СКАЧАТЬ:  kurs.zip [1,4 Mb] (cкачиваний: 100)

1 Краткая характеристика геологического строения.

Геологический разрез Зай-Каратайской площади представлен (снизу вверх) девонской, каменноугольной и пермской системами. Наибольшая глубина вскрытых пластов составляет около 2000м.

Девонская система (D) подразделяется на средний (D₂) и верхний девон. Средний девон представлен породами эйфельского (D₂ef)  и живетского (D₂gv) ярусов.  Верхний девон представлен  породами франского (D₃fr)  и фаменского (D₃fm)  ярусов. В свою очередь  франский и фаменский ярусы включают в себя нижний, средний и верхний подъярусы.

Относимые к эйфельскому ярусу (D₂ef) отложения бийского горизонта (D₂^bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нижнебазальтовая гравийно-песчаная (пласт D_V) и, залегающая выше, карбонатно-аргилитовая. Пласт D_V сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчаниками с примесью гравийного материала. Залегание горизонта с 1920 до 1880м. Мощность горизонта колеблется до 40 метров. Живетский  ярус (D₂gv)  объединяет: воробьевский, ардатовский  и муллинский горизонты. Воробъевские слои  (D₂^vb)  представлены: светлыми и темнокоричневыми плох о  отсортированными песчаниками с редкими прослоями мелкозернистых  глинистых алевролитов. Глубина залегания от 1880 до 1850м. Мощность горизонта 30м. Ардатовские слои (D₂^ar) сложены глинистыми алевролитовыми с редкими прослоями сидеритовых руд и светлосерыми мелкозернистыми песчаниками. Мощность  горизонта  40 метров. Глубина залегания от 1850 до 1810м. Муллинские слои (D₂^ml), (D_II) сложены песчаными алевролитами и мелкозернистыми  песчаниками серого цвета. Толщина слоя 30 метров.

В кровле слоев залегают тонкослоистые темные аргиллиты, репер «глины», глинистые алевролиты с органическими остатками. Глубина залегания  муллинских слоев составляет 1810 – 1780м. К нижнефранскому  подъярусу  (D₃fr)  относятся отложения пашийского (D₃^p) и кыновского   (D₃^kn)  горизонтов.  Для пашийского горизонта характерна зеленовато-серая  окраска пород, с подчиненным значением серых и буровато-серых разностей. Мощность горизонта изменяется от 60 до 36м. Залегают на глубине с 1780 до 1720м.   Кыновский горизонт сложен зеленовато-серыми и шоколадно-коричневыми  аргиллитами с прослоями карбонатных пород. Залегание кыновского горизонта  на глубине от 1720 до 1690м, мощность колеблется до 30 метров.

К среднефранскому подъярусу относятся отложения саргаевского  (D₃^sr), доманикового  (D₃^dm), мендымского (D₃^md)  горизонтов. Отложения саргаевского горизонта в большинстве своем с размывом залегают на породах кыновского горизонта. Слагается горизонт известняками глинисто- битуминозными, темно- серыми, с прослоями мергелий и редкими прослоями горючих сланцев. Залегание шугуровского горизонта  на глубине от 1690 до 1670м. Мощность данного горизонта колеблется  от 11 до 20м. 

Отложения  доманикового  горизонта представлены известняками тонко-зернистыми, иногда перекристаллизованными, разно-зернистыми, темно-серыми, иногда почти черными, битуминозными, послойно неравномерно - окременелыми. Встречаются  прослои черных битуминозных мергелей и сланцев. Наблюдается вертикальная и наклонная трещиноватость. Залегание этого горизонта на глубине от 1670 до 1620м. Мощность  составляет от 30 до 50м.

Отложения мендымского горизонта залегают с размывом на породы доманикового горизонта. Слагается горизонт известняками, тонкозернистыми, темно-серыми, глинисто-битуминозными, большей частью доломитизированными. Залегание горизонта на глубине от 1620 до 1570 метров. Мощность составляет от 24 до 50 метров.

