ФНГ / РЭНГМ / Курсовая работа по РЭНМ "Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения"
(автор - student, добавлено - 22-11-2013, 22:43)
СКАЧАТЬ:
СОДЕРЖАНИЕ Введение.......................................................................................................................5 1.Общие сведения о месторождении и площади......................................................7 2.Геолого-физическая характеристика площади 2.1.Характеристика геологического строения. Характер распространения коллекторов по пластам …………………………….....................................11 2.2. Литология пластов………………………………………..............................12 2.3.Основные параметры пласта 2.3.1.Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность….......14 2.3.2.Толщина пластов…..................................................................................16 2.3.3.Показатели неоднородности и взаимного расположения пластов…..……………………………………………………………....18 2.4.Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды.....................20 2.5.Распределение начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти по пластам, типам коллекторов,ВНЗ…………………………..……………....23 3.Анализ текущего состояния разработки 3.1.Общая характеристика реализованной системы разработки на объекте...24 3.2.Анализ фонда скважин....................................................................................25 3.3.Анализ текущего состояния разработки объекта………………………….29 3.4.Динамика ввода скважин по годам с 2000 г,добычи нефти и воды по ним……………………………………………………………………………38 3.5.Расчет показателей разработки базового варианта. Оценка НИЗ и ВНФ по данным динамики добычи нефти и воды по базовому и фактическому вариантам разработки ……………………………………….……………...47 4. Прогнозный расчет технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть 4.1.Основные расчетные формулы……………………………………………..56 4.2.Обоснование исходных данных для расчета. План бурения и ввода в разработку скважин на расчетный период…………………………………62 4.3.Результаты расчета и их анализ.....................................................................63 5. Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки Северо-Альметьевской площади…………………………………………………….…73 6. Список использованной литературы...................................................................75 7. Графическая часть 7.1.Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………..77 7.2.Графики технологических показателей разработки по промысловым данным ……………………………………………………………………….78 ВВЕДЕНИЕ Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения. До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при этом коэффициент нефтеизвлечения был незначительным. В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения является заводнение. Цель заводнения - вытеснение нефти водой из пластов и поддержание при этом пластового давления на заданном уровне. Вид заводнения должен выбираться в зависимости от геологического строения, коллекторских свойств пласта и флюидов. При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем по мере роста объёма закаченной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Расчёт технологических показателей разработки - очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование изменений технологических показателей разработки во времени. В настоящее время создано несколько десятков методик расчётов технологических показателей разработки, которые могут быть применены для Северо - Альметьевской площади. В курсовом проекте выполнен анализ разработки Северо-Альметьевской площади. Исходя из полученных результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности изменения показателей разработки в зависимости от применяемых систем воздействия и геологической особенности строения площади, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку. Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности ввода недренируемых запасов Северо-Альметьевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо: -дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи; -проанализировать текущее состояние разработки отложений терригенной толщи Северо-Альметьевской площади; -на основании анализа текущего состояния разработки сделать выводы и дать рекомендации по повышению эффективности ввода недренируемых запасов. Для повышения эффективности ввода недренируемых запасов нужно внедрять комплекс мероприятий, включающих в себя работы по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных стволов (в том числе и многозабойные скважины). Данные мероприятия будут направлены, с одной стороны, на создание новых более эффективных систем разработки, с другой, на повышение эффективности использования старого фонда скважин в результате зарезки боковых горизонтальных стволов, что в целом позволит эффективнее разрабатывать недренируемые запасы. Технология зарезки БГС позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить дополнительный отбор запасов нефти за счет ранее находившихся в недренируемых областях залежи, повысить общую величину КИН. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ Северо-Альметьевская площадь расположена в северо-западной части Ромашкинского месторождения (рис.1.1). Расположение Северо-Альметьевской площади относительно других площадей Ромашкинского месторождения показано на рисунке 1.2. Площадь за¬нимает территорию, равную 15558га. В административном отношении Северо-Альметьевская площадь находится на территории Альметьевского района, Республики Татарстан. Рис.1.1 - Географическое положение Ромашкинского месторождения В пределах площади протекает с юго-востока на северо-запад река Степной Зай. В геоморфологическом отношении площадь представляет собой среднепересеченную местность с многочислен¬ными оврагами и балками, местами покрытыми лесом. Абсолютные отметки уровня поверхности земли колеблются в пределах от 90 до 230м. Климат района резко континентальный: суровая холодная зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – юго-западное. Средняя глубина промерзания грунта – 1,5-1,6 м, максимальная - 1,7 м. Рис. 1.2 – Положение Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения На территории площади находятся г. Альметьевск и ряд населенных пунктов. Северо-Альметьевская площадь выделена в самостоятельный объект разработки в 1955 г., при составлении Генеральной схемы разработки Ромашкинского месторождения. В 1957 г. вТатНИПИнефти составлена предварительная схема разработки. Однако эксплуатационное бурение на площади началось после составления в I960 г. проекта разработки, который предусматривал разбуривание площади шестью родами добывающих скважин по сетке 700 х 550 м. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами было принято 1200 м. Согласно данного проекта на центральном и восточном участках площади оставалась неразбуренной полоса шириной 1400 м. Забойное, давление в добывающих скважинах принято равным 9,5 МПа, размещено 327 добывающих и 100 нагнетательйых скважин , 65 скважин отнесено в резерв. В 1967.г в ТатНИПИнефти выполнен проект разработки, предусматривающий ввод в разработку центральной полосы путем бурения нагнетательного рада на восточном и центральном участках, очаговое заводнение на западном и дополнительного бурения добывающих и нагнетательных скважин. В результате более интенсивного внедрения рекомендаций, запроектированный на 1976 г. максимальный уровень добычи нефти был превзойден уже в 1971 г. В связи с этим был проведен анализ разработки площа¬ди с целью уточнения технико-экономических пока¬зателей и выработки рекомендаций по совершенствованию системы разработки. В этой работе предусматривается бурение специальных нагнетательных скважин на алевролиты, при этом давление на устье нагнетательных скважин принято 20 МПа, на водонефтяные зоны, дальнейшее развитие очагового заводнения, снижение забойного давления до и низке давления насыщения. Количество добывающих скважин- 372, нагнетательных - 92 и резервных - 50. В 1978 г. в ТатНИПИнефти составлен проект разработки площади по форме регламента РД-39-3-25-77 и утвержден Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений 23 мая 1978 г. протокол № 628. К внедрению рекомендован третий вариант разработки со следующими основными принципиальными положениями: - добыча нефти в 1980 г. - 3,500 млн.т., в 1985 г. -1,548 млн. т.; - система заводнения - внутриконтурная, линейная с дальнейшим развитием очагового заводнения ; - бурение фонда размещенных по состоянию на 1.01.1978 г. скважин в количестве : всего 186, в том числе добывающих - 154 , нагнетательных - 32 ; - давление ка забое добывающих скважин - 9,0 МПа для обвод¬ненных пластов и 6,0 МПа для безводных и слабопроницаемых пластов; - давление на устье нагнетательных скважин до 15,0 -16,0 МПа для песчаных пластов и до 25,0 для слабопроницаемых ; - способ эксплуатации скважин - механизированный ; - применение поверхностно-активных веществ, концентриро¬ванной серной кислоты и циклического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов ; - капитальные вложения за 1978-1990 г.г. - 70,115 млн.руб. Несмотря на постоянное совершенствование применяемых систем воздействия на площади и процесса разработки, достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения требует внедрения дополнительных мероприятий. В связи с этим, возникла необходимость обобщения обширного фактического материала, накопленного за предыдущие годы и обоснования основных направлений совершенствования дальнейшей разработки горизонтов Д0 и Д1 применительно к поздней стадии. По рисунку 1.2 видно, что Северо-Адьметьевская площадь занимает приблизительно 5% всего Ромашкинского месторождения. Границами, отделяющими Северо-Альметьевскую площадь на севере от Березовской и на юге от Альметьевской площадей, являются разрезающие ряды, на западе естественный контур нефтеносности, на востоке-условная линия, отделяющая ее от Алькеевской площади[2]. 2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ 2.1 Характеристика геологического строения Северо-Альметьевская площадь расположена на северо-запад¬ном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения. Разрез Северо-Альметьевской площади сложен образованиями девонской, каменноугольной и пермской системы палеозоя. К основному эксплуатационному объекту относятся пласты кыновских и пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют общий структурный план. Северо-Альметьевскую площадь по различному гипсометрическо¬му положению кровли пашийского горизонта (подошва "верхнего из¬вестняка") разделили на три части: западную (I блок), централь¬ную, (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание поверхности подошвы "верхнего известняка" отмечается в централь¬ной части площадь абс.отм.-1450-1460 м. В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок- 1465-1475м. На западной части площади происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромащкинское и Ново-Елховское месторождение. Различное гипсометрическое залега¬ние пластов- коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупно зернистые алевролиты. 2.2 Литология пластов Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. Их толщина составляет 3,6 м. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевро¬литы, средняя толщина которых равна 2,7 м. На фоне сплошного раз¬вития пластов -коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д0 изолированы от верхне-пашийскпх отлокений Д_1 пачкой кыновских глин, толщина ко¬торых изменяется от 3,0 до 10,0 м. Средняя глубина залегания горизонта Д_1 равна 1750 м. Залежь нефти горизонта Д_1 относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные. В пределах горизонта выделяется семь пластов : «а», «б1», «б2», «б3», «в», и «г1», «г2+3» и «д» Расчленение и корре¬ляция осуществлялась с использованием геолого-статистическоцр разреза. Пласт «a» является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта «а». На западе и центральном участ¬ке песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пласта «а» составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м. Пласты пачки «б» имеют очень сложное строение. Если услов¬но разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88. Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты «б1», «б2» и «б3». Выделяемые пласты характери¬зуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «б1», «б2» и «б3» соответственно, равна 2,4м, 2м и 1,8 м, а алевролитов - 1,6 м, 1,0 м и 0,9м. Коэффициент литологической связанности песчаников пласта «в» с выше и нижележащими коллекторами, соответственно, состав¬ляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы мери¬дионального простирания. Песчаники зонального интервала «гд» развиты, практически, на всей площади. Согласно индексации, принятой объединением, зо¬нальный интервал "гд" расчленили на три части «г1», «г2+3» и «д». Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59, т.е. в половине скважин между ними отсутствует непроницаемый раздел. В силу структурных особенностей площади пласт «гд» в вос¬точной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы неф¬ти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщен¬ная толщина песчаников пластов «г1», «г2+3» и «д», соответственно, равна 3,3 м, 4,6 м и 3,2 м. Пласт «д»на Северо-Альметьевской площади водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор. Начальный водонефтяной контакт определен по геофизичес¬ким данным. Непосредственный контакт нефти с водой отмечен в 170 скважинах. Распространение контактных зон отме¬чается на центральной части площади. Водонефтяной контакт прос¬леживается главным образом по пластам "гд". Отметки ВНК колеблются от - 1480,7 до - 1489,9, составляя в среднем - -1486,2 м. По пласту «в» водонефтяная зона встречается ввиде узких полос вокруг нефтеносных полей на восточном участке, с отметками ВНК-1485,7-1487,7м[7]. 2.3 Основные параметры пласта 2.3.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность Коллекторские свойства эксплуатационного объекта приведены в табл.2.3.1.1. Они получены на основании исследования кернового и геофизического материалов. Средние значения, определен¬ные по керну и геофизическим данным, имеют некоторое расхождение. Были подсчитаны средние значения пористости и нефтенасыщенности геофизическими методами по каждому пласту горизонтов Д0 и Д1 Таблица 2.3.1.1- Коллекторские свойства эксплуатационного объекта Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Параметры Тип коллектора Пласты Д0 а б1 б2+3 в г1 г2+3 пористость, % песчаник 20,5 20,2 21,3 21,0 20,3 20,4 20,7 алевролит 13,2 13,6 13,5 13,8 13,3 13,7 13,3 нефтенасыщен- ность, д.ед. песчаник 0,836 0,828 0,850 0,846 0,835 0,837 0,838 алевролит 0,691 0,664 0,649 0,665 0,640 0,635 - Как видно из таблицы пористость песчаников изменяется от 20,3% в пласте «в» до 21,3% в пласте «б1», их нефтенасыщенность находится в пределах от 0,828 в пласте «а» до 0.85 в пласте «б1». Пористость алевролитов по всем пластам относительно одинаковая, наименьшее значение наблюдается в пласте Д0 13,2%, наибольшее в пласте б2+3 13,8%, нефтенасыщенность в пласте г2+3 отсутствует, максимальное значение 0,691 в пласте Д0. Характеристика коллекторских свойств и насыщенности продуктивных отложений пласта Д0 и горизонта Д1, представленная в таблице 2.3.1.2, дана на основании анализа результатов проведенных лабораторных и промыслово-геофизических исследований, которые различаются по своему количественному объему. Таблица 2.3.1.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта Д0 по данным исследований Северо-Альметьевской площади Метод определения Наименование Проницаемость, мкм2 Пористость, % Начальная нефтена-сыщен-ность, д.ед. Насыще-нность связан-ной водой, д.ед. Лабораторные исследования керна Количество скважин, шт. 3 3 3 1 Количество определений, шт. 84 89 45 68 Среднее значение 0.947 22.7 0.896 0.104 Коэффициент вариации, д.ед 0.547 0.096 0.074 63.5 Интервал изменения 0.0227-2.239 12.2-26.3 0.641- 0.984 0.016- 0.359 Геофизические исследования скважин Количество скважин, шт. 439 448 417 0.179 Количество определений, шт. 1560 1604 1337 Среднее значение 0.292 18.5 0.783 Коэффициент вариации, д.ед 0.621 0.207 0.124 Интервал изменения 0.009- 1.0 10.0-27.0 0.450-0.960 Принятые при проектировании Среднее значение 0.35 19.1 0.805 Коэффициент вариации, д.ед 0.58 0.20 0.12 Как видно из таблицы 2.3.1.2, по представительному количеству образцов и определений были обоснованы параметры, характеризующие коллекторские свойства отложений. Кроме средних значений приведены интервалы изменения этих параметров и они порой значительны, что указывает на неоднородность отложений. среднее значение проницаемости равно 0,947 мкм2, пористости - 0,227, нефтенасыщенности – 0,896 и насыщеннности связанной водой – 0,104. 2.3.2 Толщина пластов Толщина пласта Д0 кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом До и пластом «а» пашийского горизонта является самим выдер¬жанным на площади. Средняя толщина его около 15 м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 20 до 50 м и в среднем составляет 34,0 м (табл.2.3.2). В горизонте Д1 выделяются 8 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями ар¬гиллитов. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1,0 м до 30,0 м, среднее значение 11,8 м. Таблица 2.3.2 Характеристика толщин пластов Толщина Наименование Зоны пласта(горизонта) По пласту в целом нефтяная водонефт. Общая Средняя, м 24,2 10,8 34 Коэффициент вариации,д.ед 0.23 0.46 0,13 Интервал изменения, м 5,0-45,0 0-30,0 20,0-50,0 Нефтенасыщенная Средняя, м 8,9 5.3 11,8 Коэффициент вариации, д.ед 0.61 0.69 0.52 Интервал изменения, м 1,0-30,0 1,0-15,0 1,0-30,0 Эффективная Средняя, м 8,9 9,3 17,4 Коэффициент вариации, д.ед 0.61 0.54 0.33 Интервал изменения, м 1,0-30,0 1,0-25,0 5,0-40,0 В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой величиной от 2,5 до 4,5 м. Наибольшая толщина характерна для песчани¬ков 5-12 метров в условиях слияния 2-4 пластов в разрезе. Meжду горизонтами Д1 и Д2.