1.Введение 42. Общие сведения о месторождении 63. Геолого-физическая характеристика месторождения 83.1.Характеристика геологического строения 83.2.Основные параметры пласта 83.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность 83.2.2.Толщины пластов 103.2.3.Показатели неоднородности пластов 113.3. Физико-химические свойства флюидов 153.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа 153.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды 184. Анализ текущего состояния разработки 214.1. Анализ выработки пластов 214.2. Характеристика показателей разработки. 224.3. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов 264.4. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей 294.5. Расчет технологических показателей разработки 315.Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки площади 526.Графическая часть 536.1. Структурная карта по кровле пласта D0. 536.2. Графики технологических показателей. 54Список использованной литературы. 55 1.Введение
Методика ТАТНИПИнефть расчета технологических показателей РНМ является вероятностно-статистической. Основана на модели слоистого, зонально-неоднородного пласта.В гидродинамических расчетах используется расчетная неоднородность, учитывающая как зональную, так  и послойную неоднородность. Принимается, что пласт тонкими непроницаемыми прослоями разделен на серию пропластков. В пределах каждого слоя выделяются зоны, одинаковые по форме и размерам, но различающиеся по проницаемости, считается, что проницаемость неоднородного пласта по слоям и при переходе от одной зоны к другой изменяется случайным образом. Последнее дает возможность для учета неоднородности продуктивного горизонта широко использовать соотношения и методы теории вероятностей.Зональная неоднородность влияет на отбор нефти из залежи, распределение дебитов скважин, динамику обводнения продукции. Послойная неоднородность определяет динамику обводнения скважин и залежи. Добычу нефти и другие показатели.В качестве основного параметра, определяющего дебиты скважин, используется средний коэффициент продуктивности скважин, устанавливаемый по данным эксплуатации скважин. Т.о., такие важные показатели, как проницаемость, толщина пласта, вязкость нефти закладываются в расчеты в комплексном виде, что повышает надежность расчетов.  На показатели разработки оказывают влияние такие факторы, как различие вязкости нефти и воды, двухфазность смеси в зоне вытеснения, начальное положение ВНК.Методика является полуэмпирической, полуаналитической. Позволяет рассчи-тывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. При выводе расчетных формул динамики добычи нефти из залежи принимает-ся естественное допущение о постепенном снижении  годовой добычи нефти и увеличении добычи воды. Соответственно с этим средние дебиты нефти скважин во времени снижаются, а обводненность продукции растет. Но по методике невозможно получить какая скважина и когда обводнится. Карту обводнения скважин можно построить только по фактическим промысловым замерам дебитов нефти и жидкости.Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные. 1.Карта размещения нагнетательных и добывающих скважин, и общее число        скважин n0.2.Балансовые запасы нефти Qб, тыс. т.3.Площадь нефтеносности S, м24.Коэффициенты продуктивности скважин, т/(сут•МПа). Вычисляется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Рпл –Рз5.Вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемый воды μн, μв, мПа·с и ρн,  ρв, м3/т6.Коэффициент эксплуатации скважин, ξэ, д.е.7.Коэффициент вытеснения нефти водой, Квыт,, д.е.5.Средний  ∆Р  в добывающих скважинах.6.Предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А2, д.е.7.Гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам. 2. Общие сведения о месторожденииСармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского месторождения. В административном отношении площадь расположена на территории Сармановского, Альметьевского и Заинского районов Татарстана. На территории площади расположены населенные пункты – Сарман, Муртышбаш, Муртыштамак, Кульметьево, Николаевка и др. Магистральные автодороги: Бугульма – Наб.Челны, Альметьевск – Муслюмово.Долину Сармановской площади пересекает множество рек и оврагов: абсолютные отметки поверхности земли колеблются от -139 до +286 метров. В пределах площади протекают реки: Малая Ирна, Камышла, Мензеля, Холодный ключ, Иганя.Климат резко континентальный: суровая зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето.  Преобладающие ветра – юго-западные. Средняя глубина промерзания грунта – 1,55 метра. Почвы в пределах площади в основном черноземные. Основные полезные ископаемые : нефть, небольшое распространение имеют глины кирпичные, щебень.На площади развита система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа, во-ды, поддержания пластового давления, электроснабжения, автоматики и телеме-ханики.Система сбора нефти и газа герметизированная, напорная, однотрубная, выполненная по схеме «скважина – ГЗУ – ЦСП – I  и II ступени сепарации». Отделившийся газ перекачивается на Миннибаевский ГБЗ. Система поддержания пластового давления состоит из кустовых насосных станций, сети подводящих и разводящих от КНС до нагнетательной скважины водоводов. Источником водоснабжения являются Камский водовод и очищенные сточные воды. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Все объекты по добыче нефти, ППД комплексно автоматизированы и телемеханизированы.


