Пример реферата по геологии: Определение дебита нефтяной скважины по различным фактарам

Выдержка из текста работы

№ п/п	Задания по сбору материала по теме проекта	Сроки выполнения	Примечания
1	Сбор материала по первой главе диплома	07.02.07-24.02.07	По мере выпол-нения возможно дополнение и корректировка
2	Сбор материала по второй части диплома	07.02.07-24.02.07	По мере выпол-нения возможно дополнение и корректировка
3	Оформление и сдача отчета по диплому	18.04.07
4	Проведение расчетного эксперимента, освоение программы multiliertemp оформление расчетной части.	31.04.07
5	Сбор материала по экономической части	25.04.07
6	Сбор материала по главе ОТиОС, гражданская оборона	30.04.07
7	Оформление диплома и чертежей.	1.05.07

Составил слушатель Галиев Д.З.

ДНЕВНИК ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ СЛУШАТЕЛЯ ГАЛИЕВА Д.З. ГРУППЫ 84-12 ФАКУЛЬТЕТА АЗЦ МРЦПК РТ

Дата	Выполнение задания по преддипломной практике	Подпись руководителя
2.02.07.	Прибытие на место прохождения практики. Оформление документов на доступ пользования материалами. Инструктаж. Подписание договора о неразглашении информации
3.02.07.	Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по общим сведениям по месторождению.
4.02.07.	Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по характеристике геологического строения. Ознакомление с геологическим строением площади: литологией, стратиграфией типом коллекторов и т.д..
6.02.07.	Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по коллекторским свойствам продуктивных пластов и их неоднородности.. Ознакомление с свойствами слагающий объект разработки: пористостью, проницаемостью, нефтенасыщенностью и т.д.
7.02.07.	Ознакомление с неоднородностью пластов связанностью платсов многопластового обьекта
8.02.07.	Сбор материала по физико-химическим свойствам насыщающий пласт флюидов.
9.02.07.	Сбор материалов. Изучение и анализ выработки запасов, текущего состояния разработки, технологических показателей.
10.02.07.	Изучение, анализ фонда скважин.
13.02.07.	Изучение истории вопроса подбор материала исследований заводлнения глинистых и низкопродуктивных коллекторов.
14.02.07.	Сбор материала изучение методов и средств исследования неоднородности процесса заводнения.
15.02.07.	Изучение информации по характеру заводнения, свойств влияющих на неравномерность заводнения, и закономерности образования целиков нефти
16.02.07.	Изучение работы программы multiliertemp постановку задачи, упрощения и допущения системы принятой в программе.
17.02.07.	Сбор данных для заложения в программу и моделирования заводнения.
20.02.07.	Сбор данных для заложения в программу и моделирования заводнения. Начальные и граничные условия. остановку задачи, упрощения и допущения системы. на неравномерность заводненияя флюидов в
21.02.07.	Проведение вычислительных экспериментов.
22.02.07.	Оформление и анализ собранного материала.
24.02.07.	Оформление документации.

КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ ПО РАЗДЕЛАМ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

№ п.п	Перечень разделов проекта	Срок выполнения	Трудоемкость %	Отметки о выполнении
1.	Геологическая часть	10.03.07	10%
2.	Технико-технологическая часть	10.03.07	30%
3.	Расчетная часть	30.04.07	30%
4.	Экономическая часть	19.05.07	5%
5.	ГО + ТБ	19.05.07	5%
6.	Графическая часть	26.05.07	15%
7.	Составление реферата, доклада. Допуск к защите	02.06.07	5%

СОДЕРЖАНИЕ

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения

1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность

1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.4.1 Физико-химические свойства нефти и газа

1.4.2 Физико-химические свойства воды

2. Технико-технологический раздел

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1.1 Анализ технологических показателей разработки месторождения

2.1.2 Анализ фонда скважин

2.1.3 Анализ состояния разработки глинистых низкопродуктивных коллекторов

2.2 Теоретические основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов

2.3 Анализ эффективности применения комплексных мероприятий для совершенствования разработки низкопродуктивных пластов

2.4 Обоснование технологий совершенствования выработки запасов

2.5 Рекомендации по дальнейшему применению предлагаемого метода совершенствования выработки запасов

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Ново-Елховское нефтяное месторождение расположено на Юго-востоке Татарстана, в административном отношении на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к

западу (2-3км) от Ромашкинского месторождения. Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики.

Акташская площадь расположена в северной части Ново-Елховского нефтяного месторождения, и выделена в виде самостоятельного объекта разработки НГДУ «Елховнефть». По своему расположению она является краевой площадью, ограниченной с запада, севера и востока внешним контуром нефтеносности. С юга она граничит с Ново-Елховской площадью. К востоку от Ново-Елховского месторождения в непосредственной близости расположено Ромашкинское нефтяное месторождение. В административном отношении площадь расположена на юго-востоке Татарстана в пределах Заинского и Альметьевского районов Республики Татарстан. На этой территории расположен ряд небольших населенных пунктов, таких как Акташ, Маврино, Утяшкино, Савалеево, Светлое Озеро и др. Поблизости от района площади расположены города Альметьевск и Заинск. Район покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань — Уфа. По дорогам может осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями в городах Заинск, Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами, находящимися в непосредственной близости от двух последних. Кроме того, в Набережных Челнах находится пристань на реке Кама.

В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Для него характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине и представлена рекой Степной Зай с ее многочисленными притоками. По берегам рек прослеживаются пойменная и надпойменная террасы, к которым приурочены самые низкие отметки рельефа около 100 м.

В наиболее возвышенных частях местности наблюдаются отметки порядка 250 м. Территория по растительному покрову может быть отнесена к лесостепной зоне, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Климат района является типичным континентальным с достаточно суровой зимой (в среднем минус 10-15 0С) с промерзанием почвы до 1,0-1,5 м и теплым летом (в среднем +15-20 0С). Наибольшая часть годовых осадков (при их среднегодовом количестве около 450 мм) выпадает за период с мая по октябрь. Среднее атмосферное давление составляет 730-735 мм ртутного столба. Для ветров характерно преобладание южных, юго-западных и юго-восточных направлений со среднегодовой скоростью около 5 м/с. В районе расположения месторождения площади имеется ряд месторождений полезных ископаемых (известняки, гравий, суглинки, песок, гипс и др.), которые в качестве минерального и строительного сырья могут быть использованы для целей строительства объектов различного назначения. Кроме того, в технологической структуре НГДУ имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. В системе ППД для закачки используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков и дожимных насосных станций,оборудованных сбросом сточной воды. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от расположенной в городе Заинске Заинской ГРЭС. Интенсивная разработка площадей Ново-Елховского месторождения привела к созданию в этом районе инфраструктуры, обеспечивающей занятость значительной части населения на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, строительно-монтажной индустрии, а также в сельскохозяйственном производстве.

1.2 Характеристика геологического строения

На площадях Ново — Елховского месторождениям по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объёме четырёх ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов от бийского до Лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами (горизонты Д0, Д1). Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров.

Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами- известняками, доломитами и их переходных разностям. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 450-500 метров. Толщина горизонтов карбонатного девона большие колебания от 3 до 125 метров, в метологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо — проницаемых интервалов, имеющих, как правило, локальное распространение.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объёме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80%) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами — песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. На Ново-Елховском месторождении эта толща представлена Акташским типом разреза, который характерен для южного и северного куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским, Сантовским), уменьшением турнейского яруса до 120-200м и заметным увеличением толщи карбонатной части девона, что является следствием формирования Камско — Кинельской системы прогибов.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов — известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела — красноцветные песчано — глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до глубины 460м.

Четвертичные отложения имеют небольшой объём, от 0 до 28м, и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения — аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново — Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново- Елховскому валу, структуре второго подряда, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино — Шунакским прогибом меридионального простирания протяженностью около 100км.

По терригенным отложениям девона (первый СТЭ) Акташская — Ново — Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простирания со слегка ундулированной осью. Восточное крыло складки в направлении Алтунино- Шунакского прогиба имеет крутой наклон слоев, достигающий 3-4°; западное крыло, а также периклинальные складки Оуглы имеет небольшое падения пород 12-15 минут. С запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде (порядка 10м) Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всём протяжении, на отдельных участках имеет вид структурного уступа.

Как свод, так и крылья Ново — Елховской структуры, особенно северная переклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3-1 Ом). Ширина складки по стратоизогипсе — 1516 м, соответствующей отметке ВПК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14-18км, длина 85км.

По верхним СТЭ Акташская — Ново — Елховская структура сильно сглажена и выявляется уже в виде структурной террасы, осложняющей западный моноклинальный склон Южно — Татарского свода. Так уже по кровле турнейского яруса Алтунино- Шунакский прогиб почти скивелирован. Амплитуда его составляет всего 10-15м и лишь на отдельных участках (центральная часть по девону), протяженностью менее 10км, амплитуда достигает 20м. На севере (широта Акташской площади) прогиба уже нет.

Кузайкинский прогиб остаётся пологий уступ небольшой амплитуды. На месте Акташско — Елховского вала сохраняется терраса, осложненная большим числом локальных поднятий, многие из которых по морфологии близки к брахнактиклиналям. Размеры их различны от 100 до 5000 га, наиболее часто встречаются поднятия площадью 600-700 га, амплитуда поднятий достигает 40-60м, составляя в среднем 25 м, в целом же структурная терраса по своим размерам совпадает со складкой по девону.