глинистый раздел выдержан по площади и толщина его изменяется от 2 до 10 м. Как видно из таблицы 2.3.2 общая толщина по пласту в целом составляет в среднем 34м, нефтенасыщенная – 11,8м, а эффективная – 17,4м. К отличительной особенности Северо-Альметьевской пло¬щади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами «б2», «б3» и «в», который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2 м. 2.3.3 Показатели неоднородности пластов Продуктивные отложения пласта Д0, и горизонта Д1,которые достаточно близки по своей литолого-петраграфической характеристике и в основном представлены переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, где коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупные алевролиты. Пласт Д0 достаточно монолитен, хотя на отдельных участках может быть представлен 2-3 пропластками, залегает в средней части кыновского горизонта и хорошо изолирован от выше- и нижележащих отложений глинистыми образований. В разрезе горизонта Д1 Северо_Альметьевской площади выделены следующие пласты (сверху вниз): а, б1, б2, б3, в и г, д. Основными реперами являются: в кровле – «верхний известняк», в подошве – «муллинские глины». Пласты горизонта Д0 и пласт Д1 вскрыты различным количеством скважин и представлены коллекторами различной насыщенности (табл.2.3.3.1). Таблица 2.3.3.1 - Разобщённость пластов Д0 и Д1 Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Толщина Толщина глинистых разделов, м а - б1 б1 - б2 б2 - б3 б3 - в Минимальная 0.4 0.4 0.4 0.4 Средняя 2.7 1.4 1.6 3.6 Максимальная 6.6 5.4 5.4 7.8 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 показа¬ла, что средняя расчлененность объекта составляет 4,86 пропластка на одну скважину. Коэффициент песчанистости показывает долю коллекторов в разрезе горизонта. Эта величина по скважинам ме¬няется в довольно широких пределах от 0,20 до 0,86. Высокий коэффициент песчанистости связан с участками, где плас¬ты сливаются в единый монолитный пласт. Все вышеуказанное говорит о неоднородном строении эксплуа-тационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения, на данной площади показатели неод-нородности имеют лучшую характеристику. 2.4 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазирован¬ных нефтей, попутных газов по Северо-Альметьевской площади гори¬зонта (кыновский +пашийский) проводится в течение 1967-1982 г.г. Все глубинные пробы были отобраны из скважин при пластовом дав¬лении, т.е. выше давления насыщения. Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппа¬ратуре с применением (в качестве рабочей жидкости) водного раствора хлористого натрия на установках УИПН-2, АСМ-300 по общеизвест¬ной 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 неф¬ти 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 сред¬негодовой 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 ДI 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. Таблица 3.2.1-Структура добывающего фонда по состоянию на 1.01.2011г. по Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения № Категория скважин Количество скважин на 2010г./2009г. 1.1.2010 1.1.2011 % 1. Эксплуатационный фонд в т.ч:фонтан ЭЦН ШГН В освоении 425 18 79 328 0 431 16 74 341 0 6 -2 -5 13 0 101,4 88,9 93,7 104,0 0 2. Действующий фонд В т.ч:фонтан 394 0 403 1 9 -9 102,2 0 ЭЦН 77 72 -5 93,5 ШГН 317 330 13 104,0 3. Бездействующий фонд 31 28 -3 90,3 4. В освоении 0 0 0 0 Средний дебит нефти на одну скважину увеличился с 5,63 т/сут до 5,9 т/сут; средний дебит жидкости с 24,74 т/сут до 24,8 т/сут; в том числе по скважинам, оборудованным ЭЦН, увеличился на 0,67 т/сут нефти и составляет – 7,95 т/сут; по скважинам, оборудованным ШГН - 4,13 т/сут, что на 1,08 т/сут ниже, чем в 2010г. На 1.01.2011 г. бездействующий фонд составляет 28 скважин или 6,5% эксплуатационного фонда, что на 3 скважины меньше, чем в 2010г. Из находящихся в бездействующем фонде скважин 28,6% требуют проведение капитального ремонта, в т.ч 3 скважины ожидают герметизации эксплуатационных колонн, 2 скважины чистку и углубление забоя, 3 скважины ликвидации осложнений. б) Нагнетательный фонд. По состоянию на 1.01.2011 на площади пробуренный фонд составил 264 скважины (табл. 3.2.2.). По фактическому использованию структура нагнетательного фонда представлена в следующей таблице: Таблица 3.2.2 - Структура нагнетательного фонда Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения № Категория скважин Количество скважин на 2010/2009 1.01.2010 1.01.2011 % 1. Эксплуатационный нагнетательный фонд 321 325 101,2 2. Действующий фонд, 300 311 103,7 в т.ч. остановленные по технич. причинам 67 124 185,1 3. Бездействующий фонд 20 13 65,0 4. В освоении, 1 1 100 в т.ч.: после бурения 0 0 0 после эксплуатации 1 1 100 Под нагнетание воды в отчетном году освоено 7 скважин, в т.ч. 4 из них из пробуренного фонда, 2 скважины из старого фонда и 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 5,705 тыс.т. Средняя приемистость одной скважины на конец отчетного года составила 54 м3/сут. На 1.01.2011 бездействующий нагнетательный фонд составляет 13 скважин или 6,0% от эксплуатационного фонда. Из находящихся в бездействии скважин 54% требуют капитального ремонта (в т.ч. 1 скважина - бурение второго ствола, 3 скважины герметизации эксплуатационной колонны, 3 скважины ликвидации осложнений и 1 скважина с углублением и чисткой забоя). в) Прочие скважины. По состоянию на 1.01.2011г. на Северо - Альметьевской площади 5 добывающих скважин находятся в консервации: 2 скважины из-за высокой обводненности и 3 скважины из-за малодебитности. По состоянию на 1.01.2011г. контрольный фонд составил 43 пьезометрические скважины (в т.ч. 2 наблюдательные). В ожидании ликвидации находятся 6 скважин. Количество ликвидированных скважин на 1.01.2011г. составляет 120 скважин, в том числе 1 скважина ликвидирована после бурения, 119 скважин после эксплуатации. На другие горизонты переведены 97 скважин[9]. 