменского подъяруса расположена на 8-14 м ниже кровли подъяруса. Пачка сложена известняками светло- и темно-серыми с прослоями глин. Развита трещиноватость и кавернозность. Мощность всей продуктивной пачки колеблется в пределах 15-30 м, с суммарной эффективной мощностью прослоев-коллекторов 1-8 м. Пористость 4%, проницаемость менее 0,001 мкм2, нефтенасыщенность - 80%. В среднефаменском подъярусе выявлено 9 мелких залежей. Начальные дебиты скважин 2-8 т/сутки. Нижнефаменские отложения представлены доломитами серыми и темно-серыми, плотными, мелкокристаллическими. Продуктивная пачка залегает в кровле подъяруса. Мощность пористого прослоя 2-5 м. Пористость его составляет 10, нефтенасыщенность - 80%.
В этих отложениях выявлены три небольшие залежи.
Залежи пашийского горизонта являются основными на месторождении. В пашийском горизонте продуктивными являются песчаники горизонта ДІ. Выделено три пачки пластов-песчаников: верхняя, средняя и нижняя, разделенных глинисто-алевролитовыми прослоями или пластами. Основным, наиболее распространенным по площади и наибольшим по мощности, является пласт ДІ-средний. Песчаники верхней пачки залегают непосредственно под верхним известняком и развиты локально. Песчаники нижней пачки развиты лишь в прогибе между Серафимовской и Константиновской площадями и нефть не содержат. Песчаники верхней пачки иногда представлены двумя пластами, хотя в большинстве разрезов присутствует лишь один из них. Песчаники средней пачки относительно хорошо выдержаны по площади месторождения. Общая мощность пласта достигает 19,6 м. В отдельных скважинах песчаники средней пачки и нижнего пласта верхней пачки сливаются между собой.
Оба пласта горизонта ДІ представлены песчаниками кварцевыми мелкозернистыми. Зерна кварца окатанные и полуокатанные с размерами до 0,3 мм. Цемент чаще контактовый, иногда глинистый и карбонатный. Пористость составляет в среднем 19%. Проницаемость по ДІ-верхнему составляет 0,223 и ДІ-среднему - 0,344 мкм2. Нефтенасыщенность песчаников ДІ-в по отдельным залежам составляет 66-87% и по ДІ-с - 82-90%.
В пластах верхней пачки установлены 24 небольшие залежи структурно-литологического типа. ВНК залежей определены в интервале от -1520 до -1533 м.
В основной средней пачке ДІ выделяются 9 крупных залежей сводового типа. ВНК залежей от -1526 до -1533 м. Начальные дебиты скважин достигали 280 т/сутки.
Песчаники муллинского горизонта (ДII) распространены практически на всей площади месторождения (коэффициенты распространения составляют на Серафимовской площади 0,96, на Константиновской - 0,98). ДII представлен песчаниками кварцевыми мелкозернистыми, светло-серыми, серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов. Преобладает фракция 0,25-0,1 мм (до 65%) и крупноалевролитовая 0,1-0,05 мм (до 25%). Содержание пелитовой фракции 3,4%. Зерна кварца окатанные и полуокатанные. Цемент контактовый, местами глинистый или карбонатный. Пористость 19,4%. Проницаемость 0,194 мкм2. Нефтенасыщенность по залежам составляет от 80 до 90%.
В горизонте ДII выявлена одна крупная залежь на Константиновской и 20 мелких залежей на Серафимовской площадях. ВНК залежей колеблется от -1528 до -1555 м. Начальные дебиты скважин достигали 350 т/сутки.
Пласты ДIII приурочены к верхней части староосколького надгоризонта, залегающего ниже "среднего известняка". Песчаники кварцевые, плохо отсортированные, мелкозернистые, зачастую глинистые. Мощность песчаников от 1 до 3 м. На большей части площади песчаники замещены алевролитами и аргиллитами. Коллекторские свойства песчаников: пористость - 16,8%, проницаемость - 0,126 мкм2, нефтенасыщенность - 70-81%. Залежи этого горизонта структурно-литологические, мелкие по своим размерам. Установлена промышленная нефтеносность на 9 участках с ВНК от -1561 до -1587 м. Начальные дебиты скважин низкие, в пределах первого десятка т/сутки.