Каменноугольная система (С) состоит из нижнего карбона(С₁), среднего карбона (С₂) и верхнего (С₃). К нижнему карбону относятся: турнейский ярус( С₁tr) , визейский ярус (C₁vz)  и намюрский ярус (C₁nm).  В средний карбон входят башкирский  (C₂b)  и  московский (C₂ms) ярусы. Верхний карбон представлен гжельским (C₃gzh)  и оренбургским (C₃or)  ярусами.

Турнейский  ярус (C₁tr)  подразделяется на нижне- турнейский и верхне- турнейский подъярусы. Нижне- турнейский  подъярус состоит из малевского   (C₁^ml)   и упинского   (C₁^up)   горизонтов.  Верхне - турнейский подъярус состоит из черепетского  (C₁^crp)    и  кизеловского  (C₁^kzl)  горизонтов.

Турнейский ярус слагается известняками микрозернистыми, серыми и светло-серыми, прослоями окременелыми и стиломитизированными. Отмечены нефтепроявления. Залегание яруса на глубине 1220 – 1445м. Мощность 70-84м.

Визейский ярус (C₁vz) подразделяется на средний  и верхний подъярусы. Средний подъярус включает в себя бобриковский  (C₁^bb) и тульский   (C₁^tl)  горизонты. Верхний подъярус  состоит из серпуховско- окского  надгоризонта    (C₁^srp-ok).    

Бобриковский горизонт слагается темно-серыми аргиллитами с прослоями углистых сланцев. Песчаники и алевролиты неравномерно-глинистые.  В пределах площади отмечаются два пласта – коллектора, разделенные глинистым прослоем, которые нередко интенсивно насыщенны нефтью. Мощность составляет 15-20м, глубина залегания 1145-1125м.

Тульский горизонт  слагается  карбонатно-терригенным комплексом пород, представленным песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками с прослоями мергелей и окременелых доломитов. В песчано-алевролитовых породах отмечается до 1-2 пластов - коллекторов. Карбонатность пород возрастает к востоку, где наблюдается увеличение мощности до 20-30м. Залегание горизонта на глубине 1125-1105м, мощность 20-25м. Отложения серпуховско - окского горизонта представлены известняками и доломитами коричневато и  темно-серыми с прослоями терригенных пород в  части горизонта. Для карбонатных пород характерны окременения, сильная перекристаллизованность и трещиноватость. Серпуховский падгоризонт слагается преимущественно доломитами желтовато, коричневато-серыми, участками кавернозными и трещиноватыми. Залегание на глубине 1105-920м. Суммарная мощность отложений 180м.

Породы намюрского яруса  (C₁nm) представлены доломитами и известняками светло-серыми до белого, сахаровидными, кристаллически- зернистыми, прослоями органогенными, нередко с хорошо развитыми стиломитами. Кривая горизонта обычно проходит на глубине 920-850м, мощность 70м.

Отложения башкирского яруса  (C₂b) представлены известняками органогенно-обломочными, прослоями, микрозернистыми и оолитовыми, светло-серыми и серыми, нередки глинистые примазки и прослойки. Пористо- кавернозные и трещиноватые разности часто пропитаны нефтью. Залегание яруса на глубине 850-825м, мощность 25м.

Московский ярус (C₂ ms) подразделяется на нижний и верхний подъярусы. Нижний подъярус включает в себя верейский (C₂^vr) и каширский (C₂^ks) горизонты.  Верхний подъярус состоит из подольского   (C₂^pd)   и мячковского   (C₂^mc)   горизонтов.

Верейский горизонт слагается терригенно-карбонатным комплексом пород. Нижняя часть горизонта сложена преимущественно известняками органогенно - обломочными с небольшими прослоями пестроцветных песчано- глистых пород, роль которых повышается в верхней половине горизонта. Залегание горизонта 825-785м, мощность 40м.

Образование каширского горизонта слагается доломитами и известняками органогенно - обломочными, серыми, нередко загипсованными с незначительными прослоями терригенных пород в подошве. Доломиты обычно преобладают в нижней части горизонта. Залегание горизонта 785-700м, мощность 85м.