3.3 Анализ текущего состояния разработки объекта. Технологические показатели с начала разработки. За 2010 год из продуктивных горизонтов Д1+Д0 Северо-Альметьевской площади добыто 740,778 тыс. т нефти, с начала разработки площади добыто 112188,0 тыс. т нефти (88,7% от НИЗ). Годовой отбор, темп отбора от НИЗ и выработка от НИЗ представлены в таблице 3.3.1. Основная добыча нефти, как и прежде, ведется из коллекторов 1 группы с глинистостью менее 2% -385 тыс.т или 52,0% от годовой добычи по объекту. Из трудноизвлекаемых коллекторов II группы добыто 143 тыс.т (19,1 % от добычи по объекту), из ВНЗ – 2,902 тыс. т (0,39 %). Остальная добыча ведется из коллекторов песчаников с глинистостью более 2 %, группа (1) - 210 тыс. т. - 28,3%. Таблица 3.3.1 – Добыча нефти по горизонтам на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Пласт 2009 г. 2010 г. С начала разработки добыто нефти, Qн, тыс. т темп отбора от НИЗ, Тниз, % добыто нефти, Qн, тыс. т темп отбора от НИЗ, Тниз, % накопленная добыча нефти, Qнак, тыс.т. темп отбора от НИЗ, Тниз, % «а» 156 0,65 151 0,63 21981 90,9 «б1» 78 0,8 78 0,8 8447 86,6 «б2» 110 0,7 104 0,72 12819 88,9 «б3» 22 0,28 23 0,30 6668 84,8 «в» 37 0,32 38 0,34 9706 84,6 «г1» 31 0,22 28 0,2 13188 94,1 «г2+3» 5,5 0,04 5,0 0,04 13280 89,5 «д» 0 0 0 0 558 92,4 Д0 294 1,0 311 1,06 25541 87,0 Д1+Д0 734 0,58 741 0,59 112188 88,7 С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов Д1+Д0 извлечено – 88,7% от НИЗ, в том числе из коллекторов 1 группы 73046 тыс. т или 93,0% от НИЗ; из ВНЗ добыто 14,335 тыс. т - 86,1% от НИЗ; из коллекторов II группы 10,638 тыс. т – 71,3 % от НИЗ, из коллекторов (1) группы добыто 14,163 тыс. т нефти или 86,8 % от НИЗ. На 1.01.2011 года в активную разработку вовлечено 108620 тыс. т запасов, в том числе 118,230 тыс. т за 2010 год. В настоящее время основной задачей является интенсификация выработки низкопродуктивных коллекторов. За 2010 год по 1 блоку Северо - Альметьевской площади добыча нефти составила 198 тыс.т нефти, что выше уровня 2009г. на 13,6 тыс. т. Среднегодовая обводненность - 73,2% при выработке запасов 80,7%, темп отбора 3,9%, текущий КИН-0,422. В течение года по блоку были выполнены следующие геолого- технические мероприятия: введено из бурения 8 скважин (из них 4 добывающие и 4 нагнетательные скважины, в том числе ОРЭ и З на 1 скважине) с дополнительной добычей 13 тыс.т нефти. ОРЗ, ОРЭ и З внедрены на 3 скважинах с дополнительной добычей 0,074 тыс.т, ГРП провели на 3 скважинах (на 1 добывающей и на 2 нагнетательных скважинах из бурения) с дополнительной добычей 1,314 т нефти. Работы по КРС по восстановлению добычи нефти за счет герметизации эксплуатационных колонн выполнены на 4 скважинах, в ожидании КРС с нарушениями э/к находятся 2 добывающие скважины. В результате перевода КНС 117 с пресной закачки на сточную созданы условия для улучшения хода выработки глинистых коллекторов 1 блока, так и для обеспечения необходимого перераспределения закачки сточной воды по всем сточным КНС, работающих с САТП (Северо-Альметьевского товарного парка). За этот период появились существенные результаты – приемистость по КНС увеличена на 500м3/сут. Пластовое давление в зоне отбора на участках КНС-117 увеличилось на 3 атм. Для обеспечения плана добычи запланированы следующие виды ГТМ: бурение 1 добывающей скважины, внедрение ОРЭ и ОРЗ на 2 скважинах, ввод из неработающего фонда - 4 скважины, продолжить работы по ГРП. Второй блок является основным по запасам и темпам выработки на площади. В 2010 году добыто 365 тыс. т нефти, что выше прошлогоднего уровня на 2,75 тыс.т., обводненность по блоку- 78,0%, отобрано от НИЗ -91,1%. Объем технологической закачки составил 1802 тыс.м3 при компенсации - 106,4%. Пластовое давление в зоне отбора -154,8 атм. Добыча нефти обеспечивается за счет бурения новых скважин. Так, в 2010 году добыча нефти по скважинам, пробуренным с 2005 года, достигла 90 тыс.т (более 24,7% всей добычи по блоку). Наблюдаемый ранее рост обводненности по блоку за период 2005-2007гг. в основном связан с вводом в эксплуатацию новых скважин, бурением под город по нижним заводненным зонам с целью организации довыработки их остаточных запасов, что повлекло по блоку значительный рост объемов отбора жидкости, процента обводненности. В текущем году уменьшение отбора жидкости связано с переходом 8 скважин из нижних пластов на верхние пласты, а также с проведением работ по программе циклического отбора и циклической закачки. В течение года выполнены следующие основные геолого-технические мероприятия: ГРП провели на 4 скважинах (на 2 добывающих и на 2 нагнетательных скважинах) с дополнительной добычей, введены под закачку 2 скважины с дополнительной добычей по ним - 1,495 тыс.т, внедрено ОРЗ на 6 нагнетательных скважинах с дополнительной добычей 1,520 тыс.т, ОРЭ на 1 добывающей скважине с дополнительной добычей 0,233 тыс.т, ОРЭ и З на 1 скважине с дополнительной добычей 0,249 тыс.т, введено из бездействующего фонда – 5 скважин. Капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн и ликвидации аварии выполнены на 2 добывающих и на 5 нагнетательных скважинах, в ожидании КРС находятся 4 скважины. В 2011 году по блоку добыто 345,680 тыс.т нефти, закачено 1958 тыс.м3. С целью стабилизации добычи нефти по блоку решено в 2011 году внедрение ОРЭ – на 1 скважине, ГРП на 4 скважинах. По третьему блоку в 2010 году добыто 177 тыс.т нефти, что ниже норм на 3,0 тыс.т. Обводненность по блоку составляет 72,9% при выработке запасов 88,9%. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 127,7%. Пластовое давление в зоне отбора - 163,5 атм. За год по блоку провели ГРП на 2 добывающих скважинах с дополнительной добычей 0,212 тыс. т, внедрение ОРЗ на 2 скважинах с дополнительной добычей 1,490 тыс. т, введено из бездействующего фонда – 5 скважин. По 3 блоку снижение уровня добычи нефти, а также сокращение отбора жидкости и объема закачки связано с проведением работ по циклическому отбору на добывающих скважинах и циклической закачки на КНС -10016. В течение года капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн выполнены на 5 скважинах. Основной проблемой по блоку в последние годы являлось наличие участков с повышенным пластовым давлением, что было связано с вынужденной перекачкой сточных вод. В связи с переводом КНС-117 с пресной закачки на сточную воду запланированы и проводятся мероприятия по снижению количества зон с аномально высоким пластовым давлением. В текущем году на участке закачки КНС-10016 из 20 скважин с АВПД осталось 7 скважин. Динамика технологических показателей по промысловым данным представлена в таблице 3.3.2 Таблица 3.3.2 - Динамика технологических показателей Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Северо-Альметьевская площадь годы Годовая добыча нефти, Qн тыс.т Годовая добыча жидкости, Qж, тыс.т обводненность продукции, % Годовая закачка, Qз, тыс.т 1 2 3 4 5 1955 136 138 1,5 0 1956 330 331 0,4 0 1957 487 492 1 0 1958 456 465 2 0 1959 309 312 1,2 352 1960 438 449 2,4 797 1961 741 751 1,3 1141 1962 1807 1830 1,3 1798 1963 2206 2256 2,2 3182 1964 2544 2664 4,5 4281 1965 2836 3073 7,7 4461 1966 3397 3819 11,1 5190 1967 3465 4121 15,9 5547 1968 3630 4424 18 6184 1969 3788 4748 20,2 7066 1970 4153 5419 23,4 7983 1971 4606 6111 24,6 8411 1972 4953 6791 27,1 8935 1973 5257 7890 33,4 9953 1974 5384 8729 38,3 10636 1975 5332 9384 43,2 11443 1976 5045 9848 48,8 11492 1977 4812 10327 53,4 11854 1978 4565 11147 59 12323 1979 4068 11583 64,9 12536 1980 3702 12694 70,8 13649 1981 3227 12994 75,2 13590 Продолжение табл.3.3.2 1 2 3 4 5 1982 2806 13248 78,8 13943 1983 2348 13235 82,3 13995 1984 1942 13532 85,6 14582 1985 1637 13882 88,2 14807 1986 1448 12362 88,3 13085 1987 1334 11006 87,9 10709 1988 1194 9809 87,8 9792 1989 1108 8227 86,5 8510 1990 1067 7158 85,1 7617 1991 996 6404 84,4 6634 1992 929 5697 83,7 5886 1993 882 5041 82,5 5247 1994 849 4328 80,4 4693 1995 808 3835 78,9 4344 1996 764 3066 75,1 3466 1997 759 2595 70,8 2932 1998 724 2458 70,5 2830 1999 712 2408 70,4 3516 2000 715 2669 73,2 2989 2001 711 2543 72 2808 2002 723 2694 73,2 3349 2003 708 2750 74,3 3779 2004 718 2679 73,2 3723 2005 742 2693 72,4 3410 2006 754 2895 74,0 3892 2007 763 3186 76,1 4100 2008 758 2976 78,2 3823 2009 734 3049 78,9 3905 На рисунке 3.3.1 можно рассмотреть динамику отбора нефти, жидкости за все время разработки Северо-Альметьевской площади. На рисунке 3.3.2 можно рассмотреть обводненность продукции за все время разработки Северо-Альметьевской площади. На рисунке 3.3.3 можно рассмотреть объем закаченного агента за все время разработки Северо-Альметьевской площади. Рисунок 3.3.1 - Динамика отбора нефти, жидкости за все время разработки Северо-Альметьевской площади Рисунок 3.3.2 - обводненность продукции за все время разработки Северо-Альметьевской площади Рисунок 3.3.3 - объем закачиваемого агента за все время разработки Северо-Альметьевской площади Как видно из рисунка 3.3.1 максимальная добыча нефти по Северо-Альметьевской площади составляла 5300 тыс.т в 1973 году. Максимальная добыча жидкости наблюдалась в 1984 году 14000 тыс.т. Обводненность продукции росла до 1985 года и составляла 90%, затем доля воды в добываемой продукции снизилась к началу 2000 года до 70%. Закачка жидкости по сравнению с максимальным значением в 1985 году снизилась в три раза и составляет 4000 тыс.т. Контроль за подъемом ВНК, продвижением контуров нефтеносности осуществлялся по результатам бурения новых скважин, по промысловым данным обводнения добывающих скважин и по результатам геофизических исследований (табл.3.3.3). Таблица 3.3.3 - Глубина ВНК Новые скважины Соседние скважины +,-, м № скв ВНК,м № скв ВНК,м 21496 1489,0 14792 1490,0 1,0 21499 1484,5 5755 1484,8 0,3 32513 1485,5 21168 1484,7 -0,8 Средняя глубина отметки ВНК по площади составляет -1485,5м. В течение 2010 года пластовое давление в зоне отбора на уровне прошлого года. Основное снижение пластового давления приходится на 3 блок, что связано с целенаправленным регулированием объемов закачки в связи с переводом КНС-117 на закачку сточной воды[11]. Динамика пластового давления по зонам отбора показана в таблице 3.3.4. Таблица 3.3.4 - Динамика пластового давления на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Зоны Пластовые давления, атм Изменение давления за год, атм На 1.01.2010г. На 1.01.2011г. В зоне отбора 155,5 155,5 0 В зоне нагнетания 196,0 197,3 1,3 В целом по площади 173,6 174,7 1,4 На 1.01.2011 на площади 135 добывающих скважин с пониженными пластовыми давлениями ниже 140 атм, в том числе 30% в ожидании проведения ГТМ на нагнетательных скважинах (ОПЗ, КРС, внедрение ОРЗ), в ожидании восстановления пластового давления после проведенных мероприятий- 35%. В 2011 году планируется сокращение фонда скважин с пониженным давлением на 30%, составлен комплекс ГТМ для проведения мероприятий по нагнетательным скважинам. 3.4 Динамика ввода скважин по годам с 2000г, добыча нефти и воды по ним. Динамика ввода скважин по годам с 2000г, а также добыча нефти и воды по ним показана в таблице 3.4.1. Таблица 3.4.1 – Динамика скважин введенных в разработку с 2000 г Бурение за 2000 год Ввод новых 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 скважин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 Qн,т 1128 882 214 176 134 6 30 78 60 0 0 Qж,т 7299 7142 3443 1305 1742 255 1354 3118 2236 0 0 2 Qн,т 390 540 0 0 0 0 0,04 0,08 0,87 0 0 Qж,т 4283 5615 0 0 0 0 6,95 16,18 37,57 0 0 3 Qн,т 2779 4242 7599 6488 6035 5754 3852 3038 1999 1339 1824 Qж,т 6799 17467 40524 33855 34481 42140 39153 40926 33745 16161 7225 4 Qн,т 1626 315 422 2556 3536 4315 4542 4985 5331 5771 4669 Qж,т 10475 5041 2301 3258 4416 5378 5262 5642 6133 6863 5428 Итого Qн,т 5923 5979 8235 9220 9705 10075 8424 8101 7390 7110 6493 Qж,т 28856 35805 46268 38418 40639 47773 45776 49702 42114 24230 12653 В, % 79,5 83,3 82,2 76,0 76,1 78,9 81,6 83,7 82,5 70,7 48,7 Бурение за 2001 год 1 Qн,т 143 688 508 421 654 86 241 411 66 14 Qж,т 735 2798 3352 3268 3457 1291 4133 8521 2236 860 2 Qн,т 890 9039 10887 7095 5363 4793 4125 2657 1629 469 Qж,т 1376 15426 27457 32392 33004 30623 30095 33014 33607 16874 3 Qн,т 559 425 123 443 309 446 123 12 16 21 Qж,т 1090 1015 309 926 567 1169 2258 196 396 1036 4 Qн,т 27 310 21 12 22 61 20 12 12 12 Qж,т 1518 4941 1168 365 1128 1358 798 204 100 136 Продолжение таблицы 3.4.