Пласты песчаников горизонта ДIV распространены на месторождении достаточно широко, лишь в единичных скважинах они полностью замещаются алевролитами или аргиллитами. Мощность песчаников достигает 8 м и более. Песчаники кварцевые от мелкозернистых до гравийных. Основными фракциями являются средне- (0,25-0,5 мм) и мелкозернистые (0,15-0,1 мм), в сумме составляющие около 67% всего состава. Содержание глинистой части не превышает 4%. Зерна различной окатанности. Цемент контактовый, глинистый и карбонатный.
Пористость коллекторов в среднем составляет 16,2%. Проницаемость - 0,238 мкм2 по керну и 0,502 мкм2 по промысловым исследованиям. Нефтенасыщенность 77-93% (по залежам). В песчаниках ДIV установлено 10 залежей структурного типа. Размеры их небольшие. ВНК в пределах от -1567 до -1576 м. Начальные дебиты скважин до 190 т/сутки.
Состав и свойства пластовых нефтей приведены в табл. 1. В пределах одного продуктивного горизонта свойства нефтей изменяются несущественно. Нефти основных горизонтов ДІ и ДII различаются между собой незначительно. Нефти нижнего карбона более тяжелые и вязкие. Имеют меньшую газонасыщенность и низкое давление насыщения. Нефти турнейского яруса и бобриковского горизонта практически идентичны. По компонентному составу нефти девонских объектов метанового типа. Нефти парафинистые и сернистые.
Таблица 1. Физические свойства пластовых нефтей
Характеристика поверхностных нефтей представлена в табл. 2.
Характеристика пластовых вод приводится в табл. 3.
В табл. 4 приведены начальные запасы нефти объектов разработки.
Основные начальные запасы нефти приурочены к терригенной толще девона (96,8%). В свою очередь, 70% запасов было сконцентрировано в ДІ. Запасы горизонтов ДIII и ДIV практически выработаны.
В 1951 г. составлен проектный документ, по которому осуществлялась разработка горизонта ДІ Серафимовского месторождения (только Серафимовской площади). Рекомендовался вариант размещения скважин с расстояниями между ними в центральном ряду 250, в остальных рядах - 500 м, при расстояниях между рядами в 600 м. Проектное число добывающих скважин равнялось 81.
Для поддержания пластового давления предлагалось законтурное заводнение.
Эксплуатационное бурение на залежах горизонта ДІ на Серафимовской площади проектировалось начать с одновременным освоением и вводом нагнетательных скважин. Бурение добывающих скважин предусматривалось только в чисто нефтяной зоне.
С учетом новых данных, полученных при бурении скважин, в 1953 г. был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения (площади). По новому проекту предлагалось сплошное разбуривание залежи. Предложено сократить расстояние между рядами до 500 и между скважинами в ряду до 400 м. Таким образом, на северном крыле залежи, которое к 1953 г. уже было полностью разбурено, скважины размещены по сетке 500х600 м, а на южном крыле принята система размещения скважин по сетке 400х500 м.
Проектный документ по разработке Константиновского месторождения (площади) составлен в 1953 г. Было рекомендовано разработку горизонта ДII Константиновской площади осуществлять тремя рядами добывающих скважин. Внешние ряды располагались параллельно внутреннему контуру нефтеносности на расстоянии 400-250 м от него. Расстояние между рядами было принято 400, а между скважинами в ряду - 450-500 м.
В 1954 г. составлен проект разработки Леонидовской площади (западная часть месторождения), в котором рекомендовалось залежь ДІ разбурить по сетке 400х500 м (расстояние между рядами 500, а между скважинами в рядах 400 м). На горизонт ДI предусмотрено бурение 60 добывающих скважин. Было предложено осуществлять законтурное заводнениечерез 14 нагнетательных скважин.
По принятой системе размещения скважин предусматривалось пробурить 22 добывающие скважины. Система заводнения принята законтурная. Шесть проектных нагнетательных скважин планировалось разместить на расстоянии 500-600 м за внешним контуром нефтеносности.
Разбуривание Серафимовского месторождения позволило уточнить строение горизонта ДI. Было установлено, что залежи в ДІ Серафимовского и Леонидовского месторождений (площади) являются единой залежью с общим контуром нефтеносности.
