Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

 

Продолжение табл. 2.2.1

 

Гидродина-   мические   исследования	Количество скважин	580	-	-	-	-
	Количество определений	2184	-	-	-	-
	Среднее значение	0,326	-	-	-	-
	Коэф. вариации	0,52	-	-	-	-
	Интервал изменения	0,2-1,5	-	-	-	-
Принятые для проектирования	Среднее значение	0,326	19,6	83,1	-	16,9
	Коэф. вариации	0,65	0,12	0,06	-	0,37

 

 

2.2.2 Толщины пластов

 

Средневзвешенная толщина  горизонта Д₁ составляет 37,0 м и изменяется от 7,2 до 56,0 м (табл. 1.2.2). Абсолютная величина толщины нефтенасыщенного коллектора составляет 9,4 м при диапазоне изменения от 1,0 до 30,8 м, т.е. на долю нефтеносных коллекторов приходится 25,4% от общей толщины горизонта. По скважинам нефтенасыщенные и эффективные толщины меняются существенно [5].

 

 

Таблица 2.2.2

Толщины пластов

 

Толщина пласта, м	Наименование	Зона пласта
		нефтяная	водонефтяная	Газо- нефтяная	по пласту в целом
Общая	Средневзвешенное значение толщины, м	6,53	11,78	-	36,98
	Коэф. вариации	149,65	47,87	-	13,32
	Интервал изменения, м	4,80-113,80	1,00-34,80	-	7,20-56,00

 

 Продолжение табл. 2.2.2

 

Нефтенасыщенная	Средневзвешенное значение толщины, м	8,81	6,12	-	9,44
	Коэф. вариации	54,58	45,38	-	54,61
	Интервал изменения, м	1,00-26,00	1,00-8,80	-	1,00-30,80
Эффективная	Средневзвешенное значение толщины, м	8,81	9,09	-	16,44
	Коэф. вариации	54,58	45,19	-	38,46
	Интервал изменения, м	1,00-26,00	0,40-23,40	-	1,80-36,80

 

2.2.3 Показатели неоднородности пластов

 

Горизонт Д₁ является многопластовым объектом разработки. В скважинах встречаются самые разнообразные типы разрезов от одного до десяти пластов-коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрываются 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет 52%

Таблица 2.2.3

 

Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта  в целом по площади

 

Количество скважин	Коэффициент песчанистости		Коэф. расчлененности		Характе- ристика прерывис- тости	Другие показатели неоднород-ности
	среднее значение	коэф-т вариации	среднее значение	Коэф. вариации
478	0,52	22,20	5,55	38,12	0,98	-

 

 

 

 

2.3. Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

 

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались  в секторе пластовых нефтей и  газов ТатНИПИнефть и ЦНИЛ объединения  Татнефть.

Отбор и анализ проб проводились  с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам.

Имеющиеся данные свидетельствуют, что значения параметров пластовой  нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м³/т, среднее 62,9 м³/т, объемный коэф-т от 1.1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г/см³, среднее 0,8096 г/см³, плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г/см³, вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81мПа·с, среднее 3,53  мПа·с, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы в среднем – 1,6%, асфальтенов – 2.8% весовых.

Нефть в поверхностных  условиях по величине вязкости может  быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100ºС, 26,3% - до 200ºС, 47% - до 300ºС. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна – 1,2690 г/ л, при поверхностных же условиях в среднем равна – 1,2960 г/ л [2].

В газе содержится метана - 39,76%, этана – 23,4%, пропано-бутановых фракций – 16,85%, азота – 8,71% объемных.

     Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А.Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пластовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л.

В естественных условиях в пластовых водах пашийских  отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие  бактерии, в нефтяные пласты с целью  ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.

По составу растворенного  газа в пластовых водах преобладает  – метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см³/л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэф-т от 1,4 до 3.

Плотность пластовых  вод составляет в среднем 1,1839 г/см³, вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.

Температура пластовой воды составила 35,5ºС.

Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 2.3.1

Таблица 2.3.1

Зависимость плотности  и вязкости нефти от обводненности  и температуры

 

№ п/п	Обводненность	Плотность, г/см3	Вязкость, мПа·с при температуре ºС
			0º	5º	10º	20º
1	2	3	4	5	6	7
1.	0	0,8550	21,52	19,87	17,0	11,3
2.	10	0,8930	54,7	61,2	55,0	23,4
3.	20	0,9130	153,1	138,5	50,9	32,0
4.	30	0,9220	156,8	70,7	58,5	37,5
5.	40	0,9380	210,9	174,1	154,8	67,1
6.	50	0,9740	846,1	501,8	370,0	259,2

 

 

Таблица 2.3.2

Свойства пластовой  нефти и газа

 

№ п/п	Наименование	Количество исследов. Скважин	Диапазон     изменения	Среднее    значение
1.	Месторождение, площадь	Зеленогорская площадь
2.	Горизонт	Д1
3.	Давление насыщения газом  Pн , МПа	16	8,30-9,60	8,98
4.	Газосодержание R, нм3/т контакт дифференц.	20	53,1-67,8 40,4-54,6	62,9    49,7
5.	Газовый фактор при условиях сепарации, нм3/т P1=5кгс/см2; T1=9ºC P2=1кгс/см2; T2=9ºC	-	32,9-44,2 7,5-10,4	40,4     9,3
6.	Объемный коэф-т, Вн	26	1,112-1,188	1,1611
7.	Плотность ρн , г/см3	23	0,7950-0,82707	0,8096
8.	Объемный коэф-т при условиях сепарации, Вн	-	-	-
9.	Вязкость μн , мПа·с	19	2,21-4,81	3,53

 

2.4. Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти

 

На 01.01.2009г. с площади  отобрано 84,3% от НИЗ, при текущей  обводнённости 86,4 %. Пробурены 4 новые скважины.. Освоено под закачку 5 скважин. Введены из неработающего фонда  50 скважин со средним дебитом нефти 1,6 т/сут. Темп отбора от ТИЗ – 5,6 %. Среднее пластовое давление в зоне отбора 15,9 МПа. Среднее забойное давление в зоне отбора 8,0 МПа. Текущий КИН – 0,386. Обеспеченность отборов жидкости закачкой  за текущий год составила 100%, с начала разработки – 101%. 

Продолжаются работы по созданию уточненного  проекта разработки площади. В рамках проектирования с целью дальнейшего  совершенствования системы разработки Павловской площади на основе переинтерпретированных геофизических данных, идет работа по размещению проектных точек для бурения, в том числе горизонтальных нагнетательных скважин в слабодренируемых зонах низкопроницаемых коллекторов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1. Общая  характеристика реализованной системы разработки на месторождении

 Зеленогорская площадь Ромашкинского нефтяного месторождения разрабатывается с 1953 года. Разбуривание площади по проектной сетке осуществлялось в два крупных этапа. Вначале согласно технологической схеме и проекту разработки, составленных ВНИИ в 1954 и 1956 гг соответственно, было пробурено 3 эксплуатационных ряда в полосе, прилегающей непосредственно к границе Павловской площади по сетке 600х400 м в северной части и сетке 800х650м в южной части. Всего в первом этапе предполагалось пробурить 147 эксплуатационных и 68 нагнетательных скважин [4].

В мае 1957 г Управлением  нефтяной промышленности на основании  решения Центральной Комиссии по разработке нефтяных месторождений  в г.Октябрьском были выданы для  бурения 3 ряда эксплуатационных скважин, примыкающих к Лениногорско-Зеленогорскому разрезающему ряду. Бурение велось по сетке 600х800 м с последующим уплотнением до сетки 600х400 м. В 1958 году, в связи с окончанием разбуривания трех северных рядов эксплуатационных скважин, ТатНИИ совместно с Управлением нефтяной промышленности Татсовнархоза, был рассмотрен вопрос об их продолжении за район, “белого пятна” до соединения с тремя эксплуатационными рядами Восточно-Сулеевской площади, примыкающей к Павловской площади. Было решено бурить 15 оценочных скважин, расположив их по профилям в направлении эксплуатационных рядов. В случае получения положительных результатов по оценочным скважинам, решено было вести уплотнение этих трех эксплуатационных рядов до сетки 600х400 м.