По отложениям карбона или по ассельскому ярусу нижней перми Акташско — Ново — Елховская структура фиксируется нечетко, и представляет собой резко расчленённую поверхность с наличием целого ряда локальных поднятий, прогибов, котловин различных размеров и простирания.

На Ново — Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере — Акташская, площадью 31 тыс. га, на своде структуры — Ново-Елховская, площадью 42 тыс. га и на юге — Федотовская 12 тыс. га. Каких — либо структурно — геологических границ между площадями не отмечается и выделение их условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку. Лишь на самом севере выделяется Краснярский участок в виде небольшого локального поднятия с амплитудой менее 10 метров. Аналогичные поднятия выявлены как на севере, так и на западе от месторождения, это Онбийское, Аксаринское, Кадыровское и другие месторождения, которые считаются отдельными месторождениями.

Дизъюктивных нарушений во всех СТЭ не выявлено. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти во всех СТЭ определяются формой и размером структуры, то есть являются структурными.

На площадях Ново — Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя от уфимских отложений на глубинах 200-250м. до живетских (1800-1900м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и характерных нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарии, в том числе и на Ново-Елховском месторождение, выделяется 3 регионально выдержанных водоупора, контролирующих нефтеносность продуктивных горизонтов, это, снизу вверх: кыновско-саргаевские, тульско-алексинские и верейско-каширские глинисто-карбонатные отложения, которые делят разрез палеозоя на 3 гидродинамически самостоятельные толщи-природные резервуары 1-ого порядка. Каждый из них имеет довольно сложное строение и в зависимости от сочетания и распространения пластов- коллекторов и покрышек состоит из нескольких резервуаров 2-ого и 3-его порядков различных типов.

Регионально нефтеносные горизонты приурочены к верхней части разреза каждого из резервуаров 1-ого порядка.

Нижний природный резервуар — терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчанно-алевролитовых пластов: пласты Д0 кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д1) и пласты Д2 — Д5 живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным промышленным объектом, и с 1961 года находится в разработке.

ВНК для всех пластов объекта общий, все пласты представляют собой единый гидродинамически связанный резервуар. Однако следует отметить и такой интересный факт; при эксплуатационном объекте выявлены в пласте Д0 водоносные линзы без нефти. Это небольшие песчаные линзы “запечатанные” кыновскими глинами. Эти факты не оказывают никакого влияния на процесс разработки, но представляют интерес для вопросов формирования залежи.

Отметки ВНК по скважинам в пределах месторождения колеблются в широких пределах: от-1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет-1514,5±2,5 м. Однако при рассмотрении ВНК по блокам и по площадям (табл. 1.1.1) чётко отмечается, что с севера на юг ВНК понижается, также имеется различие в отметках ВНК для восточного и западного крыльев структуры (на западе ВНК несколько выше).

Эти данные указывают, что ВНК на месторождениях не являются строго горизонтальным, а имеет сложную поверхность, причём изменение отметок происходит не плавно, а как бы ступенеобразно, что связано с приуроченностью ВНК к различным пачкам пластов (кыновский, нижнепашийские, верхнепашийские) и с естественным региональным наклоном, как и на Ромашкинском месторождение.

Размеры ВНЗ различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д0-Д6 составляет от 400 до 1500 м. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепаашийского горизонта (в,г,д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически, полностью подстилаются подошвенной водой (таблица.1.).

Второй природный резервуар — терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

Промышленные запасы нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км2) амплитуда до 50 м.

Дебиты скважин в среднем 3-4 т/сут, редко до 20т/сут, нефть тяжёлая (910-930 кг/м3), вязкая (до 40 мПа•с). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т. категории С2, по подсчёту 1998 года.

Отдельные залежи находятся в промышленной разработки. Кроме этих регионально нефтеносных горизонтов во 2-ом резервуаре отмечались нефтепроявления в процессе бурения в карбонате верхнего девона (скв. 124, 133,153,125,127,347,428,1038 и другие), однако опробывание пока не дало положительных результатов.

Таблица 1

Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховского месторождения.

Блок	Количество скважин с ВНК	Диапазон изменения	Средняя отметка
1 2 3 4 5 6	Акташская площадь	5 11 46 84 53 57	1513,6-1517,0 1509,3-1517,0 1507,2-1516,4 1508,6-1520,5 1510,0-1512,5 1509,7-1518,2	1514,9±0,9 1511,7±1,9 1512,6±2,3 1513,4±3,0 1514,7±2,9 1513,9±2,1
7 8 9+12 10 12	Ново-Елховская площадь	29 76 62 21 39	1510,9-1519,7 1509,1-1520,6 1510,8-1520,6 1512,3-1517,0 1513,0-1525,3	1516,2±2,2 1514,5±2,9 1515,6±2,4 1514,9±1,0 1516,4±1,7
13	Федотовская площадь	13	1513,0-1519,2	1516,1±1,0

Таблица 2

Размеры ВНЗ по пластам и по площадям месторождений

Пасты	Акташская площадь	Ново-Елховская площадь	Федотовская площадь
	Площадь нефтенасыщенного коллектора, га.	Доля площади ВНЗ, %	Площадь нефтенасыщенного коллектора, га.	Доля площади ВНЗ, %	Площадь нефтенасыщенного коллектора, га.	Доля Площади ВНЗ, %
Д0 а б1 б2+3 в г д	13033 4965 8019 15224 5600 3471 —	10,4 15,9 20,7 16,5 80,6 74,7 —	5514 7713 14614 20379 11702 14411 1728	1,7 9,3 17,1 14,4 21,2 29,0 33,7	123 1143 1582 2546 742 111 —	— — 4,9 8,9 60,4 694 —

Третий природный резервуар — глинисто- карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальнывм поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этапам, размеры залежей до 25 км2, высота залежей до60 м. Дебиты скважин 1-5 т/сут, нефть тяжёлая 9915-940 кг/м3), высоковязкая (до 80 мПа•с). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т. категории С1 и 20,7 млн.т. категории С2.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность

Основным объектом разработки на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона — горизонты Д0 и Д1 по промысловой индексации. Сложены они песчаниками алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций.

Породы — коллекторы представлены песчаниками и алевролитами мономинеральными. Минеральный состав-кварцевый, в небольшом количестве присутствуют нелитизированные и серницитированные полевые шпаты. По гранулометрии (таблица.3) в составе преобладают две фракции: мелкозернистая пеамитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящаяся на границе песчаников и алевролитов. Поэтому небольшое изменение в содержании этих фракций, что естественно не фиксируется по данным геофизики, осложняет их классификацию по метологическим признакам — песчаник, алевролит и в ряде случаев такое разделение условно.

Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений объектов, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.

Увеличение содержания мелко — зернистой пеаммитовой или алевролитовой и особенно пелитовой фракций резко снижает коллекторские свойства пород, а при содержании пелитовой фракции, в среднем, более 5% породы переходят в класс коллекторов.

Таблица 3

Средний гранулометрический состав пород- коллекторов

Литология	Содержание фракций, %
	пеамитовая	Алевролитовая	Пелитовая менее 0,01мм
	средне зерн.	мелко зерн.	крупно зерн.	средне и мелко зерн.
	0,25мм	0,25-0,1мм	0,1-0,05мм	0,05-0,01мм
Песчаники алевролитовые алевритистые	5	67	22	4	2
Алевролиты песчаные и песчанистые	3	37	54	12	4

При обосновании подсчетных параметров (пористости и нефтенасыщенности) получено, что определенный класс коллектора характеризуется своими значениями параметров, независимо от принадлежности к тому или иному пласту или зоне, или площади. Приняты следующие значения параметров.

Для коллектора класса 1 (низко проницаемые или низко продуктивные) коэффициент пористости, m= 0,16; коэффициент нефтенасыщенности, Кн=0,82; проницаемость, К=(70-200)10-13мкм2.

Для коллектора класса 2 (хорошо проницаемых или хорошо продуктивных) коэффициент пористости, m=0,2; коэффициент нефтенасыщенности, Кн=0,87, коэффициент проницаемости, К=(200 и более)*10 -13мкм2.

Данные по средневзвешенным параметрам коллекторов по Акташской площади представлены в таблице 4

Коэффициент нефтеотдачи был утвержден ГКЗ СССР 0,543 в целом по месторождению, в частности для Акташской площади Кн=0,5 для НЗ, Кн=0,45 для ВHЗ.

Таблица 4

Средневзвешенные параметры коллекторов по Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Пласты	Класс коллектора	Нефтенасыщ. толщина,м	Пористость	Нефтенасыщенность, %	К, 10-3 мкм.
Д0	1 2	2,6 3,3	16,0 20,0	82 87	140 500
а	1 2	1,6 1,8	16,0 20,0	82 87	140 500
б1	1 2	1,8 2,3	16,0 20,0	82 87	140 500
б2±3	1 2	2,4 3,8	16,0 20,0	82 87	140 500
в	1 2	1,9 2,8	16,0 20,0	82 87	140 500
г	1 2	3,0 4,1	16,0 20,0	82 87	140 500
д	1 2	— —	16,0 20,0	82 87	140 500

Толщины пластов. На месторождении отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север (таблица. 5). Наиболее значительно сокращается толщина верхнепашийского горизонта — в 2,2 раза; толщина кыновского горизонта изменяется почти в 2,2 раза и менее всего изменяется толщина отложений нижнепашийского подгоризонта.