Обзорная схема
Рис. 1.Обзорная схема Ромашкинского месторождения.I – Ромашкинское месторождение. Площади:1- Березовская, 2 – Северо-Альметьевская, 3 – Альметьевская, 4 – Миннибаевская, 5 – Зай-Каратайская, 6 – Куакбашская, 7 – Ташлиярская, 8 – Чишминская, 9 – Алькеевская, 10 – Восточно-Сулеевская, 11 – Абдрахма-новская, 12 – Южно-Ромашкинская, 13 – Западно-Лениногорская, 14 – Павловская, 15 – Зеленогорская, 16 – Восточно-Лениногорская, 17 – Аз-накаевская, 18 – Холмовская, 19 – Карамалинская. 20 – Южная, 21 – Сармановская.II – Ново-Елховское месторождение. III – Бавлинское месторождение.


3. Геолого-физическая характеристика месторождения3.1.Характеристика геологического строения Сармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского месторождения. Осадочную толщу ее составляют девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. В данной работе рассмотрены продуктивные пласты кыновского и пашийского горизонтов.
3.2.Основные параметры пласта3.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность Кыновский горизонт (пласт Dо) является основным продуктивным объек-том, содержит 90,2 % первоначальных извлекаемых запасов нефти Сармановской площади. Пласт Dо имеет площадное распространение. В северо- восточной части, образуя естественную границу с Ташлиярской площадью, коллекторы пласта Dо замещают глинисто-алевролитовые породы, являющимися  не коллекторами. С восточной, южной и юго-западной сторон площадь граничит с Ташлиярской, Чишминской и Березовской площадями. Граница с северной стороны является контур нефтеносности. В 1990-1991г.г трестом "Татнефтегеофизика" были выполнены сейсмические работы для уточнения структуры и положения контура нефтеносности в северной и западной части площади. Результаты сейсмических работ позволили уточнить форму и границы положительной структуры и откорректировать положение контура нефте-носности в районе скважин № № 12336, 12150, 12280. Кроме того, намечено бурение двух разведочных скважин на положительных структурах за контуром в западной части площади. Положение ВНК по пласту Dо Сармановской площади определено по данным 16 скважин и среднее его положение рассчитано на абсолютной глубине - 1487,0 м.. Пласт Dо представлен высокопродуктивными(1группа), высокопродуктивны-ми глинистыми(Iгруппа ) и низкопродуктивными песчано-алевролитовыми(IIгруппа) коллекторами. Деления пород на группы проведено по двум параметрам: проницаемости  и глиностости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов, параметров. Нижняя граница пород коллекторов определена по предельному значению проницаемости (абсолютной)                        Кпр = 0,03 мкм2. Высокопродуктивные коллектора имеют абсолютную проницаемость > 0,1 мкм2, глиностость < 2, высокопродуктивные глиностые – проницаемость >0,1 мкм2, глиностость > 2. Низкопродуктивные коллектора имеют проницаемость в пределах от 0,03 до 0,1 мкм2.Какой-либо   закономерности в изменении толщины коллекторов по площади в определенном направлении не наблюдается. Мало отличается по своей величине коэффициент пористости, проницаемости, нефтенасыщенности шести блоков. При средней величине коэффициента пористости по площади равном 0,203 в высокопродуктивных коллекторах, min среднее значение имеют коллектора I блока (0,205), max – коллектора V блока (0,216). Средняя величина коэффициента пористости в высокопродуктивных-глинистых коллекторах составляет 0,199. Коэффициент пористости по низкопродуктивным коллекторам, рассчитанный по всему пробуренному фонду по состоянию на 1.01.1992 года равен 0,161.Средняя проницаемость высокопродуктивных коллекторов по площади равна    0, 631 мкм2, высокопродуктивных-глинистых – 0,309 мкм2, низкопродуктивных – 0,065 мкм2 .Корреляционная схема пласта Dо.
З           12931               12932               12933               12934                 В                                                   