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 5 Qн,т 171 1559 2771 4081 3497 4274 3355 2394 1749 2268 Qж,т 3916 5234 3415 4954 4360 6082 6645 6417 7222 7027 6 Qн,т 1629 2906 2822 2780 1997 1996 1758 1365 2014 2469 Qж,т 1974 3344 3275 3303 2321 2317 2026 1579 2343 2868 Итого Qн,т 3419 14927 17132 14832 11824 11656 9622 6851 5486 5253 Qж,т 10609 32758 38976 45208 44837 42840 45955 49931 45904 28801 В, % 67,8 54,4 56,0 67,2 73,6 72,8 79,1 86,3 88,0 81,8 Бурение за 2002 год 1 Qн,т 1817 3214 1060 580 469 132 32 25 101 Qж,т 11476 25312 2734 8082 8108 2879 1335 842 2834 2 Qн,т 597 1252 1006 1127 1119 740 824 469 774 Qж,т 4352 5170 4695 4732 4912 5386 5285 3247 5421 3 Qн,т 410 123 72 232 159 96 187 293 548 Qж,т 4626 1915 941 2713 2190 1658 1648 3092 3087 4 Qн,т 1843 2901 779 885 281 693 60 36 125 Qж,т 31905 49423 17544 20815 6699 20493 3903 2039 4092 Итого Qн,т 4667 7490 2917 2824 2028 1661 1103 823 1548 Qж,т 52359 81820 41114 36342 21909 30416 12171 9220 15434 В, % 91,1 90,8 92,9 92,2 90,7 94,5 90,9 91,1 90,0 Бурение за 2003 год 1 Qн,т 59 7 1 6 1 228 170 31 Qж,т 490 2438 36 259 9 8352 7006 2961 2 Qн,т 11 1451 1658 2308 1595 2776 2279 2922 Qж,т 21 1933 2978 3504 3392 4441 4788 6224 3 Qн,т 5247 5211 12853 10978 1297 3111 952 11 Qж,т 6059 6175 15097 14863 13415 16015 8747 274 4 Qн,т 1518 5049 8298 9800 10635 8605 5493 3162 Qж,т 1799 5990 9831 12297 13273 11212 8028 4085 Продолжение таблицы 3.4.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 5 Qн,т 93 226 241 801 1741 1310 819 173 Qж,т 760 4146 2586 6777 9467 8904 8381 3755 6 Qн,т 410 1977 408 91 0 71 18 16 Qж,т 741 3727 1274 360 0 1347 532 1035 7 Qн,т 1 2206 799 1711 1991 839 1706 1142 Qж,т 80 34104 14693 23621 30973 16005 30894 28109 Итого Qн,т 7339 16127 24258 25695 17260 16940 11437 7457 Qж,т 9950 58513 46495 61681 70529 66276 68376 46443 В, % 26,2 72,4 47,8 58,3 75,5 74,4 83,3 83,9 Бурение за 2004 год 1 Qн,т 2862 1961 3575 4391 3195 2088 2155 Qж,т 42042 30597 44151 57951 58373 47502 41012 2 Qн,т 3828 3805 4098 4943 4792 3294 3588 Qж,т 7801 9045 11250 10768 11298 8520 8817 3 Qн,т 969 1229 1011 2558 2245 492 211 Qж,т 1133 1450 1187 2837 2780 730 529 4 Qн,т 214 448 47 4 0 0 0 Qж,т 3546 14555 1208 29 0 0 0 5 Qн,т 55 132 6 5 330 56 12 Qж,т 2622 5672 53 27 391 80 76 6 Qн,т 2 483 3534 4305 3349 3162 2026 Qж,т 574 1613 4105 4727 4005 3866 2367 Итого Qн,т 7930 8058 12271 16206 13911 9092 7992 Qж,т 57718 62932 61954 76339 76847 60698 52801 В, % 86,3 87,2 80,2 78,8 81,9 85,0 84,9 Бурение за 2005 год 1 Qн,т 4695 3630 163 1199 1441 1443 Qж,т 25068 37464 3800 25101 28245 30200 Продолжение таблицы 3.4.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2 Qн,т 5946 8493 3091 3674 1061 290 Qж,т 41388 48650 57656 51737 30139 10050 3 Qн,т 452 649 851 3890 5083 8013 Qж,т 6401 5715 10097 11624 15783 22516 4 Qн,т 759 1607 1049 1574 2090 1768 Qж,т 4974 8642 6806 6825 8956 7113 5 Qн,т 570 1192 882 1015 706 185 Qж,т 679 1352 1096 1391 1189 2179 6 Qн,т 1504 1775 3063 3660 3183 3115 Qж,т 16444 2193 3356 4079 3559 3578 7 Qн,т 427 2406 2191 3105 464 128 Qж,т 11503 3795 6527 9887 8918 3672 8 Qн,т 3998 5887 3256 3277 2861 3010 Qж,т 12991 30964 32680 30880 36319 43176 9 Qн,т 132 1369 1495 1430 1003 803 Qж,т 161 1513 1690 1630 1166 981 10 Qн,т 797 4578 6663 5559 5572 4558 Qж,т 959 5346 8223 9116 11310 10141 Итого Qн,т 19148 31586 22704 28383 23464 23313 Qж,т 120407 145490 131736 152070 145421 133428 В, % 84,1 78,3 82,8 81,3 83,9 82,5 Бурение за 2006 год 1 Qн,т 2253 1721 4481 4747 6181 Qж,т 23633 29409 18760 17813 17287 2 Qн,т 804 496 1500 1957 1858 Qж,т 17453 11065 34837 42986 42040 3 Qн,т 380 8530 2912 2277 2217 Qж,т 652 21459 13493 10480 7888 Продолжение таблицы 3.4.1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Итого Qн,т 3437 10747 8893 8981 10256 Qж,т 41738 61933 67090 71279 67215 В, % 91,8 82,6 86,7 87,4 84,7 Бурение за 2007 год 1 Qн,т 4998 4766 4211 2429 Qж,т 6393 7431 9058 8509 2 Qн,т 1075 3378 1520 1123 Qж,т 1632 5529 3009 1977 3 Qн,т 3760 8849 9262 11912 Qж,т 4473 10227 10957 14279 4 Qн,т 674 1404 671 265 Qж,т 13406 32604 17933 7068 5 Qн,т 666 3876 3180 3806 Qж,т 1044 4396 3684 4417 6 Qн,т 35 1897 1371 439 Qж,т 41 2144 1608 536 Итого Qн,т 11208 24170 20215 19974 Qж,т 26989 62331 46249 36786 В, % 58,5 61,2 56,3 45,7 Бурение за 2008 год 1 Qн,т 903 484 10251 Qж,т 22707 7420 14043 2 Qн,т 874 6781 6582 Qж,т 970 7839 11046 3 Qн,т 1132 1585 1465 Qж,т 1280 3201 4183 4 Qн,т 2203 3822 4594 Qж,т 5563 11889 7358 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 5 Qн,т 1504 2125 1190 Qж,т 2062 5643 8465 Итого Qн,т 6616 14797 24082 Qж,т 32582 35992 45095 В, % 79,7 58,9 46,6 Бурение за 2009 год 1 Qн,т 2553 2975 Qж,т 2918 3458 2 Qн,т 862 97 Qж,т 13656 4186 Итого Qн,т 3415 3072 Qж,т 16574 7644 В, % 79,4 59,8 Бурение за 2010 год 1 Qн,т 1096 Qж,т 7855 2 Qн,т 1810 Qж,т 1960 3 Qн,т 687 Qж,т 1243 4 Qн,т 3917 Qж,т 4445 5 Qн,т 1582 Qж,т 1804 Итого Qн,т 9092 Qж,т 17307 В, % 47,5 С 2000 года по 2010 из бурения в разработку было введено 58 скважин. Обводненность новых скважин в среднем близка к 80%. В 2010 году на Северо - Альметьевской площади добыча нефти составила 741 тыс.т нефти (при норме 727 тыс.т). Темп выработки по горизонтам Д1+Д0 по Северо-Альметьевской площади составляет 0,59 % от начальных извлекаемых запасов, от текущих - 4,93%. В 2009 году введено из бурения на добычу нефти 2 скважины и внедрено ОРЭ, которые обеспечили добычу 6487 тыс.т. (средний дебит 9,8 т/сут.). В 2010 году на площади выполнены следующие геолого–технические мероприятия: Технология ОРЗ внедрена на 9 скважинах с дополнительной добычей 3,062 тыс.т нефти, ОРЭ на 1 скважине с дополнительной добычей 0,233 тыс.т нефти, ОРЭ и З на 2 скважинах с дополнительной добычей 0,271 тыс.