Отложения подольского горизонта  представлены известняками и доломитами, взаимно - переходящими  друг в друга, с редкими небольшими прослойками мергелей. Залегание горизонта на глубине 700-615м, мощность 85м. Мячковский горизонт слагается известняками и доломитами серыми и светло-серыми. В верхней части горизонта нередки окременения, прослойки терригенных пород и включения ангидрита. Залегание горизонта на глубине 615-505м, мощность 110м.

Верхний карбон (C₃)   слагается известняками и доломитами серыми и светло-серыми, участками сильно загипсованными с прослоями зеленовато-серых глин и мергелей с включениями ангидрита. Залегание на глубине 505-320м, мощность 185м.

Пермская система (P) делится на нижние и верхние отложения. Нижнепермское отложение (P₁) представлено артинским ярусом (P₁ar). К верхнепермскому отложению (P₂) относятся:  уфимсий ярус (P₂u) , казанский ярус (P₂kz)  и   четвертичные отложения (Q).

Артинский  ярус  (P₁ar)   сложен известняково - доломитовыми породами желтовато-серого цвета, в  значительной степени глинистыми и нередко окремненными. Залегание артинского яруса на глубине 320-205м. Мощность 115м.

Уфимский ярус  (P₂u)  сложен красноцветными породами - песчанниками, алевролитами и аргиллитами. Залегание свиты на глубине 205-90м, мощность 115м.

Отложения казанского яруса  (P₂kz)  сложены в нижней части : зеленовато- бурыми и красновато- бурыми    песчано- глинистыми породами,  в средней части: известняками, в  верхней части: пестроцветными породами (песчаники и глины с прослоями известняков). Залегание яруса 90-5м, мощность 85м.

Четвертичными отложениями  (Q) сложены речные терригены, чехлы на склонах долин и рек и водоразделы. Залегание 5-0м, мощность 5м. [1]

Исходя из вышеуказанного, следует отметить, что Зай-Каратайская площадь  имеет уникальное геологическое строение и состоит из девонской, каменноугольной и пермской системы. Имеет значительное количество ярусов и горизонтов. Наибольшая глубина вскрытого пласта составляет 2000м.

2 Основные  коллекторские соиства продуктивных пластов

Основным эксплуатационным объектом Зай-Каратайской площади 2 блока является пласт (D1) пашийского горизонта (D3p) франского яруса (D3fr), представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые крупнозернистые алевролиты. В разрезе пласта (Д1) выделяются (снизу вверх) пласты: “д”, “г2”, “г 1”, в”, “б3”, “б2”, “б1”, “а”. Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты редко представлены коллекторами (таблица 1.2.1).

Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все проницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.

Пласт “д” также имеет площадное распространение. Пласты коллекторы занимают 80,6% площади, из них песчаники – 80,4%. Нефтенасыщенный и нефтеводонасыщенный коллектор вскрыт в скважинах, составляющих 10%, в остальных – водонасыщенные коллекторы. Средняя толщина пласта – 4,7м, средняя пористость по песчаникам – 21,0%, по алевролитам – 15,0% , средняя проницаемость по песчаникам – 0,436мкм².

Таблица 1.2.1 - Геолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта Д₁

Пласт “д” содержит 28% извлекаемых запасов пласта Д1. Пласт “г” имеет площадное распространение. Пласты коллекторы занимают 98,8% площади, из них песчаники – 80,4%. По своим коллекторским свойствам пласт “г” является лучшим в разрезе пласта Д1. Средняя мощность пласта – 3,7м, средняя пористость по песчаникам – 20,4%, по алевролитам – 15,5%, средняя проницаемость по песчаникам – 0,362мкм², по алевролитам – 0,145мкм².

Пласт “г” содержит 31,7% извлекаемых запасов пласта Д1. Пласт “в” имеет преимущественно площадное распространение коллекторов с некоторой тенденцией к меридиональному простиранию. Коллекторы занимают 52,9% площади. От общей нефтеносной площади на долю песчаников приходится 59,2%. Средняя мощность пласта – 3,3м, средняя пористость по песчаникам – 21,0%, по алевролитам – 14,7%, средняя проницаемость по песчаникам – 0,467мкм², по алевролитам – 0,131мкм². Скважины, вскрывшие водонасыщенный пласт, составляют 18,5%, нефтеводонасыщенные пласты - 7,6%, в остальных - чисто нефтяные пласты.