               - Высокопродуктивные коллектора.
- Высокопродуктивные глинистые коллектора.
- Низкопродуктивные коллектора.     
Рис.2. Корреляционная схема пласта Dо.Пашийский горизонт полностью или частично вскрыт бурением лишь в половине пробуренных на Сармановской площади скважин. Основная часть запасов нефти горизонта сосредоточена в микрозалежах пласта D1 «а». Одна               скважина (8714) обнаружила нефть в пласте D1 «б1». Залежь невелика, контролируется одной скважиной, в которой ВНК определен обсалютной отметкой – 1498,5 метров.Около 35% извлекаемых запасов нефти пласта D1 «а» сосредоточено в I бло-ке. Остальная часть нефти сосредоточена в небольших водоплавающих залежах, где отношение нефтенасыщенной части пласта к общей толщине пласта D1 «а» составляет в среднем по площади 0,41. Для уточнения границ микрозалежей нефти в пласте D1 «а» построена карта, которая позволила с достаточной точностью провести границу залежей нефти, приуроченных к небольшим локальным структурам с амплитудой до 10 метров.Анализ всего пробуренного фонда скважин Сармановской площади показал, что в 65, попавших в границы микрозалежей нефти по пласту D1 «а» пашийского горизонта не был вскрыт бурением по техническим или прочим причинам. Говорить о среднем ВНК по пласту D1 «а» нет смысла, так как каждая из залежей имеет самостоятельную ВНК, меняющуюся в пределах от 20 метров ( от –1486 до –1506).                                                                                                          Таблица 1.Геологические характеристики коллекторов.П.П. I группа II группа III груп-паПористость 0,211 0,194 0,154Нефтенасыщность 0,847 0,764 0,671
3.2.2.Толщины пластовКыновский горизонт (пласт Dо).Какой-либо   закономерности в изменении толщины коллекторов по площади в определенном направлении не наблюдается. Средняя нефтенасыщенная толщи-на коллекторов пласта Dо на Сармановской площади составляет 3,22 метра, изменяемость от 0,8 метра до 12,0 метра. Общая толщина пласта Dо включая глинистые пропластки достигает 14,6 метра. Высокопродуктивные коллектора имеют наибольшую среднюю по площади нефтенасыщенную толщину 2,99 метра, высокопродуктивные-глинистые – 2,34 метра, низкопродуктивные – 1,97 метра.Пашийский горизонт (пласт D1 «а»).Средняя общая толщина пласта составляет 4,69 метров, при этом нефтенасы-щенность равна 3,13 м, ВНЗ – 2,48 метра.3.2.3.Показатели неоднородности пластовКыновский горизонт.Пласт Dо имеет сложное строение и в более чем половине скважин пробуренного на площади фонда имеет два или три пропластка, разделенного небольшими глинистыми перемычками. Коэффициент расчлененности пласта Dо на Сармановской площади равен 1,57. В ряде скважин все три пропластка соединяются в единый пласт, часть скважин имеют в своем разрезе один или два из трех пропластков. В общей сложности все три пропластка пласта Dо гидродинамически связаны между собой. При значительной разнице фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков выработка запасов нефти осложняется, так как в работе принимают участие в основном лучшие их них. Наименьшую расчлененность имеется на I блоке, наибольшую на IV, то есть наблюдается тенденция монолитизации пласта Dо с юга в северном направлении. Об улучшении состава коллекторов в северном направлении свидетельствует то, что происходит увеличение объема высокопродуктивных коллекторов в общем объеме нефтенасыщенных коллекторов от 80% на I блоке до 92% на IV блоке.Пашийский горизонт.Показатели неоднородности по Dо и D1 «а» приведены в таблице 2.Основные параметры продуктивных пластов приведены в таблице 3 .                                                                                                                               




                                                                                                                                                                                                                                          Таблица 2.Показатели неоднородности пластов Dо и D1 «а».Количество исследова-ний Коэффициент песчано-стости Коэффициент расчлененно-сти Характери-стика преры-вистости Другие по-казатели Среднее значение Коэффици-ент вариа-ции Среднее значение Коэффици-ент вариа-ции Пласт Dо по площади
986 0,89 0,16 1,57 0,42 0,97 -Пласт D1 «а» по площади
509 0,98 0,16 1,21 0,37 0,50 -
                                                                                                                Таблица 3.Основные параметры продуктивных пластов Dо и D1 «а».Метод оп-ределения Наименование Проницамость,мкм2 Пористость, доли ед. Начальная неф-тенасыщенность, доли ед. Насыщен-ность свя-занной во-дой1 2 3 4 5 6Геофизические исследования





