Таблица 5

Изменение толщины отложений по площадям месторождения

Отложения	Толщина в метрах по площадям.
	Федотовская	Ново-Елховская	Акташская
Кыновский горизонт	29	22	16
Верхнепашийский подгоризонт	20	14,5	9
Нижнепашийский подгоризонт	26	22	16

Показатели неоднородности пластов.Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность (таблица.6), которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов. В среднем, степени расчлененности разреза практически одинакова с расчлененностью этих же отложений на Ромашкинском месторождении и два раза выше, чем на Бавлинском, на котором расчлененность горизонта Д-1 равна 2,0.

В разрезе выделено два основных репера: кровля кыновских глин или подошва репера «аяксы» и репер «аргилит», залегающий в кровле нижнепашийского горизонта и два вспомогательных кровля пашийского горизонта (репер «верхний известняк» на месторождении часто замещается глинистыми алевролитами) и репер «глины», залегающий в подошве пашийского горизонта. Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм (вариент сводностатических разрезов), построеным по двум основным реперам, показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым и приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарии: сверху вниз — (терригенный горизонт), а, б-ь б2+з (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д (нижнепашийский подгоризонт).

Таблица 6

Расчленённость разреза продуктивных отложений горизонтов До и Д1 Ново-Елховского месторождения Акташской площади

Кол-во пластов в разрезе	Распределение скв. по кол-ву пластов в разрезе по всему разрезу, %	Распределение скв. по кол-ву пластов в разрезе по нефтенасыщ. части до ВНК, %
1	5,5	38,4
2	19,3	29,2
3	26,8	20,6
4	23,6	8,2
5	14,7	3,0
6	6,6	0,6
7	2,6	—
8	0,7	—
9	0,2	—
10	—	—
Кол-во скв.	660	660
Коэф. расчлен.	3,58	2,1
Вариация, кр %	41,1	53,8
Наиболее вероятной кол-во пластов	2-5	1-3

Кроме расчленённости, основной особенностью геологического строения, определяющей систему распределения нагнетательных скважин, является прерывистость в распространении коллекторов по пластам. Площадное развитие по всему месторождению имеют коллектора только пласта «г».

1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.4.1 Физико-химические свойства нефти и газа

Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Анализ газов, выделенных при раз газировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20°с и 760мм рт.ст.)

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), средне парафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 350°С (30-45%), маловязкая (до 4мПа*с). В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской), и как следствие этого, увеличение, объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти.(таблица7) Различие в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д-1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественных.

Таблица 7

Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти

Параметры	Средние значения по площади
	Акташская	Н.Елховская
Давление насыщения мПа	8,26	8,24
Газосодержание, м3/т	57,3	53,5
Пересчетный коэффиц.	0,8787	0,8795
Вязкость пл. нефти мПа*с	3,95	3,97
Плотность пов. нефти, кг/м3
До	862	862
Д1	861	863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6
Содержание гелия в попутном газе	0,042

1.4.2 Физико-химические свойства воды

Подземные воды горизонтов Д0 и Д-1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново — Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы с плотностью 1180-1190кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5мПа*с. Общая минерализация составляет 250-300г/л. Из микрокомпонентов присутствует (мг/л), бром 605-823, йод 6,6-10, аммоний 173-200, бор9-18, нафтеновые кислоты- следы, сероводород не обнаружен.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45-74% об, газонасыщение 240-460 мг3/л, наиболее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Подземные воды имеют примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д1 и Д0, что свидетельствует об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов (таб.№5). Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержания кальция, больше содержания сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.

Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского, татарского ярусов. Воды слабоминерализованные, сульфатно-натриевые и карбонатно-натриевые.

Для закачки в пласты используется вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая и гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8кг/м2. Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньшей минерализацией, повышенным содержанием сульфатов и гдрокарбонатов по сравнению пластовыми водами терригенного девона.

Данные характеризующие физико-химические свойства пластовой воды представлены в таблице 8.

Таблица 8

Физико-химические свойства пластовой воды горизонтов Д0,Д1

№	Показатель	Значение
1	плотностью	1180-1190кг/м3
2	вязкость	1,22-1,5мПа*с
3	общая минерализация	250-300г/л
4	Содержание	бром	605-823мл/л
		йод	6,6-10 мл/л
		аммоний	173-200 мл/л
		бор	9-18 мл/л
		сероводород	не обнаружен
		нафтеновые кислоты-	следы

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1.1 Анализ технологических показателей разработки месторождения

Нефтенасыщенная зона Акташской площади в разрезе представлена терригенными отложениями кыновского и пашийского горизонтов девона. Главными особенностями геологического строения объекта являются его многопластовость (в разрезе выделяются до б продуктивных горизонтов «До» кыновского и «а», «б1», «б2+3», «в», «г» пашийского горизонтов), высокая послойная и зональная неоднородность, прерывистость в распространении коллекторов, что приводит к неодинаковой степени охвата продуктивных пластов влиянием закачки, в конечном итоге в различной интенсивности выработки этих пластов. Это обусловило выбор системы заводнения для площади с 1968г. на Акташской площади применяется избирательная система заводнения.

Площадь находится в завершающей стадии разработки. Максимальный уровень добычи нефти- 6640 тыс. т. — был достигнут в 1977г. при отборе 25% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 40,8%, текущий коэффициент нефтеизвлечения- 0,249, темп отбора от начальных извлекаемых запасов- 6,41%. В последующие годы началось снижение годовых отборов нефти, а отбор жидкости и закачки воды продолжали расти, достигнув максимума в 1984г.

По состоянию на 1.01.2005г. балансовые и извлекаемые запасы горизонтов Д0Д1 Акташской площади составляют соответственно 181,950 и 101,72млн.т. нефти. На сегодняшний день запасы нефти полностью разбурены и вовлечены в активную разработку (95,2% извлекаемых запасов площади)

С начала разработки на 01.01.2005 из продуктивных пластов извлечено 97,109 млн.т.нефти или 90,1% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,443. Добыча нефти в 2005г.составила 597,576 тыс.т. или 5,6% от текущих и 0,55% от начальных извлекаемых запасов. В общем объеме годовой добычи на долю скважин, оборудованных ЭЦН, приходится 59,8%, оборудованными ШСН-40,2%.

Вместе с нефтью с начала разработки добыто 252,630 млн. т. воды, водонефтяной фактор-2,6. Добыча жидкости с начала разработки составляет 349,740 млн. т., в пластовых условиях-365,272 млн.м3, за 2005г.- 6,568 млн. м3.

Практически все скважины (99,4% фонда) работают с водой, в том числе с обводненностью выше 90% -42% действующего фонда скважин. Обводненность добываемой продукции по Акташской площади за текущий год равна 91,3%, средний дебит одной скважины по нефти- 3,55 т/сут., по жидкости- 40,7 т/сут.

Для компенсации отбора жидкости с начала разработки в продуктивные пласты закачали 377,776млн.м3 воды, что составляет 103,4% к отбору жидкости в пластовых условиях. Закачка воды в 2005г. составила 7,194 млн.м3, отбор жидкости скомпенсирован на 109,7%.

Давление на забое нагнетательных скважин по блокам площади колеблется от 10,2 Мпа до 14Мпа, на забое добывающих скважин от 5,1 Мпа до 8,7 Мпа. В 2005г.пластовое давление в зоне отбора по площади увеличилось с 15,27 Мпа до 15,ЗЗМпа, в зоне нагнетания со 180,2 до 181,4 Мпа.

На конец 2005г. под циклической закачкой с изменением фильтрационных потоков находилось 249 скважин. За счёт этого метода дополнительно добыто за год 181,719 тыс. т. нефти.

Из-за применения новых методов повышения нефтеотдачи на Акташской площади в 2005г. дополнительно добыто 132,864 тыс.т. нефти.

Таблица 8

Состояние выработки запасов по пластам по состоянию на 1.01.2005г.

Пласты	Доля запасов пласта в НИЗ площади, %	Текущая нефтеот- дача, %	Темп отбора, %	Остаточные запасы тыс.т
До	30,67	96,7	0,63	1094
Д1a	6,03	71,2	0,40	1874
Д161	12,93	92,1	0,59	1097
Д1 б2+3	33,40	97,5	0,48	886
Д1в	8,55	73,0	0,85	2485
Д1г	8,42	65,0	0,33	3178
Площадь	100	90,1	0,55	107.14

План по добыче нефти по НГДУ «Елховнефть» в 2005г. выполнен на 102,8%. Сверх плана добыто 35017 тонн нефти.

Основной отбор нефти осуществляется из горизонта Д0, пласта б2+з горизонта Д<| Акташской площади, из залежей № 91,101 турнейского горизонта, и залежей № 112,122 бобриковского горизонта Ново — Елховского месторождения, и из турнейского горизонта Соколкинского месторождения.

Оптимизация режима работы на 165 скважинах при плане 118 позволило дополнительно добыть 20584 тонн нефти. В результате ввода из бездействия 67 нефтяных скважин было добыто ещё 89573 тонны нефти. За счёт применения нестандартного заводнения или циклической закачки с изменением фильтрационных потоков дополнительно добыто 251800 тонн нефти. За счёт работы по ПНП проведённых собственными силами в 2005 г., дополнительно получили 11608 тонн, а с учётом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 79316 тонн. В результате сотрудничества с управлением «Нефтехимсервис» были произведены работы по созданию каверн на 43 скважинах, добыча по которым составила 4499 тонн. В результате обработки призабойной зоны на 62 скважинах добыли ещё 9834 тонны нефти.