Пласт “в” содержит – 23,5% извлекаемых запасов пласта Д1. Пласт “б₃” общая площадь, занятая коллекторами составляет 49,6%.

От общей нефтеносности пласта на долю песчаников приходится – 33,4%. Средняя мощность пласта – 2,89м, средняя пористость по песчаникам – 21,6%, по алевролитам – 15,3%,  средняя проницаемость по песчаникам – 0,505мкм². Извлекаемые запасы пласта “б₃” составляет – 19,2% запасов пласта Д1.

Пласты “б₁” и “б₂” также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. Общая площадь распространения коллекторов составляет 40,7%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,0%. Средняя мощность пласта “б₁” – 2,0м, средняя пористость по песчаникам – 19,8%, по алевролитам – 15,5%, средняя проницаемость по песчаникам – 0,374мкм², по алевролитам – 0,173мкм². Пласт “б₁” содержит 5,4% извлекаемых запасов горизонта Д₁. Средняя мощность пласта “б₂” – 2,4м, средняя пористость по песчаникам – 20,1%, по алевролитам – 15,7%, средняя проницаемость по песчаникам – 0,428мкм², по алевролитам – 0,250мкм².

 По своей литолого-коллекторской характеристике породы, слагающие  горизонт Д₁ Зай-Каратайской площади 2 блока делятся на две категории: песчано-алевролитовые, которыми представлены пласты-коллекторы и глинисто-алевролитовые, являющиеся неколлекторами и слагающие разделы между продуктивными пластами, а иногда замещающие породы-коллекторы в пласте. Деление пород на группы проведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку пластов. Нижняя граница пластов-коллекторов определена по предельному значению абсолютной проницаемости Кпр=0,03мкм², при котором пласт может обводняться соленой водой. Продуктивные коллекторы пласта Д₁а занимают 34,8% площади, из них на 60% они представлены алевролитами, которые в виде различных по размеру линз равномерно распространяются по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0 метров. Средняя мощность пласта равна 2,28 метров. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам– 14,6%, средняя проницаемость по песчаникам равна 0,449мкм², по алевролитам – 0,135мкм².

Общая площадь пласта Д₁б₃ составляет 49,6%. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 33,4%. Средняя мощность пласта 2,89 метра. Средняя пористость по песчаникам – 21,6%, по алевролитам – 15,3%. Средняя проницаемость по песчаникам – 0,505мкм², по алевролитам – 0,147мкм².

Пласт Д₁в имеет преимущественно площадное распространение коллекторов с некоторой тенденцией к меридиональному простиранию. Коллекторы занимают 52,9% площади. От общей нефтеносной площади пласта на долю песчаников приходится 59,2%. Средняя мощность пласта – 3,3 метра. Средняя пористость по песчаникам – 21,0%, по алевролитам – 14,7%. Средняя проницаемость по песчаникам – 0,467мкм², по алевролитам – 0,131мкм².

Пласт Д₁г имеет площадное распространение. Пласты-коллектора занимают 98,8% площади, из них песчаники 80,4%. По своим коллекторским свойствам пласт Д₁г является лучшим в разрезе горизонта Д₁. Средняя мощность пласта – 3,7 метра. Средняя пористость по песчаникам – 20,4%, по алевролитам – 15,5%. Средняя проницаемость по песчаникам – 0,362мкм², по алевролитам – 0,145мкм². В целом нефтенасыщенные пласты занимают около 40 % площади, которая, в свою очередь, почти поровну распределяется между нефтяной и водонефтяной зонами.

Пласт Д₁д также имеет площадное распространение. Пласты-коллектора занимают 80,6% площади, из них песчаники 80,4%. Нефтенасыщенный и нефтеводонасыщенный коллектор вскрыт в скважинах, составляющих 10%, в остальных – водонасыщенные коллекторы. Средняя мощность пласта – 4,7м. Средняя пористость по песчаникам – 21%, по алевролитам – 15%. Средняя проницаемость по песчаникам – 0,436мкм².