                                                 Пласт D0 I группаколлекторов
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСреднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал измененияII группа коллекторов
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСреднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал измененияIII группаколлекторов
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСреднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал изменения

4445490.6310.7310.105-2.696


3524440,3090,7460,102-1,820


1752000,0650,7220,030-0,090

4805990,2090,0960,155-0,262


3754720,1990,1000,152-0,266


2032390,1610,1080,126-0,235

4625730,8130,0840,560-0,949


3634570,7330,1220,422-0,930


1962300,6510,1070,393-0,815



0,187






0,267






0,349                                                                                                                  продолжение таблицы 3.       1       2 3 4 5 6Геофизические исследования Средний по площади
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСр.значениеКоэфф. вариацииИнтервал изменения







74811930,4160,9740,030-2,696

81913110,1970,1330,126-0,266

79212610,7540,1300,393-0,949



0,246
                                                                               Пласт D1 «а»Геофизические исследования I группаколлекторов
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСреднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал измененияII группаколлекторов
Кол-во скважин шт.Кол-во определений Среднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал изменения




1421680.6860.6360,107-2,696



39400,2651,0570,100-1,860

1712040,2100,1040,109-0,266



49520,1920,1170,140-0,258

1071210,8450,0940,508-0,925



31310,7690,1440,421-0,880



0,155







0,231



Средний по         площади
Кол-во скважин шт.Кол-во определенийСреднее значениеКоэфф-т  вариацииИнтервал изменения



