Разработка нефтяных и газовых месторождений

 

Для горизонта Д₁ характерно также уменьшение этажа нефтеносности не только сверху вниз по разрезу, но и по направлению с юга на север. Неодинакова и степень гидродинамической связи между пластами, которая определяется как толщиной глинистых разделов, так и наличием слияний. Так, наиболее надежно разобщены пласт Д₀ и пласты горизонта Д₁, глинистый раздел между ними составляет в среднем более 10 м в соответствии с таблицей

Пласт Д₀ характеризуется высоким значением коэффициента песчанистости и относительно невысокой расчлененностью, поскольку в большинстве разрезов он представлен одним реже двумя пластами. По горизонту Д₁ рассмотренные параметры достаточно резко различаются (табл.2.3.3.2). Это связано с тем, что часть толщины разреза представлена неколлекторами в большинстве вскрытых пластов.

 

Таблица 2.3.3.2 - Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчленённости пластов Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Количество скважин	Коэффициент песчанистости, д.ед		Коэффициент расчлененности, д.ед
	среднее	коэффиц.		среднее	коэффиц.	энтропия
	значение	вариации		значение	вариации
622	0,50	0,346		4,86	0,359	1,690

 

Статистическая обработка 662 скважин  показала, что средняя расчлененность объекта составляет 4,86  пропластка на одну скважину. Коэффициент песчанистости показывает долю коллекторов в разрезе горизонта. Эта величина по скважинам меняется в довольно широких пределах от 0,20 до 0,86.

Высокий коэффициент песчанистости  связан с участками, где пласты сливаются в единый монолитный пласт.

Все вышеуказанное говорит о  неоднородном строении эксплуатационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения, на данной площади показатели неоднородности имеют лучшую характеристику.

2.4 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

 

Изучение физико-химических свойств  пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов по Северо-Альметьевской площади горизонта (кыновский +пашийский) проводится в течение 1967-1982 г.г. Все глубинные пробы были отобраны из скважин при пластовом давлении, т.е. выше давления насыщения.

Нефти в пластовых условиях исследовались  на ртутной аппаратуре с применением (в качестве рабочей жидкости) водного раствора хлористого натрия на установках УИПН-2, АСМ-300 по общеизвестной методике. Газ, выделенный из нефти при ее разгазировании анализировался на хроматографах типа УХ-2, ЛХМ-8МД. В настоящее время исследование пластовых нефтей проведено по 62 скважинам или по 73 пробам. 

Анализы выполнены силами лаборатории  пластовых нефтей «ТатНИПИнефть», НГДУ «Альметьевнефть» и ЦНИЛа, объединения «Татнефть». Все пробы нефти, как пластовые, так и поверхностные являются представительными. В табл.2.4.1 приведены средние значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения: давления насыщения, газовый фактор I иII ступеней сепарации, пластовый газовый фактор, объемный коэффициент, плотность, вязкость.

Газовый фактор I и П ступеней сепарации  определен при среднегодовой температуре на промыслах Татарии равной 9°С.

Давление насыщения нефти газом  изменяется от 7,6 МПа до 9,8 МПа; пластовый  газовый фактор колеблется от 37,2 нм³/т до 72,6 м³/т; объемный коэффициент от 1,077-1,196; вязкость от 2,34 мПа∙с до 3,55 мПа∙с.

Азота в газе содержится 8,34 % объемных, метана- 33,14% объемных, цропано-бутановых  фракций - 39,78% объемных[8].

 

 

 

 

Таблица 2.4.1 Свойства пластовой нефти и газа Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

№ п/п	Наименование	Количество исследов. скважин,ед	Диапазон изменения	Среднее значение
1	Горизонт	Кыновский+Пашийский Д0+Д1
2	Давление насыщения газом,Р, МПа	62	7,6-9,8	8,8
3	Газосодержание RН,нм3/т	62	37,2-72,6	63,8
4	Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т
	Р=0,5МПа;Т=9оС Р=0,1 МПа; Т=9оС	62 62	21,4-48,1 6,9-11,6	39,9 9,6
5	Объемный коэффициент  bn	62	1,077-1,196	1,607
6	Плотность	62	0,783-0,870	0,8082
7	Вязкость, мПа∙с	62	2,34-3,55	3,05
8	Температура насыщения парафином,оС	62	8,3-13,4	11,3

 

Данные по фракционному составу  разгазированной нефти сведены  табл.2.4.2, из которой видно, что содержание серы, согласно ГОСТа 912-66, составило г 1,68% вес.;парафина - 5,11 % вес; асфальтенов - 4,22 % вес; смол селикагелевых 15,49 % вес. Следовательно, нефти Северо-Альметьевской площади (горизонт кыновский+пашийский) сернистые, парафиновые.

Подземные воды горизонта Д₁ Северо-Альметьевской площади по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину ) с минерализацией 254-276 г/л (в среднем 265 г/л). Вязкость подземных вод в среднем составляет 1,89 мПа∙с. Газонасыщенность вод в среднем не превышает 0,312 м³/м³, а объемный коэффициент 4,4* 10^-5 1/МПа.

 

Таблица 2.4.2 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Наименование		Диапазон изменения	Среднее значение
Горизонт		Кыновский+Пашийский Д0+Д1
Вязкость, мПа*с
при 20оС при 50оС		12,4-32,6 5,8-10,2	17,33 6,22
Температура застывания		-18оС
Содержание,% весовые	Сера	1,4-3,5	1,68
	Смол силикагелевых	10,3-35,3	15,49
	Асфальтенов	3,1-7,0	4,22
	Парафинов	2,6-8,6	5,11
Выход светлых фракций, %объемные	Н.К. - 100°С	2,5-10,0	5,69
	до 150°С	-	-
	до 200°С	16,3-29,0	22,34
	до 300°С	29,4-51,3	44,26

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.5 Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти

 

В 2009  году на Северо - Альметьевской  площади добыча нефти составила  734 тыс.т нефти (при норме 750,5 тыс.т).