Пористость в пределах площади пород горизонта Д₁ Зай-Каратайской площади колеблется от 10,3  до 25,7%, а проницаемость от 0 до 0,332мкм². Средняя пористость, определенная по керну, для площади в целом, составляет 19%.[1]      

Продуктивные пласты 2 блока Зай-Каратайской  площади имеет преимущественно площадное распространение. Средняя глубина их залегания составляет 1750 метров. [1;2]

3 Состав физико-химические свойства флюидов

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов "ТатНИПИнефть" и ЦНИЛе объединения "Татнефть". Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.

Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,20МПа до 9,70МПа, среднее значение 8,38МПа; пластовый газовый фактор от 30,29м³/т до 95,29м³/т, среднее значение 62,30м³/т; плотность пластовой нефти от 765,0кг/м³ до 856,9кг/м³, среднее значение 802,3кг/м³; объемный коэффициент от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554; вязкость пластовой нефти от 2,20мПа×с до 4,84мПа×с, среднее значение 3,55мПа×с.

По плотности поверхностных нефтей (плотность сепарированной нефти 802,3кг/м³) относятся к типу средних нефтей (таблица 1.3.1, 1.3.2, 1.3.3). Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%; содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%.

Следовательно, нефти девонского горизонта 2 блока Зай-Каратайской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при t=100°С – 9,3%, при 200°С – 24,7%, при 300°С – 46,8%.

Таблица 1.3.1 - Свойства пластовой нефти и газа

Таблица 1.3.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)

Продолжение таблицы 1.3.2

Таблица 1.3.3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.

Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,30м³/т.  В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти, рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,19м³/т  (таблица 1.3.4). Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей её подготовке составляют 3,84м³/т, а её потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,022м³/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25м³/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Таблица 1.3.4 - Материальный баланс распределения углеводородов  2 блока Зай - Каратайской площади

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа (по Сулину) с общей минерализацией изменяющейся от 244г/л до 262г/л.

В таблицах 1.3.5 и 1.3.6 приведены данные по результатам исследований проб пластовой воды 2 блока Зай-Каратайской площади. [1]

Таблица 1.3.5 - Свойства пластовой воды

Таблица 1.3.6 - Ионный состав пластовой воды

Продолжение таблицы 1.3.6

Таким образом, нефти девонского горизонта 2 блока Зай-Каратайской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа. [1;3]

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

2.1 Анализ текущего состояния разработки 2 блока Зай-Каратайской площади.

В разработку площадь введена в 1956 году и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. Блочное разделение произошло  в этом же году, где было выделено 3 блока.

Поздняя стадия разработки горизонта Д₁ характеризуется снижением добычи нефти за счет истощения запасов горизонта, прогрессирующим обводнением пластов и скважин, выбытием значительной части скважин из разработки и снижением эффективности ГТМ (геолого-технические мероприятия). Большую часть остаточных  запасов 2 блока Зай-Каратайской площади составляют трудноизвлекаемые запасы низкопродуктивных терригенных пластов небольшой толщины.

С начала разработки наблюдается интенсивное увеличение обводненности до 1987 года (85%). После 1988 года обводненность стабилизировалась и находилась в пределах 87-88%. С 1997 года отмечается снижение обводненности добываемой продукции до 85%, что объясняется эффективным регулированием процесса разработки, выбытием высокообводненных скважин, применением большого объема методов увеличения нефтеизвлечения, обеспечивающих изоляцию водопроводящих зон пласта.

Первый подсчет запасов нефти по 2 блоку Зай-Каратайской площади был проведен в 1962 году, в соответствии с которым балансовые запасы составили 51677тыс.т., извлекаемые – 19423тыс.т. Далее запасы пересчитывались в 1976 году, 1986 году и в 1995 году. По состоянию на 1.01.2012 год они составили 19957,4тыс.т. Произошло увеличение извлекаемых запасов за счет возрастания степени разбуренности площади и уточнения границ распространения коллекторов.