1932410,5320,8470,030-2,636


2343000,1990,1410,124-0,266


1581790,7750,1360,421-0,925




0,225

                                                                                                              Таблица 4.Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов.Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектовПараметры Горизонт D0 DI1.Средняя глубина залегания, м 1710 17202.Тип залежи литол-экран. пластово-свод.3.Тип коллектора терригенный поровый терригенный поровый4.Площадь нефтегазоносности, км2 242,5 44,25.Средняя общая толщина,м 3,95 4,696.Средняя нефтенасыщенная толщина,м 3,22 2,827.Пористость,доли ед. 0,197 0,1998.Средняя насыщенность нефтью(газом),доли ед. 0,754 0,7759.Проницаемость,мкм2 0,416 0,53210.Коэф-т песчаностости, доли ед. 0,89 0,9811.Коэф-т расчлененности, доли ед. 1,57 1,2112.Пластовая температура,°С 40 4013.Пластовое давление, МПа 17 1714.Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с 5,9 5,315.Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 815,9 808,916.Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,1019 1,120917.Содержание серы в нефти, % 1,7 2,018.Содержание парафина в нефти, % 4,3 -19.Давление насыщение газом, МПа 6,8 7,920.Газосодержание нефти, м3/т 47,8 48,621.Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с 1,88 1,8422.Средняя продуктивность,•10 т/(сут•МПа) 0,332 0,244623.Средняя приемистость, •10 м3/(сут•МПа) 0,292 -24.Начальные балансовые запасы нефти, принятые для проектирования , млн.т. 92,607 10,75625.Начальные извлекаемые запасы нефти, принятые для проектирования , млн.т. 48,705 5,28326.Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. 0,526 0,49127.Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1189 1182,35
 3.3. Физико-химические свойства флюидовИсследование физико-химических свойств нефтей проводилось по глубинным и поверхностным пробам. При обобщении были использованы результаты исследований, проведенных в лабораториях ТатНИПИнефть и объединения Татнефть. Отбор глубинных проб нефти проводился глубинными пробоотборни-ками типа ПД-3М и ВПЛ-ЗОО. Анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и      АСМ-300. Газ, выделенный из нефти, анализировался на аппарате ЛХМ-8МД, содержание сероводорода определялось йодометрическим способом.Исследования проведены по 71 пластовой пробе из 30 скважин и 950 поверхностным пробам из 467 скважин, учтены только качественные пробы. Основными продуктивными в пределах площади являются отложения двух горизонтов: кыновского и пашийского. Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах. В таблицах приводится компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании.3.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газаНефть Сармановской площади относится к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Результаты исследования показывают, что параметры нефти по горизонтам изменяются по следующим пределам.Кыновский горизонт.Давление насыщения изменяется от 1,8 до 9,0 МПа, среднее значение – 6,8 МПа. Газовый фактор равен 40,5 м3/т, вязкость пластовой нефти изменяется                      от 2,9 до 11,1 мПа*с, среднее значение равно 5,9 мПа*с. Плотность нефти при дизразгазировании изменяется в пределах от 848,0 до 888,0 кг/м3, среднее значение равно 869,9 кг/м3.Содержание серы в нефти составляет 1,7 %, асфальтенов – 5,0 %,                     парафина – 4,3 %. При разгонке получение фракций : до 200 С – 24,5 %;                 до 300 С – 31,4 %.Пашийский горизонт.Газовый фактор равен 39,4 м3/т, вязкость пластовой нефти равна 5,3 мПа*с , плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 865,0 кг/м3 до 872,0 кг/м3, среднее значение – 871,0 кг/м3. Содержание серы в нефти – 2,0%, асфальтенов – 5,1% массового объема. При разгонке получение фракций : до 200 С – 23,5% ;       до 300 С – 43,9%. В компонентном составе нефтяного газа в основном преобладают метано-пропановые фракции до 76,9% мольных.Рабочий газовый фактор определялся непосредственно в промысловых условиях путем замера объема газа на ступенях сепарации.Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 60,1 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество газа, выделенное на 1 и 2 ступенях сепарации, равняется 46,1 м3/т.Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей ее подготовке составляет – 4,19 м3/т, а ее потери в процессе подготовки сточных вод порядка      0,003 м3/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет    9,807 м3/т, т.е.  такое количество газа остается в товарной нефти.Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблицах 5 и 6.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     Таблица 5.Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.                                                                                                                                          Наименование Пласт Dо Количество последований Диапозонизмерения Среднее значение скв. проб 1 2 3 4 5 Вязкость, сП при 20ºС 50 93 11,84-4,00 21,99                              50ºС 50 93 4,96-24,40 7,76 Температура застывания, ºС -18 Температура насыщения парафином, ºС 22,8массовоесодержа-ние,% Смол силикагелевых 48 91 15,30-8,00 23,29 Сера 48 49 1,20-3,60 1,69 Асфальтенов 47 90 1,90-7,40 4,72 Парафинов 18 27 3,30-8,00 4,65объемныйвыход% Н.К. - 100ºС 47 89 3,70-10,00 7,65 до 150ºС 47 90 10,00-7,10 16,36 до 200ºС 48 91 18,60-9,50 25,08 до 300С 48 91 35,00-7,90 45,58                                                                                                                                          Таблица 6.Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефтиНаименование Пласт D1 «а» Количество исследований Диапазонизмере-ния Среднее значе-ние скв. проб 1 2 3 4 5 Вязкость, сП при 20ºС 354 813 7,78-48,40 17,72                              50ºС 341 744 3,50-25,90 7,29 Температура застывания, ºС -18 Температура насыщения пара-фином, ºС 28,8массовоесодер-жание,% Смол силикагелевых 342 793 12,30-6,00 20,33 Сера 349 808 1,20-4,70 1,70 Асфальтенов 334 779 2,00-8,5 4,25 Парафинов 202 472 2,50-8,40 4,15Объемный выход фрак-ций,% Н.К. - 100ºС 331 734 4,30-11,20 7,46 до 150ºС 335 736 6,20-25,00 16,29 до 200ºС 329 733 22,00-0,00 25,32 до 300ºС 334 735 23,60-1,30 45,92
Примечание: Температура застывания нефти взята в среднем для девона Ромашкинского месторождения.В компонентном составе нефтяного газа в основном преобладают метано-пропановые фракции до 76,9% мольных.Рабочий газовый фактор определялся непосредственно в промысловых условиях путем замера объема газа на ступенях сепарации.Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 60,1 м3/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество газа, выделенное на 1 и 2 ступенях сепарации, равняется 46,1 м3/т.Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей ее подготовке составляет – 4,19 м3/т, а ее потери в процессе подготовки сточных вод порядка   0,003 м3/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа. выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 9,807 м3/т, т.е. такое количество газа остается в товарной нефти.Компонентный состав нефтяного газа при  дифференциальном разгазировании (моль%) приведен в таблице 7.                                                                                                                                                                                                                         Таблица 7.Компонентный состав нефтяного газа при  дифференциальном разгазировании
Наименование Пласт
Dо D1 «а»СероводородУглекислый газАзот и другиеМетанЭтанПропанИзо-бутанн.бутанизо-пентанн.пентангексанплотность газа 0,020,4912,1638,9223,4817,211,64,030,770,720,601,2310 0,010,4513,5640,6621,815,81,514,00,840,800,571,2107
3.3.2. Физико-химические свойства пластовой водыВ разрезе пашийско-кыновского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитояые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 1 до  229 м3/сут при понижении уровня на 165-1300 м от устья. По химическому составу подземные воды относятся к хлор-кальциевому типу ( по В.А.Сулину ). По преобладающим компонентам воды являются хлоридно-натриевыми высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция и с ничтожным – сульфатов и гидрокарбонатов. Реакция среды слабокислая.Общая минерализация составляет 234,9-281 г/л, плотность - 1172,0-1189,7 кг/м3,        вязкость - 1,76-1,97 мПаּс. Плотность в среднем составляет 1184,0 кг/м3.  Газовый состав подземных вод - азотно-метановый. Газонасыщенность колеб-лется от 0,28  до 0,41  м3/т, упругость газа от 50 до 100 кг/см2. Объемный коэффициент -1,014. Температура изменяется в пределах 32ºС-43ºС.Статические уровни подземных вод устанавливаются на абсолютных отмет-ках от +2 до минус 28-40м. Начальное пластовое давление составляет в среднем       17,5 МПа. Воды пашийско-кыновских отложений напорные. Режимы залежей, приуроченные к пластам D1«а» и D0 , - упруговодонапорные.Длительная  эксплуатация Ромашкинского месторождения привела к измене-нию гидрогеологических условий. Прежде всего нарушился региональный уклон пьезометрической поверхности горизонтов D1«а» и D0. На разрабатываемых площадях движение жидкости происходит от нагнетательных скважин к эксплуатационным, от участков с большим пластовым давлением к участкам меньшего пластового давления. Происходит изменение в химическом составе пластовых вод, особенно в тех районах, где осуществляется закачка речных вод с целью ППД. Снижается общая минерализация, увеличивается содержание сульфатов.                                                                                                                             М         В        Гф                                                                           В