Акташская площадь Горизонт До Д1

Из горизонтов До+Д1 за отчётный год отобрано 597576 или 0,47% годового отбора.

По состоянию на 1.01.2005г. из горизонтов Д0Д1 добыто 97109838 тыс.тонн нефти, что составляет 90,44% от НИЗ. Годовая добыча по Акташской площади по сравнению с прошлым годом уменьшилась на 14948тонн.

Из переходящих скважин по площади добыто 590043 тонн нефти или 98,7%. Из новых скважин 7533 тонн или 1,26%, из скважин введенных из бездействия 13192т. или 2,21%. Добыча нефти механизированными способами 597294 тонн или 99,9 %.

Состояние выработки запасов по пластам по состоянию на 01.01.2005 представлено в таблице 8

2.1.2 Анализ фонда скважин

По технологической схеме разработки Ново — Елховского месторождения, составленной ТатНИПИнефть, проектное (утвержденное) количество скважин на Акташской площади 1307, в том числе: добывающих- 884, нагнетательных- 238, резерв- 80, прочих-105.

Всего по состоянию на 01.01.05г на Акташской площади пробурено 850 добывающих скважин из них весь фонд механизирован 172скважины эксплуатируются ЭЦН и 320 ШСНУ. Около 1/3 всех скважин пробуренных на Ново-Елховском месторождении приходится на Акташскую площадь.

Фонд нагнетательных скважин на тот же рассматриваемый временной этап составляет 396 скважин. Причем необходимо отметить, что наиболее заводняемым на месторождении объектом является Акташская площадь на нем пробурено около половины нагнетательных скважин площади.

В 2005г. принято из бурения на горизонт Д0Д1 всего 11 скважин (в том числе 8 добывающих по назначению, 2 нагнетательных по назначению, 1 разведочная).

Плотность сетки скважин по утвержденному проекту на 1 добывающую скважину 29,1 га., с учётом дополнительных скважино-точек — 27,7га., с учётом резерва- 26,7га. Фактически по состоянию на 1.01.2005г. плотность сетки добывающих скважин составляет 27,8га.

Плотность сетки на объект (эксплуатационные + нагнетательные) по утвержденному проекту- 22,9га, с учетом дополнительных скважино-точек — 21,9га, с учётом резерва- 21,4 га. Фактически по состоянию на 01.01.2005 плотность сетки на объект составляет 22,0 га.

Общая характеристика фонда скважин по площади и месторождению представлена в таблице 9

Таблица 9

Характеристика фонда скважин площади (гор.Д0+Д1) на 01.01.05 г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Акташская площадь	Месторождение
1	2	3	4
Фонд добывающих скважин	Пробурено	850	2245
	Возвращено с других горизонтов	6	7
	Всего:	756	1866
	В т.ч:
	Действующие:	492	1271
	из них: фонтан	—	—
	ЭЦН	172	275
	ШГН	320	996
	Бездействующие	50	125
	В освоении после бурения	—	—
	В консервации	50	71
	Переведены под закачку	5	121
	Переведены на другие горизонты	95	265
	Ликвидированные	164	399
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	396	889
	Возвращено с других горизонтов	3	3
	Переведены из добывающих скважин	5	121
	Всего:	403	976
	В т.ч:
	Под закачкой	337	763
	Бездействующие	19	37
	В освоении после бурения	1	3
	В консервации	3	3
	В отработке на нефть	—	—
	Переведены на другие горизонты	1	37
	Ликвидированные	43	170
Фонд специальных скважин	Всего:	68	145
	Наблюдательные	1	1
	Пьезометрические	59	131
	Поглотительные	—	—
	Дающие техническую воду	8	13
	Экологические	—	—

Наибольшее количество скважин (32,3 %) приходится на интервал накопленной добычи от 10 до 50 тыс. т. По большинству скважин (85,2 %) накопленная добыча находится в пределах от 10 до 200 тыс. т. Треть перебывавших добывающих скважин (29,7 %) переведена под нагнетание. В среднем на одну перебывавшую в эксплуатации скважину приходится по 88,8 тыс. т накопленной добычи нефти.

В таблице 10 приведено распределение фонда добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности. С низкими дебитами нефти от 0,5 т/сут до 3 т/сут работает 61,4 % скважин, с дебитами от 3,0 до 5 т/сут — 16,5 % скважин; от 5 т/сут и выше — 22,1 % скважин. Обводнен фонд скважин неравномерно — в основном скважины работают с обводненностью от 70,0 % до 100,0 % (64,6 %), из них 23,4 % скважин имеют самую высокую обводненность от 95,0 % до 100,0 %. С низкой обводненностью до 30,0 % работает 21,3 % действующего фонда скважин. И только 14,1 % скважин имеют обводненность от 30,0 % до 70,0 %.

Таблица 10

Дебиты нефти, т/сут.	Количество скважин
	Интервалы обводненности, %
	2	10	20	30	40	50	60	70	80	90	95	100	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
0 — 0,5	—	—	4	3	1	3	3	—	11	6	13	39	83
0,5 -1,0	—	—	3	4	4	2	2	2	8	9	12	18	64
1,0- 1,5	1	3	3	1	1	2	4	2	3	10	8	11	49
1,5 — 2,0	—	7	6	5	2	2	2	1	6	10	4	12	57
2,0 — 2,5	—	6	5	2	1	3	1	3	2	12	3	3	41
2,5 — 3,0	—	5	5	3	—	1	2	1	4	4	6	8	39
3,0 — 3,5	1	1	2	6	1	1	1	2	1	3	6	3	28
3,5 — 4,0	—	1	2	2	3	—	1	—	—	3	9	5	26
4,0 — 5,0	—	2	2	1	1	—	2	—	3	6	9	9	35
5,0 — 6,0	—	6	3	1	1	—	1	2	1	6	5	3	28
6,0 — 7,0	1	3	6	3	1	2	2	1	1	2	6	6	33
7,0 — 8,0	2	1	2	—	—	2	—	—	—	—	6	4	17
8,0 -10,0	—	—	—	—	2	3	—	—	1	4	6	1	17
10,0-15,0	—	1	—	—	1	—	—	1	1	2	6	4	16
15,0-20,.0	—	1	—	—	1	—	—	—	—	1	3	1	7
20,0-50,0	—	—	—	—	—	—	—	—	—	1	1	—	2
> 50	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—
Итого	5	37	43	31	20	21	21	14	41	79	103	127	542

Распределение числа скважин за 2005 г, добычи нефти, жидкости по дебитам нефти приведено в таблице 11

Таблица 11

Распределение числа скважин, добычи нефти и жидкости по дебитам нефти за 2005 г

Дебит нефти, т/сут	Число скважин	Годовая добыча нефти	Годовая добыча жидкости
	шт.	%	тыс.т	%	тыс.т	%
1	2	3	4	5	6	7
?0,5	83	15	4,8	0,8	176,2	2,8
1,0	64	11,8	13,89	2,4	264,3	4,2
1,5	49	9	17,46	3,0	199,3	3,1
2,0	57	10,5	32,14	5,5	343,4	5,4
2,5	41	7,6	30,69	5,2	186,5	2,9
3,0	39	7,2	35,63	6,1	363,6	5,7
3,5	28	5,2	28,04	4,8	236,6	3,7
4,0	26	4,8	33,16	5,6	485,8	7,6
5,0	35	6,5	51,71	8,8	649,1	10,2
6,0	28	5,2	52,49	8,9	457,9	7,2
7,0	33	6,1	71,84	12,2	618,6	9,7
8,0	17	3,1	43,89	7,5	468,8	7,4
10,0	17	3,1	52,95	9,0	492,9	7,8
15,0	16	3,0	61,1	10,4	822,9	12,9
20,0	7	1,3	41,16	7,0	425,0	6,7
50,0	2	0,4	17,12	2,9	164,3	2,6
>50,0	—	—	—	—	—	—
Итого	542	100	588,07	100	6284,1	100

Из таблицы видно, что основной фонд скважин к рассматриваемому моменту можно отнести к малодебитным. С дебитом менее 2,5 т/сут работает 53,9% всех добывающих скважин. Основная доля общей добычи приходится на скважины с дебитом 4-20т/сут. Их доля в суммарной добыче жидкости по площади составляет 57,8%, по нефти 69,4%.

Таблица 12

Распределение числа скважин, добычи нефти и жидкости по интервалам обводненности за 2005 г

Интервал обводнен-ности, %	Число скважин	Годовая добыча нефти	Годовая добыча жидкости
	шт.	%	тыс.т	%	тыс.т	%
1	2	3	4	5	6	7
?2	5	0,9	7,96	1,4	8,0	0,1
10	37	6,8	50,1	8,5	54,7	0,9
20	43	7,9	44,24	7,5	51,2	0,8
30	31	5,7	27,17	4,6	36,2	0,6
40	20	3,7	28,17	4,8	43,8	0,7
50	21	3,9	26,01	4,4	48,5	0,8
60	21	3,9	17,14	2,9	37,1	0,6
70	14	2,6	13,75	2,3	38,7	0,6
80	41	7,6	26,05	4,4	107.,9	1,7
90	79	14,6	86,75	14,8	648,5	10,2
95	103	19,0	160,45	27,3	2331,9	36,7
100	127	23,4	100,28	17,1	2949,8	46,1
Итого	542	100	588,07	100	6284,1	100

Распределение числа скважин за 2005 г, интервалам обводненности приведено в таблице 12. Наибольшее число скважин работает с высоким значением обводненности более 80%, их количество составляет 64,2% от общего фонда скважин, причем общая добыча нефти по данным скважинам также остается высокой и составляет 59,2%. С низкими значениями обводненности работают в основном скважины имеющие дебит от 3 до 8 м3/сут.