K моменту составления очередного проектного документа (1966 г.) пробурено на ДІ 238 добывающих и 46 нагнетательных скважин, что превышало количество скважин, предусмотренное проектами (141 добывающая и 30 нагнетательных скважин). Такое увеличение количества добывающих и нагнетательных скважин объясняется приращением площади нефтеносности в процессе разбуривания залежи ДІ.
По горизонту ДII Константиновской площади к 1966 г. также отмечается расхождение между проектными показателями. Вместо предусмотренных 22 добывающих скважин было пробурено 60, что тоже объясняется расширением площади нефтеносности в процессе бурения скважин. Освоено 13 нагнетательных скважин вместо 6 по проекту.
В 1966 г. составлен проект доразработки Серафимовской группы месторождений. В нем для более полной выработки запасов нефти предусматривалось бурение 12 добывающих скважин. Предложено разрезание залежи нефти ДІ на обособленные участки разработки рядами нагнетательных скважин, освоение под закачку воды в пласт 20 пьезометрических и перевод в нагнетательные после обводнения продукции 13 добывающих скважин. Для извлечения запасов нефти из застойных и отстающих выработкой участков девонских залежей предусмотрен резервный фонд в количестве 60 скважин. Проектная плотность сетки эксплуатационных скважин по основным эксплуатационным объектам (ДІ и ДII) равна 20 га/скв. Таким образом, в проекте 1966 г. было принято принципиально новое решение - переход к внутриконтурному заводнению по горизонту ДІ путем разрезания залежи на отдельные блоки. Данный проект доразработки Серафимовского месторождения был рассмотрен на бюро Центральной комиссии по разработке. Решение бюро Центральной комиссии было следующим:
1. Рекомендовать к внедрению II вариант доразработки Серафимовского месторождения, предусматривающий поперечное разрезание пласта ДІ с преимущественным размещением линий разрезания на обводненных участках.
2. Предусмотреть достижение ранее принятого коэффициента нефтеотдачи по пластам терригенного девона 0,58.
В 1978 г. был составлен уточненный проект доразработки Серафимовского месторождения. Рассмотрен один вариант доразработки терригенных пластов девона. Для интенсификации системы разработки залежи ДІ было рекомендовано бурение 11 добывающих и освоение под закачку 5 очаговых нагнетательных скважин. По горизонту ДII Константиновской площади рекомендовалось пробурить 3 добывающие скважины. Данный проект утвержден Центральной комиссией по разработке Миннефтепрома.
В 1985-86 гг. произведен пересчет запасов нефти. В связи с этим обстоятельством и с целью дальнейшего совершенствования разработки месторождения составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. Был рассмотрен один вариант дальнейшей разработки, так как месторождение находится в завершающей стадии.
В проекте на горизонт ДІ предусмотрено бурение 21 добывающей, 3 нагнетательных, 2 оценочных скважин, а на горизонт ДII Константиновской площади предлагалось бурение добывающей и оценочной скважин. Для выработки оставшихся запасов, кроме бурения дополнительных скважин, на ДІ был предусмотрен перевод скважин с нижележащего горизонта ДIV.
Проанализировав проектные решения по разработке терригенных пластов девона Серафимовского месторождения, можно сделать следующие выводы:
1. Система размещения добывающих скважин, запроектированная в первых документах (1950-55 гг.), практически не изменилась до настоящего времени.
2. Запроектированная в первых проектах законтурная система заводнения залежи ДІ была эффективной до 1963 г., затем в связи с падением пластового давления необходимо было переходить к внутриконтурному заводнению. Было принято правильное решение в проекте 1966 г. о разрезании залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные 4 блока. В то же время, запроектированная в 50-х годах законтурная система заводнения на залежь ДII Константиновской площади оказалась очень эффективной, и принципиальная схема разработки данной залежи не меняется до настоящего времени.
Основным объектом разработки Серафимовского месторождения является пашийский горизонт (горизонт ДІ), на долю которого приходится свыше 61% всех балансовых запасов нефти.
В промышленную разработку залежь ДІ Серафимовского месторождения введена в 1949 г. В табл. 5 приводится динамика разработки пласта ДI. Фондовая карта по состоянию на 01.01.95 представлена на рис. 3.
Рис.3. Расположение скважин горизонта ДI
По состоянию на 01.01.95 из залежей ДІ Серафимовского месторождения отобрано 50135 тыс. т нефти, что составляет 57,5% от балансовых и 97,2% от начальных извлекаемых запасов нефти. Текущая обводненность составляет 94,0% (вес.). Суммарный отбор жидкости составляет 143564 тыс. м3, а накопленная закачка воды 157479 тыс. м3.