Запасы нефти, находящиеся на балансе Всесоюзного геологического фонда на 01.01.2012 равны 50139тыс.т. балансовых и 18759тыс.т. извлекаемых. Все запасы отнесены к категории А.

Распределение извлекаемых запасов нефти по пластам очень неравномерно. Наибольшая доля запасов, соответственно 28%, 24%, 15,4%, приходится на пласты Д₁г₂, Д₁в, Д₁б₃, а наименьшая на пласты Д₁д, Д₁б₁, Д₁а (соответственно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласты Д₁б₂ и Д₁г₁ по доле начальных извлекаемых запасов занимают промежуточное положение и на них приходится 8,9% и 12%. 

Распределение запасов нефти по группам коллекторов 2 блока Зай-Каратайской площади также неравномерно. Преобладающая часть запасов приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,85) и лишь незначительная часть (соответственно 13,0% и 7,2%) – на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы. Коэффициент нефтеизвлечения в целом по блоку составляет 0,65.

Текущее состояние выработки запасов и отбора нефти по пластам 2 блока Зай-Каратайской площади графически представлено в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1 – Информация о выработке пластов 2 блока Зай-Каратайской площади

Графически, выработка пластов по 2 блоку Зай-Каратайской площади представлена на гистограмме, рисунок 2.1.1.

Рисунок 2.1.1 Выработка пластов 2 блока Зай-Каратайской площади на 01.01.2013 года

Пласт Д₁а содержит 5,4% извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 56,1% от НИЗ нефти по пласту. В активную разработку за 2012 год введено 185 тыс.т извлекаемых запасов нефти. Пласт Д₁б₁ содержит 4,3% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 66,2% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁б₂ содержит 8,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,4% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁б₃ содержит 15,4% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 78,1% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁в содержит 24,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,3% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁г₁ содержит 12,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 85,6% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁г₂ содержит 28,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 91,1% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Пласт Д₁д содержит 2,0% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 74,7% от извлекаемых запасов нефти по пласту.

На 2 блоке Зай-Каратайской площади анализ пластового давления проведен за период с 1958 по 2012 год (рисунок 2.1.2).

Пластовое давление колебалось от 14,0 до 16,0МПа, с начала разработки оно стало резко снижаться и в 1961 году достигло минимума – 13,1МПа. Затем до 1974 года пластовое давление изменялось незначительно, в пределах 14,0-15,0МПа. В последующие годы пластовое давление возрастало с некоторыми колебаниями и на 01.01.2012 года составило 16,1МПа, что говорит о необходимости его дальнейшего увеличения за счет организации эффективного заводнения по низкопроницаемым пластам (таблица 2.1.2)

Чрезмерное снижение пластового и забойного давлений приводит к снижению проницаемости, особенно в малопродуктивных коллекторах, за счет смыкания трещин и усиления влияния глин на продуктивность коллектора.

Специальные исследования, проведенные Н.Н. Непримеровым в 1970 годах, показали, что наилучшие условия эксплуатации месторождения создаются при давлениях близких к первоначальному пластовому, но так как технически это осуществить сложно, было признано целесообразным  поддерживать пластовое давление на уровне 16-16,5МПа. Снижение пластового давления ниже 14,0МПа способствует снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости.

Анализ пластовых и забойных давлений показывает, что чаще всего высокие забойные давления наблюдаются в зонах с высоким пластовым давлением, следовательно, таким путем достигается перепад давления, необходимый для притока нефти.

Снижение забойных давлений ниже критических приводит к уменьшению продуктивности из-за выпадения смолисто-асфальтеновых компонентов не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта.

Важными факторами, влияющими на снижение забойного давления, являются: подтягивание контура обводненности, технологические условия эксплуатации глубинно-насосного оборудования, целостность цементного камня, толщина глинистого раздела между нефтяным и глинистым пластами.

Таблица 2.1.2 – Информация о пластовом давлении на 2 блоке Зай-Каратайской площади за период 1958 – 2012 год

Рисунок 2.1.2 Динамика пластового давления в скважинах 2 блока Зай-Каратайской площади с 1958-2012 год

В связи с тем, что 2 блок находится на завершающей стадии разработки, как и сама Зай-Каратайская площадь в целом - происходит неуклонное падение уровня добычи нефти, что объясняется ухудшением структуры запасов нефти (таблица 2.1.3). Основная доля остаточных запасов содержится в малопродуктивных и глинистых продуктивных коллекторах.