2.1.3 Анализ состояния разработки глинистых низкопродуктивных коллекторов

Возросший объем геолого-промысловой и промыслово-геофизической информации дал возможность детально оценить характер заводнения коллекторов и степень выработанности запасов, а также наметить мероприятия по интенсификации разработки продуктивных отложений кыновского и пашийского горизонтов для достижения по ним максимального вовлечения запасов с учетом поздней стадии разработки площади

Различная степень интенсивности охвата процессом пластов и типов коллекторов продемонстрирована и на основе данных эксплуатации и при расчетах по АРМ «Лазурит». Величина охваченной процессом площади пласта составила по Д0 — 81,8 % от общей его продуктивной площади, по «а» — 41,5 %, по «б1» — 64,4 %, по «б2+3» — 81,7 %, по «в»- 79,2 % и по «г» — 90,5 %. При этом доля полностью заводненной площади от охваченной заводнением изменяется по пластам в среднем по от 49,2 % до 57,1 %. Анализ показывает, что значительно различаются величины заводняемой площади по различным группам коллекторов. По пласту «Д0» величина заводняемой площади по высокопродуктивным коллекторам составила 96,9 % от общей продуктивной, то по малопродуктивным — лишь 28,4 %. Соответственно, по пласту «а» -68,8 % и 9,4 %, по «б1» — 84,3 % и 30,3 %, по «б2+3» — 94,5 % и 50,4 %, по «в»-92,0 % и 21,3 %, по «г» — 94,6 % и 52,8 %.

Таким образом в меньшей степени процессам заводнения подвержены отдельные участки или линзы высокопродуктивных глинистых коллекторов и большое количество зон развития малопродуктивных коллекторов на различных участках площади.

На основании данных об обводненности продукции и информации о результатах геофизических исследований, получена информация о заводненной толщине и коэффициентах охвата по типам коллекторов пластов эксплуатационного объекта. В результате получено, что в пределах охваченной процессом заводнения части площади средневзвешенная величина коэффициента охвата по толщине в целом составила 0,641, изменяясь от 0,563 (пласт «а») до 0,782 (пласт «г»).

По типам коллекторов средние значения коэффициентов охвата также различаются и составляют: по высокопродуктивным 0,726, по высокопродуктивным глинистым — 0,443 и малопродуктивным — 0,284.

По нефтяной зоне эта величина равна в среднем 0,625, а по водо-нефтяной зоне — 0,693. Необходимо отметить, что полученные при анализе величины охвата были использованы при создании так называемых «файлов промытости» для построения карт разработки, отражающих состояние охвата заводнением продуктивных пластов на различных участках площади.

Основной объем заводненных запасов по группам коллекторов содержится в высокопродуктивных коллекторах — 85,8 % и в меньшей степени в высокопродуктивных глинистых- 9,7 % и малопродуктивных коллекторах — 4,5 %. Большая часть заводненных запасов сосредоточена в отложениях пашийского горизонта — 70,3 %. По величине заводненных запасов отдельные пласты распределены на две группы. К одной отнесены пласты “Д0” и “б2+3”, где она составляет, соответственно, 29,7 % и 32,5 % от общих, а к другой пласты «а», “б1”, “в” и “г” — 4,6 %, 11,4 %, 9,9 % и 11,8 %.

Наибольшее количество нефти было отобрано по пластам пашийского горизонта — 71,8 %. Установлено, что наибольшая доля приходится на высокопродуктивные коллекторы — 88,2 %, в то время как на высокопродуктивные глинистые — 9,4 %, а на малопродуктивные лишь 2,4 %. Аналогичный характер соотношений отборов между группами коллекторов прослеживается и по отдельным пластам. Различия отмечаются и в количестве отобранной нефти по зонам. Так, по нефтяной зоне отобрано 73,4 %, по водо-нефтяной зоне 26,6 % от общего количества.

Была установлена величина остаточных извлекаемых запасов, которая составила 10,026 млн. т. В целом наибольшая доля их сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах — 65,5 %, а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторах, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. По пластам они распределены неравномерно. Наибольшее количество остаточных извлекаемых запасов (около 3 млн. т) сосредоточено в пластах «Д0» (34,3 % от общего количества) и «б2+3» (24,7 %), а наименьшее по пласту «г» (0,382 млн. т — 3,8 %). Содержание их по другим пластам изменяется от 1,2 до 1,5 млн. т. Также неравномерно распределены остаточные запасы и по группам коллекторов в пределах отдельных пластов. По наибольшему их содержанию в высокопродуктивных коллекторах выделяются пласты «Д0» (72,5 %), «в» (85,6 %) и «гд» (92,9 %).

Около 20,0 % от остаточных запасов сосредоточено в малопродуктивных коллекторах пластов «а» и «б1». Более 25,0 % от остаточных запасов в целом по объекту сосретодочено в высокопродуктивных глинистых коллекторах пластов «а» (35,4 %), «б1» (28,1 %) и «б2+3» (27,9 %).

Величина начальных извлекаемых запасов в высокопродуктивных коллекторах в начале разработки составляла 92,802 млн. т (86,1 % от общих), в высокопродуктивных глинистых — 11,391 млн. т (10,6 %) и в малопродуктивных — 3,531 млн. т (3,3 %), на дату анализа они оказались равными, соответственно, 6,566 млн. т (65,5 %), 2,243 млн. т (22,4 %) и 1,217 млн. т (12,1 %). Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Эта тенденция сохраняется и по отдельным пластам. Произошло уменьшение запасов по пластам «б2+3», «в», «г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной (соответственно, 74,0 % и 26,0 %, 73,4 % и 26,6 %) зонам в целом по объекту значительно не изменилось. Различные изменения произошли по отдельным пластам. При увеличении доли запасов водонефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в» отмечено её уменьшение по пластам «б2+3» и «г». По балансовым запасам отмечаются в целом те же тенденции в изменении структуры запасов, что и по извлекаемым

Таким образом анализируя состояние разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов можно отметить следующее:

наибольшая доля (88,2 %) от общего отбора нефти связана с высокопродуктивными коллекторами, в то время как из высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов отобрано, соответственно, 9,4 % и 2,4 %;

средневзвешенная величина коэффициента охвата коллекторов заводнением по толщине в охваченной процессом части площади в целом составила 0,641, изменяясь от 0,563 (пласт «а») до 0,782 (пласт «г»). По типам коллекторов средние значения коэффициентов охвата также различаются и составляют: по высокопродуктивным 0,726, по высокопродуктивным глинистым — 0,443 и малопродуктивным — 0,284. По нефтяной зоне эта величина равна в среднем 0,625, а по водо-нефтяной зоне — 0,693.

величина остаточных извлекаемых запасов на дату анализа составляет 10,026 млн. т. Наибольшая их доля сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах (65,5 %), а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных содержится, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пластах “Д0” и “б2+3”, соответственно, 3,4 млн. т и 2,5 млн. т;

структура запасов площади ухудшилась по сравнению с начальной за счет уменьшения доли запасов высокопродуктивных коллекторов с 86,1 % (92,802 млн. т) до 65,5 % (6,566 млн. т) и увеличения доли высокопродуктивных глинистых с 10,6 % (11,391 млн. т) до 22,4 % (2,243 млн. т) и малопродуктивных с 3,3 % (3,531 млн. т) до 12,1 % (1,217 млн. т) коллекторов. Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Произошло уменьшение запасов по пластам «б2+3» «в», «г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной зонам в целом по объекту осталось почти неизменным, но произошло некоторое увеличение доли запасов водо-нефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в», и уменьшение ее по пластам «б2+3» и «г».

2.2 Теоретические основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов

В настоящее время можно выделить две основные проблемы низкой эффективности разработки низкопродуктивных коллекторов:

1) недостаточный охват их заводнением ввиду неоднородности строения пласта, высокой слоистости и многопластовости;

2) невозможность потдержание заводнения самих коллекторов ввиду несовместимости закачиваемых вод.

Недостаточный охват их заводнением

Для решения первой проблемы проанализируем закономерности продвижения вод при разработке Ново-Елховского месторождения

Изучение закономерностей обводнения пластов на первой и второй стадиях разработки Ново-Елховского месторождения показало следующее. Обводнение скважин происходило с самого начала разработки и увеличивалось с ростом объема закачки. Обводненный фонд после интенсификации закачки до 16 млн м3 в год (на 1.01.1972) на второй стадии разработки залежи включал 326 скважин, из них 234 обводнились по заколонному пространству из нижележащих водоносных пластов. Большая часть обводнившихся закачиваемой водой скважин приходится на разрезающий и первый эксплуатационный ряды. Для них характерен рост обводненности до 80 — 90 % за сравнительно короткие сроки, при этом отбор нефти из пласта не превышал 13 — 20 % от извлекаемых запасов.

Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки, что влияет на рост объема не только попутно добываемой закачиваемой воды на одну скважину, но и поступающей по заколонному пространству пластовой и контурной воды из-за приближения водонефтяного контакта.

Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам, обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Заводнение их значительно опережало заводнение в вышележащих объектах эксплуатации. Основной объем закачки (79 %) приходится на пласты «в» и «г». Влияние закачки на пласты «бГ и «б2+3» было незначительным, а на пласт «а» практически отсутствовало. В результате такого распределения закачиваемой воды между нижними и верхними пластами возникли значительные перепады давления, которые привели к росту числа обводненных скважин по заколонному пространству.

Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади -в период увеличения объема закачки — показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Так, в 1972 г. из 95 обводненных закачиваемой водой скважин добыли 2,02 млн м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн м3 пластовой воды добыты из 278 скважин. Максимальному росту объема закачки соответствовало резкое возрастание попутно извлекаемой воды на одну скважину. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды.

Суммарная добыча жидкостей и другие показатели составляют модель разработки Ново-Елховского месторождения в целом, аналогичную предыдущим. Различие заключается в большой длительности первой и второй стадий за счет более позднего включения в разработку Акташской площади. Максимальный годовой отбор нефти по месторождению достигнут только в 1976 г., по Ново-Елховской площади — в 1968 г. Следует отметить, что отдельные участки нефтеносной площади с низким фильтрационным сопротивлением и зоны на линии нагнетания обводняются уже на первых стадиях разработки месторождения. Вследствие опережающей выработки обводнение пласта «в» произошло уже на второй стадии разработки площади в 1973 г., т.е. в этот период для восточного блока Ново-Елховской площади уже наступила поздняя стадия эксплуатации, коэффициент текущей нефтеотдачи при этом достиг 0,44. В целом модель разработки блока подобна моделям разработки всей площади и месторождения и подтверждает вывод А.П. Крылова о том, что стадия разработки месторождения представляет собой сумму множества начальных и поздних стадий выработки отдельных пластов и участков пласта. Отсюда возникает необходимость индивидуального подхода к применению новых методов воздействия на пласты в зависимости от состояния разработки как всего месторождения, так и отдельных объектов.

Обводненность добываемой продукции является одним из основных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в пределах 96 — 98 % они отключаются из разработки. Как показано на примере Ново-Елховского и других месторождений, указанные значения обводненности вследствие неоднородности пластов могут наступить значительно раньше достижения проектных показателей из-за прогрессирующего обводнения высокопроницаемых зон. При этом в малопроницаемых и застойных зонах остается большое количество не извлеченной нефти.

Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. На всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков.

Рациональное использование энергии закачиваемой воды для заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений становится одним из основных условий извлечения остаточной нефти из обводненных пластов, так как в этот период практически весь фонд скважин требует проведения мероприятий по ограничению притока воды в добывающие скважины всего месторождения.

Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой жидкости являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству. Эти процессы могут происходить на отдельных участках и в скважинах на всех этапах разработки нефтяного месторождения. Поэтому комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия:

-качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважин;

-ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;

-ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора;

-организация эффективного вытеснения нефти по низкопродуктивным пластам с учетом совреиенных требований системы ППД.

Последние два мероприятия взаимосвязаны между собой: в первом случае задача решается путем ограничения притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины, во втором — через нагнетательные ограничением движения закачиваемых и контурных вод по промытым зонам пласта.

Создание высокоэффективных технологий ограничения водопритоков в скважины, особенно движения вод в промытых пластах и пропластках, является одним из важных элементов совершенствования методов регулирования разработки залежей заводнением.

Следует учесть, что 50 — 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением — циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.

При всей важности ограничения движения нефтевытесняющего агента по высокопроницаемым зонам коллектора методы повышения нефтеотдачи, основанные как на гидродинамическом воздействии, так на применении различных агентов, практически не влияют на фильтрационное сопротивление обводненных зон. Эффект действия первых достигается главным образом изменением градиентов давления за счет изменения производительности скважин, вторых — в результате повышения коэффициента нефтевытеснения с применением нефтеотмывающих химреагентов, за исключением полимерного заводнения, применение которого основывается на выравнивании проводимости путем снижения подвижности воды.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств.

Проблема совместьимости закачиваемых вод

На Ново-Елховском месторождение значительные геологические запасы нефти содержатся в низкопроницаемых коллекторах. Эти запасы как правило вырабатываются малыми темпами, так как большинство нагнетательных скважин в которых такие пласты вскрыты закачиваемая вода не поступает. В результате эти пласты не вырабатываются, либо эксплуатируются без поддержания пластового давления.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными технологиями малоэффективна ввиду сложности организации системы ППД на данных участках.

Первичным цементирующим веществом в песчаниках являются обломочные глины, состоящие из чешуек гидрослюды, каолинита и кварца пелитовой размерности.

По данным различных авторов установлено, существенное влияние содержания глинистых материалов на процессы разработки. Несмотря на сравнительно небольшое их содержание в породах: при содержание глинистых материалов 2% и более по весу породы, продуктивность значительно снижается, а в нагнетательных скважинах эти породы слабопринимающие или непринимающие пресную воду. Одной из основных причин является набухание глинистого цемента, которое приводит к изменению пористой среды, а следовательно к изменению фильтрационных характеристик.

Данная проблема особенно актуальна для НГДУ «Заинскнефть», где девонские горизонты Акташской площади находятся на завершающей стадии разработки. Продуктивные пласты имеют сложное геологическое строение с высокой неоднородностью и включают большое количество участков с глинистыми коллекторами.

Проникновение фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости.

Наиболее значительно уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной зоне.

нефтяной месторождение геологический пласт

2.3 Анализ эффективности применения комплексных мероприятий для совершенствования разработки низкопродуктивных пластов

Высокопродуктивные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. В связи с этим возникает проблема сдерживания темпов падения добычи нефти, сокращения объемов попутно извлекаемой воды и ускоренного ввода в разработку малоэффективных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Такие запасы содержатся в залежах с высоковязкой нефтью, в пластах с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами, в ВНЗ.

Для сохранения высоких объёмов добычи нефти и достаточно полной выработки запасов нефти на месторождении с 1971 г широко используются технологии увеличения нефтеизвлечения, эффективность которых в различных геолого-физических условиях залегания пластов и на различных стадиях разработки нефтяных залежей различна. Существенную долю их составляют физико-химические методы.

Все мероприятия по применению методов увеличения нефтеизвлечения, применяемые на скважинах месторождения, по цели проведения воздействия относятся к следующим группам:

1) стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

2) водоограничение продукции добывающих скважин;

3) оптимизация профиля приёмистости нагнетательных скважин;

4) увеличение нефтеотдачи пласта через нагнетательные скважины

Среди третичных МУН по масштабам применения, разнообразию технологий и эффективности выделяются физико-химические. Все физико-химические методы воздействия применяются на месторождениях Татарстана при заводнении и направлены на решение следующих задач:

Улучшение охвата пластов вытеснением расчлененных и неоднородных коллекторов

Улучшение вытесняющих свойств воды для обеспечения полноты выработки остаточной нефти заводненных зон

Изменение свойств коллекторов

Сокращение отбора попутной воды.

Эти методы при существующей технологии разработки и степени обводненности продукции являются одними из наиболее важных. К высокоэффективным следует отнести технологии по закачке растворов на основе полимеров, эфиров целлюлозы, микробиологическое воздействие, т.е. технологии с глубоким воздействием на продуктивный пласт. При применении же технологий с воздействием на участки пласта вблизи ПЗС эффективность оказывается недостаточно высокой. В связи с этим для дальнейшего внедрения следует рекомендовать технологии, обеспечивающие воздействие на удаленные зоны с тем, чтобы охватить больший объем нефтенасыщенного пласта. Эффективность многих технологий выше на терригенных отложениях девона.

Всего на Акташской площади применяется более 40 технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Примерно, столько же технологий проходят опытно-промысловые испытания.

Анализ материалов отчетности ТатАСУнефть с 1.01.1994 по 1.12.05 г. показывает следующее.