Разбуриваниезалежи ДІ практически было закончено уже к 1958 г., в дальнейшем производилось бурение одиночных скважин. Фактическая плотность сетки скважин в зоне разработки составляет 21 га/скв., а в пределах контура нефтеносности - 27,5.
В первых проектных документах планировалось только законтурное заводнение. Число нагнетательных скважин к 1963 г. составляло 40. В связи с постепенным падением пластового давления до 13,6 МПа, что было вызвано превышением отборов жидкости над закачкой, в 1963-65 гг. начато внутриконтурное заводнение на низкопродуктивном участке залежи нефти (на севере Леонидовской площади). Были освоены 6 внутриконтурных нагнетательных скважин. В последующие годы развитие внутриконтурного заводнения продолжалось.
Разработка горизонта ДІ в первые годы велась высокими темпами. Максимальные темпы отбора нефти в 1957 г. составили 6,9% от начальных извлекаемых запасов нефти.
1 стадия разработки залежей ДІ характеризуется постепенным повышением темпов добычи нефти от 0,06 до 6,9% НИЗ по мере ввода новых скважин. В этот период добыча жидкости осуществлялась только фонтанным способом. 1 стадия разработки продолжалась до 1959 г.
K 1959 г. было отобрано 15912 тыс. т нефти, что составляет 18,3% от балансовых запасов или 30,8% от извлекаемых запасов нефти. При этом обводненность достигла всего 5%. Применяемое законтурное заводнение не смогло компенсировать потерю пластового давления полностью, и оно падает в течение всего периода.
С 1959 г. начинается II стадия разработки горизонта ДІ. В основном завершается разбуривание залежи, продолжается совершенствование законтурного заводнения. Число законтурных скважин было доведено до 53, что позволило приостановить падение пластового давления и даже несколько его повысить. II стадия разработки продолжается до 1970 г. В этот период добывающие скважины переводятся на механизированный способ эксплуатации.
В связи с низким пластовым давлением было начато разрезание внутриконтурными нагнетательными скважинами залежи на отдельные блоки. После пуска уже первых внутриконтурных нагнетательных скважин пластовое давление стало расти с 13,7 до 16,5 МПа. Внедрение внутриконтурного заводнения и значительная выработка запасов привели к обводнению фонда добывающих скважин. С 1959 г. обводненность выросла с 5 до 79,4% в 1970 г., т. е. в среднем обводненность росла с темпом 6,2% в год.
Увеличение доли воды в продукции начинается после достижения коэффициента использования запасов (КИЗ), равного 56% (табл. П.10).
С 1971 г. залежь горизонта ДІ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается выбытие нагнетательных скважин (останавливаются законтурные нагнетательные скважины), продолжается отключение обводнившихся добывающих скважин. Годовая добыча нефти за период 1971-89 гг. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза. Суммарный ВНФ увеличивается от 0,3 до 1,0 м3/м3.
В поздней стадии разработки залежи ДІ снизились дебиты нефти скважин, в то же время дебиты жидкости сохраняются на уровне 40 т/сут.
В промышленную разработку залежь ДII Серафимовского месторождения введена в 1950 г. (рис. ).
Рис. 4. Карта залежей ДII Константиновской площади
Разбуривание ДII Константиновской площади, начатое в 1950 г., продолжалось до 1961 г., наиболее интенсивное бурение шло в период 1954-1961 гг.
Залежь нефти горизонта ДII Константиновской площади разбурена самостоятельной сеткой скважин. Всего было пробурено 38 добывающих и 9 нагнетательных скважин. Кроме того, в процессе эксплуатации были переведены 27 добывающих скважин с ДI и ДIV.
Всего в эксплуатации перебывало 65 добывающих скважин.
Плотность сетки скважин в пределах внешнего контура нефтеносности по залежи ДII Константиновской площади составляет 20 га/скв., в пределах внутреннего контура нефтеносности - 15. ВНЗ залежи ДII Константиновской площади разбурена с плотностью сетки скважин 36 га/скв. Залежь с 1954 г. разрабатывается с применением законтурного заводнения. В процессе разработки для регулирования продвижения контуров нефтеноности проводилось распределение объемов закачиваемой воды по крыльям структуры. В 1973-1976 гг. с целью улучшения вытеснения нефти и изменения фильтрационных потоков жидкости под закачку воды в пласт были освоены 3 внутриконтурные нагнетательные скважины, которые разрезали залежь на 2 эксплуатационных участка.