Таблица 2.1.3 – Информация об обводненности добываемой продукции 2 блока Зай-Каратайской площади за период 1978 – 2013 год

Динамика обводненности продукции за рассматриваемый период представлена на рисунке 2.1.3.

Рисунок 2.1.3 Динамика обводненности добываемой нефти в скважинах 2 блока Зай-Каратайской площади с 1978-2013 год

На 2 блоке Зай-Каратайской площади происходит снижение забойных давлений, что приводит к уменьшению продуктивности из-за выпадения смолисто-асфальтеновых компонентов не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта. Вместе с тем происходит неуклонное падение уровня добычи нефти, что объясняется ухудшением структуры запасов нефти, а основная доля остаточных запасов содержится в малопродуктивных и глинистых продуктивных коллекторах. [3;4]

2.2 Технико–эксплуатационная характеристика добывающего фонда скважин 2 блока Зай-Каратайской площади

Эксплуатационный добывающий фонд 2 блока Зай-Каратайской площади на январь 2013 года составил 135 скважин,  1 скважина дающая техническую воду.

В добывающем фонде в 2012 году произошли следующие изменения:  2 скважины переведены в нагнетательный фонд, 4 скважин выведены  во временную консервацию, 1 скважина возвращена в добычу из пьезометрических, 2 скважины переданы из нагнетательных на добычу нефти.  

Скважины, эксплуатирующиеся электроцентробежными насосами, составляют 14,07% добывающего фонда. Средний дебит одной скважины, оборудованной ЭЦН, снизился  6,38т/сут. против 7,0т/сут. (по нефти)  и  59,02т/сут.  против 65,65т/сут (по жидкости), (таблица 2.2.1).

Доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, составляет 61,1% добывающего фонда.  Средний дебит этой категории скважин по нефти 3,12 т/сут (2,93т/сут. на 1.01.2013г.), по жидкости составил 8,73т/сут. против 7,93т/сут.

Бездействующий фонд на 1.01.2013г. составил 23 скважины, или 17,2% эксплуатационного фонда.

Таблица 2.2.1 - Распределение эксплуатационного фонда скважин 2 блока

К прочим скважинам отнесены пьезометрические, наблюдательные, законсервированные, ожидающие ликвидации и ликвидированные скважины.

На 1.01.2012г. контрольный фонд составил 5 пьезометрических скважин. В 2012 году 1 пьезометрическая  скважина введена на добычу нефти.

По состоянию на 1.01.2012г. во временной консервации находятся 2 добывающие скважины из-за высокой обводненности. В совокупности, на залежах достаточно немногочисленное количество нагнетательных скважин, и, тем не менее, наблюдаются столь многочисленные и крупные прорывы вод в скважины. Это говорит о том, что, высока вероятность значительного влияния на прорывы пластовых и сточных вод (таблица 2.2.2).

2 нагнетательные скважины,  из-за отсутствия необходимости закачки, в настоящее время остановлены. Количество ликвидированных  скважин на 1.01.2011г. составляет 32. В ожидании ликвидации находится 1 скважина. На  другие  горизонты  переведены  5  скважин.

За  2012 год объем добычи нефти по горизонтам Д_о и Д_I снизился на  728 тонн  и составил 161296 тонн. 

Прирост добычи нефти от проводимых в 2012 году мероприятий  составил  28675.8тыс. тонн.

Капитальный ремонт произведен на 29 скважинах,  в  т.ч.  изоляция  притока воды  осуществлена на 12 скважинах с эффективностью 2,436тыс. тонн   нефти, ОПЗ  - 17 добывающих скважин  с эффективностью 1,293тыс. тонн  нефти.

Годовой темп отбора нефти из горизонтов Д_о и Д₁ остался на уровне прошлого года - 0,31%  от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от текущих извлекаемых  запасов  2,75%.