Всего на площади было проведено 616 скважино-обработок, в результате которых получено 992,956 тыс. т дополнительной нефти. При этом 67,5 % всех произведённых обработок приходится на добывающие скважины, за счёт обработок которых получено 31,3 % общей дополнительной добычи нефти, 32,5 % всех произведённых обработок приходится на нагнетательные скважины, за счёт обработок которых получено 68,7 % общей дополнительной добычи нефти

Для повышения нефтеотдачи в условиях низкопродуктивных коллекторов в качестве основного реагента раньше использовались сернокислотные отходы нефтеперерабатывающих заводов — так называемая алкилированная серная кислота (АСК). Реагент в своем составе содержит серную кислоту (80 — 86 %), сульфокислоты (10 — 13 %), смолисто-маслянистые вещества (5-8 %), карбоновые кислоты (0,5 %). Сущность метода заводнения с применением АСК для повышения нефтеотдачи заключается в комплексном воздействии на процессы, протекающие на фронте вытеснения и в зоне фильтрации вытесняющего агента, целым рядом факторов, являющихся результатом взаимодействия концентрированной серной кислоты с насыщающими пласт флюидами и минералами скелета перового пространства. Авторы данного метода считают, что наиболее благоприятное влияние на механизм повышения нефтеотдачи оказывают такие химические факторы, как процесс внутрипластового сульфирования углеводородов, конечными продуктами которого являются поверхностно-активные вещества, коллоидное растворение смолистых компонентов нефти, образование малорастворимых в воде солей кальция и углекислоты. Существенное влияние на вытеснение нефти оказывают физические и гидродинамические факторы, к которым относятся: выделение тепла, увеличение локальной эффективной вязкости вытесняющего агента, избирательное выпадение гипса в зонах нарушения химического равновесия, увеличение пористости и проницаемости коллектора за счет растворения карбонатных составляющих скелета перового пространства, уменьшение набухаемости глин. Как видно, точного описания принципа вытеснения по данному методу не сделано из-за сложности происходящих процессов

Одним из методов является блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и направление вытесняющего агента в зоны. Из применяемых на нагнетательных скважинах методов, наиболее распространены потокоотклоняющие, используемые в заводнённых зонах. Среди них доминируют технологии, основанные на создании барьера на пути закачиваемой воды путём регулируемого геле — и осадкобразования в промытой зоне, вследствие чего увеличивается охват пласта заводнением: СПС, КДС, ВДС с наполнителем (ПДНС), ПДС, ПДС+алюмохлорид и ОЭЦ; применяется также и микробиологическое воздействие. Этими методами было обработано 106 скважин и получено 491,651 тыс. т дополнительной нефти, что составляет примерно 72 % от всей дополнительной добычи, полученной за счёт реализации технологий МУН на нагнетательных скважинах.

За 2002 г на площади за счёт применения МУН было добыто 134,316 тыс. т нефти (с учётом переходящего эффекта со скважин, обработанных в предыдущих годах).

Основной вклад в добычу нефти обеспечен методами с применением закачек ПДС и его аналогов. Это позволяет рекомендовать указанные технологии в качестве перспективных для дальнейшего применения.

Для разработки глинистых коллекторов широко применяется технология межскважинной перекачки заключающаяся в поддержании пластового давления в продуктивных пластах путем закачки высокоминерализованных подземных вод из добывающих (водозаборных) скважин в нагнетательные скважины. Дополнительная добыча нефти по низкопроницаемому глинистому участку с начала внедрения мероприятия на 1.06.05 составила 1546 тонн.

2.4 Обоснование технологий совершенствования выработки запасов

Разрабортка низкопродуктиных неоднородных коллекторов

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов заводнения, таких как площадной, законтурный, внутриконтурный

Полимерное заводнение основывается на способности полимеров, в частности полиакриламида, даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность, за счет чего увеличивается охват пластов заводнением. Основа механизма процесса — это уменьшение соотношения вязкостей нефти и воды в пласте. Кроме того, частицы полиакриламида (ПАА) вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды и, адсорбируясь на поверхности пород, снижают скорость фильтрации воды.

Результаты анализа эффективности полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи, ограничивается обводненностью добываемой продукции, равной 60 — 70 % и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется.

Так мероприятия полимерного заводнения являются действенным методом вовлечения в разработку слабодренируемых пластов о чем свидельствуют результаты применения(таблица 13)

Таблица 13

Технологические показатели применения потокоотклоняющих технологий на скважинах на 1.01.2006г. по НГДУ «Елховнефть»

МУН	кол-во нагнет. скв	Кол-во добыв. скв	Закачено Реагента т	доп.доб. нефти накопл. т.т.	доп.добнефти за отч. год т.т
1. МУН на основе полимеров
Закачка ПАА	4	18	113,0	73,83	1,826
ВУС	5		51,482	2,214	1,873
СПС	13		30,69	1,881	0,024
Закачка биополимеров		4	21,045	2,509
ДНПХ -1	3		36,1	0,94	7,847
ОЭЦ	21		178,275	24,018	0,711
ВНП		2	0,21	1,175	1,899
Темпоскрин	6		5,47	2,209
Итого по методу	52	24	436,272	108,776	14,18
2. МУН на основе ПДС и суспензионных композиций
ПДС	94		235,091	161,772	21,091
ПДС + рез.крошка	8		119,354	11,952	0,074
ПДС + Сшиватель	3		63,72	1,138	0,851
КДС	16		146,308	7,382	1,647
ВДС	7	6	80,699	6,999	3,712
Закачка ПОРС	16		12,435	19,329	5,623
Итого по методу	144	6	657,607	208,561	33,000

Разработка низкопроницаемых глинистых коллекторов

Для поддержания пластового давления в низкопроницаемых глинистых коллекторах предлагается создание системы межскважинной перекачки для отдельных участков, которая включает в себя скважины для добычи пластовой воды и нагнетательные скважины для ее закачки. Нагнетательные скважины необходимо оборудовать УЭНЦСВ с верхним приводом, внедрение данного насоса позволит создать на выкиде необходимое давление и расход.

Примером может служить участок блока №2 Акташской площади (район д. Комаровка), запущенный в работу с ноября 2006 года, куда входят добывающие скв.№ №3340, 3342, 3345 и нагнетательные скв.№3341, 3344. На данном участке продуктивным является пласт Д0 кыновского горизонта. Пласт Д0 представлен низкопроницаемым коллектором, о чем свидетельствует низкая фазовая проницаемость 0,094 — 0,117мкм2. при абсолютной проницаемости 0,165-0,86 мкм2. Низкая фазовая проницаемость характеризуется наличием (пелитовых фракций) глинистых частиц, с объемной глинистостью 2% и более. Пористость коллектора высокая — 19.5-22.0 %, нефтенасыщенность 75.0-86.7 %. Эффективная перфорированная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1.0 — 5.0 м.

По ранее проведенным промысловым экспериментам на ряде площадей различных месторождений Татарстана пришли к выводу, что для заводнения малопродуктивных коллекторов с содержанием пелитовых фракций следует применять пластовую или сточную воду с минерализацией не менее 60 г/л, с содержанием количества взвешенных частиц (КВЧ) не более 10 мг/л, органики не выше 15 мг/л.[1]

Важно, чтобы закачиваемая вода имела в составе ионы Са и Mg не менее 10 % от общей концентрации. Другими словами, вторая соленость закачиваемой воды и пластовой воды должна быть более 10 % по Пальмеру. Глинистые частицы, реагируя с соленой водой, абсорбируют катионы двухвалентных металлов Са и Mg и флоккулируя, увеличивают проницаемость.[2]

Также ряд исследователей показали сильную корреляцию между дебитами по нефти и жидкости и минерального состава закачиваемого агента. Наличие в пласте воды с меньшей минерализацией, состав пластовой воды приводит к падению дебита по жидкости и нефти.

На участке добывающих скважин №№ 3340, 3342, 3345 поддержание пластового давления велось закачкой сточной воды с АТП через нагнетательные скважины № 3341 и № 3344 КНС-175. Из-за большого расстояния (более 4 км) от КНС-175 до скважин № 3341 и № 3344 вода до реагирующих скважин №№ 3340, 3342, 3345 не доходила. Пластовое давление по добывающим скважинам этого участка снизилось до 100 атм. Скважины работали в периодическом режиме. Сложившаяся система ППД на данном участке по результатам анализа признана неэффективной и было решено организовать участок для закачки высокоминерализованной воды. Для добычи высокоминерализованной пластовой воды использовали пьезометрическую скважину № 36. Пластовая вода добывается из пашийского горизонта пласта Д1 -г, минерализация составляет 203.0 г/л удельный вес — 1.182 г/см3, вторичная соленость по Пальмеру — 29.7 %, в сумму Ca и Mg 26.9 г/л, что составляет 14.9 % от общей минерализации. Для закачки пластовой воды под высоким давлением на нагнетательной скважине № 3341 внедрили насос с верхним приводом типа УЭНЦСВ-125.

В результате проведенных работ забойное давление увеличилось и составило в среднем по участку 102 атм. Среднее пластовое по участку эксплуатационных скважин увеличилось с 129 атм. до 145 атм., т. е на 16 атм. (рис.1).

Удалось увеличить приемистость на нагнетательной скважине с 84 (3.02.03 ГДИ ЦНИПР) до 110 м3/сут и забойное давление, соответственно, с 233 до 301 атм. Исследования и практика свидетельствуют, что приёмистость можно уверенно держать на уровне 144 м3/сут. Средний дебит нефти по участку увеличился с 2,2 до 3,4 т/сут, т.е. добыча возросла на 54% (Рис 2).

Дебит по жидкости повысился в среднем с 8,1 до 9,1 м3/сут; наблюдается тенденция спада % обводненности с последующей стабилизацией данного показателя в среднем по участку.(Рис3)

Дополнительная добыча нефти по низкопроницаемому глинистому участку с начала внедрения мероприятия на 1.07.05 составила 1546 тонн.

До внедрения мероприятия темп отбора составлял 0.4%, а КИН 0.34, а после внедрения — КИН достиг 0.36 при темпе отбора 1 %, т.е КИН вырос на 5.6 %.

Рис.1. Динамика изменения среднего дебита жидкости и нефти на одну скважину по участку

Рис 2. Динамика изменения среднего дебита жидкости и нефти на одну скважину по участку(начало работы участка 30.11.05)

Рис.3 Динамика процента обводненности по скважинам и средний по учаcтку

2.5 Рекомендации по дальнейшему применению предлагаемого метода совершенствования выработки запасов

Для стабилизации и снижения темпов падения добычи нефти на поздней стадии разработки Ново-Елховского месторождения и достижения проектного коэффициента нефтеизвлечения необходимо предусмотреть следующее.

