СКАЧАТЬ:  kursovoy_1.zip [901,16 Kb] (cкачиваний: 127)

                                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 ……………………………………….……………...42

4. Прогнозный расчет технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть

4.1.Основные расчетные формулы……………………………………………..50

4.2.Обоснование исходных данных для расчета. План бурения и ввода в разработку скважин на расчетный период…………………………………56

4.3.Результаты расчета и их анализ.....................................................................57

5. Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки Северо-Альметьевской площади…………………………………………………….…65

6. Список использованной литературы...................................................................67

7. Графическая часть

7.1.Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………..68

7.2.Графики технологических показателей разработки по       промысловым данным ……………………………………………………………………….72                     

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.

1       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 за­нимает 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 многочислен­ными 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 площа­ди с целью уточнения технико-экономических пока­зателей 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 обвод­ненных 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, концентриро­ванной 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-запад­ном 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 гипсометрическо­му положению кровли пашийского горизонта (подошва "верхнего из­вестняка") разделили на три части: западную (I блок), централь­ную, (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание поверхности подошвы "верхнего известняка" отмечается в централь­ной 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 залега­ние 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 алевро­литы, средняя толщина которых равна 2,7 м. На фоне сплошного раз­вития пластов -коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д₀ довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д₀ изолированы от верхне-пашийскпх отлокений  пачкой кыновских глин, толщина ко­торых изменяется от 3,0 до 10,0 м.

Средняя глубина залегания горизонта   равна 1750 м. Залежь нефти горизонта   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 корре­ляция 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 участ­ке 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 услов­но 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 характери­зуются 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, состав­ляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы мери­дионального простирания.

Песчаники зонального интервала «гд» развиты, практически, на всей площади. Согласно индексации, принятой объединением, зо­нальный 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 вос­точной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы неф­ти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщен­ная 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 геофизичес­ким данным. Непосредственный контакт нефти с водой отмечен в 170 скважинах. Распространение контактных зон отме­чается на центральной части площади.

 Водонефтяной контакт прос­леживается 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, определен­ные 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

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

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 выдер­жанным 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 ар­гиллитов.

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 

В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой величиной от 2,5 до 4,5 м. Наибольшая толщина характерна для песчани­ков 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 пло­щади 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

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

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

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

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 Березовской 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

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/с; 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

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].