В начальный период разработки ДII добыча нефти выросла от 0,3 до 876,6 тыс. т, когда была достигнута максимальная добыча нефти (1957 г.) темпы отбора нефти изменялись от 0,8 до 7,3% от начальных извлекаемых запасов нефти. За этот период было отобрано 3,3 млн. т, что составило 13,2% балансовых запасов нефти или 20,2% начальных извлекаемых запасов нефти. К концу I стадии разработки обводненность составила 3,4%, т. е. практически отбиралась безводная нефть. Текущий ВНФ к концу I стадии составил 0,02, а суммарный – всего 0,016 м3/м3. После 1957 г. началось монотонное падение добычи нефти, хотя разбуривание залежи ДII продолжалось. Темпы отбора нефти уменьшаются с 7,3 до 2,3% от НИЗ нефти.
II стадия разработки сопровождается естественным обводнением залежи нефти. Обводненность продукции увеличивается с 2,8 по 73,9%. Наблюдается уменьшение дебита жидкости с 130,4 до 88,7 т/сутки. Это связано с вводом в разработку новых добывающих скважин, так как годовые отборы жидкости увеличиваются с 1,1 до 1,6 млн. м3. К концу II стадии разработки текущая нефтеотдача составляет 55,3%.
В 1968 г. по залежи ДII начинается III стадия разработки. Продолжается интенсивное обводнение. Суммарный ВНФ достигает 1,2-1,4 м3/м3. Добыча нефти уменьшается с 281 до 23,8 тыс. т. Начался интенсивный вывод добывающих скважин из-за достижения предельных значений обводненности (99-100%). Число добывающих скважин уменьшается с 48 до 24.
C 1986 г. начинается заключительная стадия разработки залежи ДII. Годовая добыча нефти составляет всего 17 тыс. т, годовой отбор жидкости - 0,7 млн. м3. Обводненность продукции продолжает нарастать и достигает 97%. Суммарный ВНФ составляет 1,4 м3/м3 (табл. 2).
Как уже отмечалось, по обоим объектам разработки достигнуты высокие значения коэффициентов нефтеотдачи: по ДІ - 57,5%, а по ДII - 63,5%. При этом получены невысокие значения суммарных ВНФ. По горизонту ДІ ВНФ составляет 1,0 и по ДII 1,4 т/т.
Невысокие значения объемов попутно добываемой воды объясняются не столько благоприятными геолого-физическими параметрами, но и рационально реализованными системами разработки.
Горизонты ДІ и ДII отработали по 4 года на естественном водонапорном режиме, затем была реализована законтурная система заводнения. Это позволило обеспечить значительный безводный период разработки. Длительное применение законтурного заводнения позволило удерживать сравнительно высокие темпы отбора нефти и жидкости и одновременно вести разработку объектов без отбора больших объемов попутной воды.
По горизонту ДІ внутриконтурное заводнение начато в 1963 г. К этому времени было отобрано 31971 тыс. т нефти, суммарный ВНФ составил 0,06 м3/м3, хотя было отобрано 62,0% от начальных извлекаемых запасов.
По горизонту ДII внутриконтурное заводнение начато в 1973 г. К этому времени из пластов ДII было отобрано 11060 тыс. т нефти, суммарный ВНФ составил 0,66 м3/м3 и было отобрано 91,7% от начальных извлекаемых запасов.
Переход на внутриконтурное заводнение по залежи ДІ Серафимовского месторождения был вынужденной мерой, так как началось снижение пластового давления в зоне отбора. Это позволило увеличить темпы отбора жидкости до 5,02 млн. м3 в 1967 г.
По залежи ДII Константиновской площади нарастание отборов жидкости шло в период законтурного заводнения и достигло максимального значения 1,6 млн. м3 в 1968 г.
Внедрение дополнительно внутриконтурного заводнения по залежи ДI не смогло поддержать высокие темпы отбора жидкости, они продолжали снижаться.
Источник: Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башненфть». 1997 г. К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов.
Следующее Месторождение: Боровское (Оренбург)