16,0_   1,125_        30_



14,0_   1,100_        20_



         12,0_   1,075_         10_



         10,0       1,050             0                                                                            Гф     М                                                                               |               |               |               |             |                                                                                             0,2           0,4           0,6           0,8         1,0            Р/Рн
Рис.3. Зависимость газового фактора, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления, ниже давления насыщения.




 4. Анализ текущего состояния разработки4.1. Анализ выработки пластовВесь период разработки площади подразделяется на четыре стадии. Первая стадия (1965-1973г.г.)- стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддерживания пластового давления. За 9 лет площадь была разбурена по основной сетке скважин 800х650 м (I,III,IV блоки) и 650х650м (II блок). Добыча нефти за первую стадию составила 28,3% от начальных извлекаемых запасов нефти, обводненность продукции-20,8%.Вторая стадия (1974-1977г.г.) – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения      пластов. Ко второй стадии относится период, в течение которого уровень добычи нефти отличается от максимального годового отбора не более, чем на 5%. Продолжительность второй стадии составила четыре года. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1976г. и составила 7,488 млн.т (6,3% от НИЗ). За первую и вторую стадии, т.е. до начала падения добычи нефти, отобрано 52,4% извлекаемых запасов. Обводненность к концу второй стадии составила 37,5%.Третья стадия (1978-1984 г.г.) – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводненностью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин из действующего фонда. Третья стадия длилась 7 лет. В этот период вводились в разработку запасы, не охваченные основным фондом. Среднегодовое падение добычи нефти в третьей стадии составило 17%, обводнен-ность продукции в 1984г. – 78,8%.Первые три стадии, в течение которых сохраняются сравнительно высокие темпы отбора от начальных извлекаемых запасов нефти и отбирается наибольшая их доля, образуют основной период разработки площади. Общая продолжи-тельность основного периода составляет 20 лет, отобрано 77% от начальных извлекаемых запасов нефти.Четвертая стадия (с 1985г.) – завершение разработки площади, характери-зуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда. За границу между третьей и четвертой стадиями принимается год, когда темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет примерно 2%. Четвертая стадия, относящаяся к позднему периоду разработки, является более продолжительной,  чем начальные стадии и наиболее сложной для разработки.Всего по состоянию на 01.01.2000г. из продуктивных пластов площади отобрано 107,9 млн.т нефти или 88,7% от начальных извлекаемых запасов. По площади достигнута сравнительно высокая нефтеотдача при обводненности 88,7%. Отбор жидкости составил 269,1 млн.т., водо-нефтяной фактор – 1,49. Для компенсации отбора жидкости в пласты закачано 298 млн.м3 воды, что составляет 102% к отбору жидкости в пластовых условиях. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1976г. и составил 7,488 млн.т при отборе 52,4% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 30,6%, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 27,4%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 6,2%.Темп роста обводненности продукции, начиная с 1987г. снижается, с 1989 по 1993 г.г. обводненность держится на уровне 88%, а с 1994г. даже уменьшается, что связано с изменением технической политики АО «Татнефть», а так же с проводимыми на площади работами по сокращению отбора попутной воды.4.2. Характеристика показателей разработки.Основные технологические показатели разработки Сармановской площади приведены в таблицах 8, 9.