Темп выработки по горизонтам Д₁+Д₀ составляет  0,6 % от начальных извлекаемых запасов,  от  текущих -  4,7%.

В отчетном году введено из бурения  на добычу нефти 2 скважины, которые  обеспечили добычу 3,415 тыс.т. (средний дебит 7,9 т/сут).

По площади начальные балансовые запасы составляют 230 млн. т., начальные извлекаемые – 124 млн. т. По 3 блоку площади: НБЗ=50 млн.т., НИЗ= 27,5 млн. т.

Анализируя распределение запасов  по пластам, видно, что более половины (52,7%) из них сосредоточено в пласте Д₀. По горизонту Д_I наибольшим количеством запасов характеризуется пласт «а» (43,9%). В пластах «б₁», «б₂» и «б₃» сосредоточено, соответственно, 15,4%, 20,6% и 12,5%  запасов от суммарных по пашийскому горизонту. Минимальным содержанием отличаются пласты «в» (5,6%) и «гд» (2,0%). В целом по площади наибольшим количеством содержащихся запасов характеризуются высокопродуктивные коллекторы (70%). Аналогичная тенденция наблюдается по каждому из продуктивных пластов. По зонам начальные запасы распределились следующим образом: в чисто нефтеносных пластах содержится 91,6%, а в пластах с ВНК - лишь 8,4%. Невысокий процент содержания запасов в пластах с подошвенной водой свидетельствует  о развитии на площади небольших водонефтяных зон. Среди выделенных блоков наибольшим содержанием начальных запасов  характеризуется первый - 54,8%. На втором блоке сосредоточено до 32% от общих по площади, а на третьем – лишь 13,2%.

 

 

 

 

3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1 Общая  характеристика реализованной системы  разработки на объекте

 

Более половины запасов нефти Северо-Альметьевской площади сосредоточено в пласте Д₀, образующего базисный объект разработки. Созданная на площади линейная система заводнения является достаточно эффективной для выработки выдержанного по площади базисного пласта.

К концу основного периода разработки (1990 г.) на площади приступили к дополнительному меридиональному разрезанию блоков. Эффективность этого мероприятия оказалась также достаточно высокой, как за счет лучшего выбора скважин под закачку воды, так и за счет создания благоприятных условий для циклирования и изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.

За все время разработки основное число освоенных скважин и  основной объем закачки приходится на линейное заводнение. В настоящее время 85 % всей закачки в линейные ряды приходится на скважины дополнительных линий разрезания. В данной стадии разработки происходит естественное сокращение закачки воды в скважины основных рядов в связи с промытостью пласта в районе заводнения и выхода части скважин в тираж.

С целью приближения нагнетания к зоне отбора и подключения в  разработку участков продуктивного  пласта, экранированных ранее от воздействия  нагнетания зонами непроницаемых пород, на отдельные обводненные закачиваемой водой скважины был осуществлен  перенос нагнетания широтных рядов.

Запасы нефти пашийского горизонта  Д₁ в пределах Северо-Альметьевской площади сосредоточены в основном в пластах верхней пачки (а, б₁, б₂, б₃), характеризующихся прерывистым линзовидным строением, и часто не испытывают влияния закачки воды от существующих нагнетательных рядов. Поэтому, широкое применение нашло на площади очаговое заводнение. Первые обводненные добывающие скважины начали осваиваться под очаги с 1970 г.

Для повышения охвата залежи заводнением  на участках очагового заводнения и  в зонах дополнительных разрезающих  рядов обеспечивается раздельное освоение под закачку воды пластов с  различной продуктивностью.

Совершенствование системы заводнения и ППД в целом позволяют  эффективно использовать на площади  циклическую закачку воды в пласт  в сочетании с переменой фильтрационных потоков.

Система разработки, реализуемая на Северо-Альметьевской площади в наибольшей степени соответствует особенностям геологического строения в малорасчлененных зонах пласта Д₀. Однако на сильно расчлененных пластах в основном горизонта Д₁ и небольших зонах пласта Д₀, представленных малопродуктивными коллекторами, несмотря на большой объем проводимых мероприятий достижение проектной нефтеотдачи требует дальнейшего совершенствования систем разработки путем: бурения дополнительных скважин, освоения новых нагнетательных скважин в очагах и линиях разрезания, увеличения объемов внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.

 

 3.2 Анализ фонда скважин

 

По последнему утвержденному ОАО Татнефть 27.12.2007 г «Анализу разработки Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения» с уточнением проектных показателей предусмотрено пробурить 1315 скважин,  из них 863  добывающих,  339 нагнетательных, 9 специальных, 100 дублеров;  плотность сетки на 1 скважину - 12,8 га.

 По состоянию на  1 января 2011 года на площади пробурено  1022 скважин, из них по назначению 758 добывающих и 264 нагнетательных -  или 74,2 % от  проектного  уровня,  плотность  сетки  составила  16,2 га  на скважину (без учета дублеров).

а) Добывающий фонд

На 1.01.2011 года  на  площади  работает  431 добывающая  скважина.  В течение   2010 г из  бурения  введены 4 скважины.  Бездействующий фонд скважин составляет 28 скважин; 3 скважины переведены в ППД (1 из них из пьезометрического фонда), 1 скважина  из Д₂ переведена на Д₁. (табл. 3.2.1.)

Число скважин, эксплуатируемых ЭЦН  – 74, что составляет  18,4% от действующего фонда, а доля скважин, эксплуатируемых  ШГН, увеличилась на 13 скважин, что  составило 84,6 % от действующего фонда.