1.1 Дальнейшее разукрупнение эксплуатационного объекта путем выделения в самостоятельные объекты разработки:

а) геологического тела в пласте;

б) малопродуктивных коллекторов (алевролитов);

в) водонефтяных зон;

д) песчаных линз и глинистых коллекторов.

Выделение указанных объектов разработки проводить постепенно за счет возврата обводнившихся по высокопродуктивным пластам добывающих и нагнетательных скважин, бурения новых нагнетательных скважин и при необходимости добывающих скважин, дальнейшего развития системы заводнения.

1.2 Дальнейшая оптимизация плотности сетки скважин для решения задач:

а) повышения нефтеотдачи дренируемых запасов нефти (бурение в зонах стягивания контуров нефтеносности, на участках с большой расчлененностью (2) разреза и развития весьма неоднородных пластов, на участках эффективного применения МУН, на оставшиеся целики нефти) за счет увеличения плотности сетки скважин до 12-16 га/скв;

б) обеспечения полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти путем систематического контроля и регулирования процессов разработки с применением в основном гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения: циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков и форсированного отбора жидкости (эффективно применение форсированного отбора жидкости в стягивающих зонах);

в) ввода в активную разработку (обеспечить дренирование) всех находящихся на балансе невырабатываемых запасов нефти (тупиковые, застойные зоны, линзы, полулинзы, маломощные нефтеносные пласты с подошвенной водой, слабопроницаемые коллекторы, песчаники, не охваченные заводнением);

д) вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (глинистые коллекторы, пласты с малой толщиной водонефтяной зоны и др.) путем дальнейшей оптимизации размеров эксплуатационных объектов, сеток скважин, систем заводнения, пластовых и забойных давлений.

2. Дальнейшее совершенствование системы заводнения путем:

а) оптимизации давления нагнетания в зависимости от коллекторских свойств пластов, охвата пластов заводнением и выработки запасов нефти при давлениях нагнетания от 10 до 22 МПа и широком применении индивидуальных насосов малой производительности (100-150 м3/сут) для закачки воды в отдельные скважины;

б) оптимизации размеров дренируемых за счет закачки зон;

в) освоения под закачку воды в одной скважине не более двух пластов, различающихся по проницаемости не более чем в 1,5-2 раза;

д) доведения соотношения числа нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от геологических условий до 1:2; 1:1,а на некоторых участках, представленных слабопроницаемыми коллекторами, до 2:1;

ж) перехода к оценке степени интенсификации выработки пластов по соотношению числа объектов нагнетания и добычи по отдельным пластам продуктивного горизонта;

з) широкого применения дополнительного разрезания (надрезания) для формирования отдельных, полностью охватываемых заводнением блоков правильной и неправильной формы, отражающих особенности геологического строения участка и позволяющих применять более эффективные методы регулирования процессов выработки пластов;

к) широкого применения очагового заводнения отдельных пластов эксплуатационного объекта с целью повышения охвата заводнением;

л) проектирования и реализации каскадной технологии, обеспечивающей дифференцированную подачу воды необходимого качества в пласты различных групп коллекторов: для глинистых малопродуктивных коллекторов размеры ТВЧ и капель нефти в закачиваемой сточной воде довести до 5 мкм, их содержание — до 5 мг/л:

м) вовлечения в активную разработку запасов малопродуктивных и глинистых коллекторов с использованием в качестве рабочего агента для вытеснения нефти совместимых высокоминерализированных пластовых вод (муллинского и воробьевского горизонтов), что позволит повысить КИН на 3-5 %;

н) поддержания пластового давления (ППД) в глинистых коллекторах путем создания новой системы межскважинной перекачки (МСП), предусматривающей использование водозаборных скважин для извлечения пластовой воды на поверхность и нагнетательных — для ее закачки;

о) оптимизации регулирования процесса разработки высокопродуктивных и малопродуктивных пластов за счет реконструкции системы ППД подключением части существующих и новых нагнетательных скважин к высоконапорным миниблочным КНС (МБКНС) и установки плунжерных насосов с широким диапазоном по подаче, давлению и высоким к.п.д.;

п) развития системы заводнения за счет бурения новых нагнетательных и освоения под закачку скважин из добывающего фонда.

3 Разработка залежи должна вестись при пластовых давлениях, близких к начальному, но не ниже 13-14 МПа.

4 Давления на забоях добывающих скважин поддерживать на уровне оптимального 7-9 МПа, но не менее 5 МПа.

5 Градиент давления в пласте во всех случаях должен превышать начальное давление сдвига и обеспечивать высокие скорости фильтрации жидкости (100-300 м/год).

6 Объектом разработки становятся геологические тела, сформировавшиеся в процессе разработки месторождения. В пределах ранее выделенных площадей самостоятельной разработки и блоков, имеющих историю разработки, в дальнейшем выделить отдельные геологические тела. По выделенным геологическим и технологическим телам проводить анализ разработки с начала ввода участка в разработку, разрабатывать и осуществлять ГТМ по дальнейшему совершенствованию, контролю и регулированию процессов разработки.

7 Основной задачей регулирования процессов разработки считать целенаправленное управление движением жидкостей в пласте в соответсвие с запроектированной системой разработки и постоянным ее совершенствованием, с учетом изменения представлений о геологическом строении объекта, обеспечения оптимальной добычи нефти и достижения проектного КИН.

Закачку воды регулировать оптимизацией объемов нагнетания путем ограничения непроизводительной и малоэффективной закачки воды, снижения излишних объемов закачки и одновременного увеличения закачки воды на других направлениях. Регулирование по добывающим скважинам должно быть направлено на ограничение отбора попутно добываемой воды путем отключения из разработки заводненных пластов предельной обводненности и отработанных скважин, широкого применения ВИР и ограничения режимов работы высокообводненных (95 % и выше) скважин, увеличения отборов из малообводненных скважин, повсеместного внедрения нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.

9 Для выполнения основной задачи совершенствования системы разработки на современном этапе необходимо обеспечить эффективный контроль современными методами соблюдения рациональных режимов разработки залежи (пластовых и забойных давлений), состояния охвата заводнением и характера выработки пластов, особенностей заводнения трудноизвлекаемых запасов нефти из-за техногенных изменений параметров пластов и насыщающих их флюидов в процессе разработки.

Продолжить исследования влияния глинистости, охлаждения пластов, деформации пород и миграции тонких частиц на процессы вытеснения нефти водой и отработку эффективных способов выработки остаточных запасов нефти.

10 Для достижения проектного КИН предусматривается:

а) широкое применение современных гидродинамических МУН (нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разработки геологических тел, ввод недренируемых запасов по отработанным технологиям, вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти);

б) широкое внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотклоняющих технологий, преимущественно повышающих коэффициент вытеснения нефти, комплексных технологий, физических методов);

в) широкое применение новых способов разработки и технологий выработки утвержденных извлекаемых запасов;

д) широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ для регулирования разработки и ограничения отбора попутно добываемой воды;

ж) массовое применение эффективных методов обработки призабойных зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, тепловые, термохимические, микробиологические, комплексные методы).

12 При проектировании доразработки отдельных площадей кроме традиционного анализа разработки необходимо проводить:

а) оценку эффективности осуществляемой системы разработки по истории эксплуатации объекта с точки зрения достижения проектного КИН и необходимого для этого суммарного водонефтяного фактора;

б) оценку эффективности осуществленных крупномасштабных технологических мероприятий (бурения дополнительных скважин, усиления системы заводнения, регулирования отборов жидкости, методов повышения нефтеизвлечения и др.);

в) дифференцированный анализ истории эксплуатации выбывшего и действующего фонда добывающих скважин с целью выявления влияния степени отработки обводненных скважин на нефтеизвлечение и установления закономерностей динамики отборов нефти и жидкости на обычном и форсированном режимах;

д) на окраинных площадях месторождения (одно-, двухпластовые объекты), разбуренных по относительно редкой сетке скважин плотностью 30-40 га/скв, рассмотреть варианты разработки с выборочным уплотнением первоначальной сетки на основе экономической оценке мероприятий.

Список использованной литературы

1. Архипов К.И. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры: Учебно-методическое пособие.- Альметьевск, 2001 год- 21 стр.

2. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (Расчет и конструкция).- М.: Недра, 1968 год — 272 стр.

3. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубКа, 1997 год-352 стр.

4. Геологический отчет НГДУ «Елховнефть» за 2002 год

5. Краснова Л.Н., Мельников Г.М. Методические указания к преддипломной практике и дипломному проектированию. — Альметьевск, 1999 год — 84 стр.

6. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. — М: ООО «Недра — бизнесцентр», 2001 год — 562 стр.

7. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти.М.:Недра, 1975г-264стр.

8. Молчанов А.Г., Чичеров В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. — М.:Недра 1983 год — 308 стр.

9. Нефтепромысловое оборудование: справочник/ под ред. Бухаленко Е.И. — М.: Недра, 1990 год — 559 стр.

10. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти.- М.: Недра, 1967 год.

11. Проект разработки Ново-Елховского месторождения.1987 год.

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений/ под ред. Гиматудинова Ш.К. — М.: Недра, 1990 год.

13. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин.- М.: Недра, 1984 год — 224 стр.

Размещено на