                                                                                                                                                         Таблица 9.               Технологические показатели разработки пласта D0 Сармановской площади.Годы Закачка раб-о аген-та,*103м3(млн.т.) Компенсация от-бора закачкой,% Добыча нефтяного газа, млн.м3 годовая накоп-я накопленная годовая1972 482 2841 217,1 - -1973 506 3347 125,6 - -1974 777 4124 150,5 - -1975 2043 6167 165,9 - -1976 3240 9407 154,2 - -1977 3901 13308 136,2 - -1978 4028 16799 114,5 - -1979 4031 20830 104,9 - -1980 4013 24843 95,5 - -1981 4465 26914 99,3 - 1982 4464 31378 93,0 - -1983 4509 35887 89,6 -1984 4875 40762 93,4 - -1985 5225 45982 99,4 - 1986 5141 51128 100,4 - -1987 4930 56058 110,4 - -1988 4009 60067 101,9 - -1989 3941 64008 97,4 - -1990 3580 67558 99,1 - -1991 3724 71618 105,2 - -1992 3750 75342 106 1490 52,581993 3597 78939 106 1537 47,911994 3438 82396 106 1581 43,421995 3324 85723 106 1620 39,511996 3242 88962 106 1656 35,871997 3184 92145 106 1689 32,661998 3134 95279 106 1719 29,721999 3096 98375 106 1746 26,722000 3062 101437 106 1770 24,312001 3039 104476 106 1793 22,892002 3019 107494 106 1814 21,712003 3000 110495 106 1835 20,772004 2984 113478 106 1855 20,01


























 Рис.4.Технологические показатели разработки Сармановской площади. 4.3. Характеристика фонда скважин и текущих дебитовВесь пробуренный фонд составляет 971 скважины на 2003 год, в том числе 21 дублер, 31 скважина, переведенная на другие горизонты и 10 скважин в разрезающем ряду, соседнюю с Чишминской площадью. Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду составляет 26,9 га/скв. , по добывающим – 25ּ104 м2/скв.Из 882 скважин, работающих на площадь, 825 пробурено на горизонт D0, 50 на горизонт D1 «а» и 7 скважин  - совместные D1 «а» и Dо.На выделенных блоках разработки пробуренный фонд скважин распределен следующим образом: на I блоке пробурено 174 или 18,9% скважин; на II блоке – 203 или 22,0% скважин; на III блоке – 194 или 21,0% скважин; на IV блоке – 213или 23,1% скважин; на V блоке 108 или 11,7% скважин; на VI блоке 31 или 3,4% всего пробуренного фонда скважин.С учетом скважин нагнетательного фонда, находившихся в отработке на нефть, действующий фонд добывающих скважин составляет 579 скважины. Добывающий фонд эксплуатируется в основном, механизированным способом: 128 скважин (22,1%) оборудован ЭЦН, 446 скважин (77,6%) – СКН и 5 скважин фонтанных (0,5%).В бездействующем фонде – 12 скважин добывающего фонда. Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 171 скважину (в том числе 23 скважины добывающего фонда, переданного под закачку). В бездействии – 9 скважин, 1 скважина – дублер в освоении после бурения.В лини разреза с соседней Чишминской площадью находится 22 скважины, из них 10 – под закачкой, 3 – в бездействии, 8 – ликвидированы, как выполнившие свое назначение, 1 скважина переведена на другой горизонт.  Отношение действующего добывающего фонда к фонду нагнетательному    равно 3,4.С начала разработки на площади ликвидировано 53 скважины ( в том числе 7 – в ожидании ликвидации), из них 24 – добывающих и 29 – нагнетательных или 5,8% скважин всего пробуренного фонда. 26 скважин ликвидировано по технологическим причинам, 17 – по геологическим, 3 – по техническим.       Скважин, переведенных на другие горизонты – 31, из них добывающих – 11, нагнетательных – 20. Специальный фонд состоит из 29 пьезометрических скважин и 8 скважин, добывающих тех.воду. По состоянию на 1.01.92 года оставшийся для бурения фонд составляет 69 скважин, из которых 52 – добывающих, 17 – нагнетательных. Основное количество проектных скважин расположено на северной части залежи.Среднесуточный дебит скважин по жидкости колеблется в широком диапазоне: от 1 до 250 т/сут., что указывает на значительную неоднородность коллектора по простиранию.Безводную продукцию дает 168 скважина, то есть с водой работает 71,0% всех действующих, с обводненностью выше 80% работает 129 скважин.Величина приемистости со временем снижается. Если в первые годы разработки она составляла 380-460 м3/сут, то в 1991 году снизилось до 104 м3/сут, что частично объясняется вводом пластов с трудноизвлекаемыми запасами.Характеристика фонда скважин приведена в таблице 10. 