т нефти. ГРП на 5 добывающих скважинах и на 4 нагнетательных скважинах с дополнительной добычей 2,6 тыс.т нефти. Добыча нефти по 14 скважинам, введенным из бездействия составила 5,443 тыс. т нефти (план 2,8 тыс. т), средний дебит на 1 скважину составил -2,1 т/сут. Под нагнетание воды в отчетном году освоено 7 скважин, в т.ч. 4 из них из пробуренного фонда, 2 скважины из старого фонда и 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 5,705 тыс.т. Основной объем добычи нефти происходит за счет регулирования процессов разработки (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков жидкости и др.). С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов ДI и Д0 добыто 112,188 млн. т нефти, или 88,7 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,486. На 1.01.2011г. все добывающие скважины подключены к системе газосбора. В течение отчетного года из продуктивных пластов девона добыто 38,481 млн.м3 попутного газа. С начала разработки площади добыто 6513,838 млн.м3 нефтяного газа. Средний газовый фактор составляет 52,1м3/т. В 2010 году освоено под очаговое заводнение 4 скважины и 3 скважины дополнительное разрезание (скважины: №№11318, 5605, 5594д - после эксплуатации на нефть, №№32513, 32543, 32552, 32539 - из бурения). В 2010 году годовая закачка по промысловому учету составила 3,535 млн. м3 воды. Технологическая закачка 3,535 млн. м3 воды, это на 0,371 млн. м3 меньше, чем в 2009 году. Соотношение закачки к отбору жидкости – 112,4%. Объем закачки за контур нефтеносности - 0,268 млн.м3. В результате компенсация отбора жидкости производительной закачкой составила 104,0% (таб.3.4.2). Производительная закачка составляет – 3,267 млн. м3, или 92,4 % от общего объема технологической закачки. Компенсация годовых объемов отборов жидкости в пластовых условиях закачкой по пластам приведена ниже: Таблица 3.4.2 - Компенсация годовых объемов отборов жидкости в пластовых условиях закачкой на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Пласты Закачка, тыс.м3 Компенсация, % Рпл., атм Рпл., атм 2009г 2010г 2009г 2010г На 1.01.10 На 1.01.11 До 1,442 1,261 125,5 107,5 157,5 155,7 «а» 1,088 0,974 179,7 178,2 156,0 160,0 «б1» 0,400 0,351 105,8 90,5 156,3 152,9 «б2» 0,594 0,502 127,5 117,8 155,8 157,9 «б3» 0,089 0,151 75,2 123,6 152,2 152,8 «в» 0,090 0,064 40,4 31,1 148,0 148,0 «г1» 0,168 0,172 54,8 73,6 154,0 155,6 «г2+3» 0,034 0,061 57,2 119,5 154,3 155,5 Итого: 3,905 3,535 118,1 112,4 155,5 155,5 С начала разработки в продуктивные пласты горизонтов Д1+Д0 закачано 357,426 млн.м3 технологической жидкости. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 104,9 %. По состоянию на 1.01.2011г. все 403 скважины действующего фонда обводнены. Распределение скважин по обводненности в процентном отношении показано в таблице 3.4.3. Добыча воды за 2010 год составила 2,316 млн. т. За год сокращен отбор попутной воды на – 314,8 тыс.т., в том числе за счет остановки 10 предельно обводненных скважин на 198 тыс.т; изоляции водопритоков без отключения пластов на 5 скважинах на 3,1 тыс. т, отключения обводненных пластов на 17 скважинах на 50,2 тыс.т. С начала разработки по площади отобрано 200,225 млн. т. воды. Водонефтяной фактор 1,78. Таблица 3.4.3 - Степени обводненности фонда скважин на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения Степень Обводненности На 01.1.2010г. кол-во скв. На 01.01.2011г. кол-во скв. к началу 2010 г. кол-во скв. до 2% От 2% до 20% 50 43 -7 От 20% до 50% 64 58 -6 От 50% до 90% 161 173 12 Свыше 90 % 119 129 10 Всего 394 403 9 Степень обводненности скважин Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения в основном более 50%. Скважины с обводненностью от 2% до 50% составляют третью часть от всех скважин, процент обводненности по скважинам растет. 3.5 Расчет показателей разработки базового варианта. Оценка НИЗ и ВНФ по данным динамики добычи нефти и воды по базовому и фактическому вариантам разработки. Показатели добычи по территории Северо-Альметьевской площади за 2000-2010 год представлены в таблице 3.5.1. Таблица 3.5.1 – Показатели добычи за 2000-2010 годы Базовая добыча 1 2 3 4 5 Параметры Qн , тыс.т Qж , тыс.т Qнак.н , тыс т Qнак ж , тыс.т 2000 709,1 2640,1 709,1 2640,1 2001 701,6 2496,6 1410,7 5136,7 2002 695,2 2562,6 2105,8 7699,3 2003 666,9 2580,8 2772,7 10280,2 2004 666,5 2435,8 3439,2 12716,0 2005 665,8 2334,2 4104,9 15050,2 2006 658,9 2469,6 4763,9 17519,8 2007 665,5 2692,4 5429,3 20212,2 2008 643,7 2696,8 6073,1 22909,0 2009 629,2 2697,9 6702,3 25606,9 2010 623,8 2586,4 7326,1 28193,3 Добыча из новых скважин 2000 5,9 28,9 5,9 28,9 2001 9,4 46,4 15,3 75,3 2002 27,8 131,4 43,2 206,7 2003 41,2 169,2 84,3 375,8 Продолжение таблицы 3.5.1 2004 51,5 243,2 135,8 619,0 2005 76,2 358,8 212,0 977,8 2006 95,1 425,4 307,1 1403,2 2007 97,5 493,6 404,6 1896,8 2008 114,3 492,2 518,9 2389,0 2009 104,82 524,1 623,7 2913,1 2010 118,5 558,6 742,2 3471,7 Добыча с учетом новых скважин 2000 715 2669 715 2669 2001 711 2543 1426 5212 2002 723 2694 2149 7906 2003 708 2750 2857 10656 2004 718 2679 3575 13335 2005 742 2693 4317 16028 2006 754 2895 5071 18923 2007 763 3186 5834 22109 2008 758 3189 6592 25298 2009 734 3222 7326 28520 2010 742 3145 8068 31665 Сравнение базового варианта годовой добычи нефти и жидкости за период с 2000 по 2010 год включительно с показателями фактической добычи после ввода новых скважин показано на рисунках 3.5.1 и 3.5.2. Рисунок 3.5.1 – График показателей годовой добычи нефти Рисунок 3.5.2 – График показателей годовой добычи жидкости Технологическая эффективность применения технологии – прирост дебита по нефти, и следовательно, величина дополнительно добытой нефти зависит от базового значения дебита скважины, обводненности, степени вовлечения ранее не дренируемых пропластков до обработки. Для расчета дополнительной добычи нефти используют характеристики вытеснения. Поясним методику на примере использования характеристик вытеснения Сазонова и Камбарова. Метод Сазонова Qн = А + В lnQж Похожие статьи:
|
|