 4.4. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей1. Балансовые запасы нефти.Балансовые запасы нефти по пластам D0 и D1«а»(табл.4) приняты согласно проекту разработки равными соответственно:по D0 : НБЗ=92,607 млн.т. по D1«а» : НБЗ=10,756 млн.т.2.Площадь нефтеносности.Площадь нефтеносности пластов  D0 и D1«а»(табл.4)  принята по проекту разработки  соответственно равной:по D0 : 242,5 км2.по D1«а» : 44,2  км2.3.Средний коэффициент продуктивности соответственно(табл.4) :по D0 : 0,332 •10 т/(сут•МПа).по D1«а» : 0,2446 •10 т/(сут•МПа).4. Показатель послойной неоднородности.Для пласта D0 : находится по формуле:


где Ki – проницаемость прослоев;n – число прослоев.В данном случае  по пласту D0  выделяется 3 пропластка (табл.№3), проницаемости которых равны:K1=0,631 мкм2:                     K2=0,309 мкм2;                     K3=0,065 мкм2.Тогда:    U12 =3*(0,6312*0,3092*0,0652)/(0,631+0,309+0,065) 2 =0,48.Для пласта D1«а» :K1=0,686 мкм2:                   K2=0,265 мкм2.Тогда:    U12 =2*(0,6862+0,2652)/(0,686+0,265) 2 =0,2.5. Зональная неоднородность.Для пласта D0  и D1«а» : находится по формуле: где Kпрi – коэффициент продуктивности (дебит) скважин;n – число скважин.                                                                                                          Таблица 11.Фактические дебиты скважин.№ скв. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Kпрi, т/сут 15 8,6 10 30,4 15 4,4 10 12 23,7 5№ скв. 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Kпрi,т/сут 7,2 16 21 15 12,7 10 4,7 7,6 6 16,7
Тогда :  U32=20*4028,04 / 2512 –1=1,279-1=0,279.6. Вязкости нефти и воды в пластовых условиях соответственно равны (табл.4):по D0 : н=5,9 мПа•с, в=1,88 мПа•с;по D1«а» : н=5,93мПа•с, в=1,84 мПа•с.7.Плотности нефти и воды в пластовых условиях соответственно равны(табл.4):по D0 : н= 815,9 кг/м3, в= 1189 кг/м3;по D1«а» : н= 808,9 кг/м3, в= 1182,35 кг/м3.8. Плотность дегазированной нефти согласно лабораторным исследованиям равна: н= 864,854 кг/м3.9.Коэффициент вытеснения нефти водой согласно лабораторным исследованиям: K2=0,635.10.Коэффициент эксплуатации скважин: =0,94.11.Плотность сетки скважин согласно проекта разработки равна: Sс=25•104 м2/скв.


4.5. Расчет технологических показателей разработки                                                                                                                                                Таблица  12.Исходные данные по пласту D0 ВеличинаБалансовые запасы нефти Qб, млн.т. 92,607Площадь нефтеносности, м2 242,5 •106Средний коэффициент продуктивности Kcр, т/(сут*Мпа) 3,32Показатель послойной неоднородности U12 0,48Зональная неоднородность U2з 0,279Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях н/в   3,17Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях в/н 1,45Коэффициент вытеснения нефти водой K2 0,635Коэффициент эксплуатации скважин  0,94                                                                                                                                Таблица  13.Расчетные показатели разработки пласта D0  Сармановской площади.t, года qt, млн.т./год qt0, млн.т./год QtF, млн.т./год QtF2, млн.т./год A, % КИН,% qзt,   млн.т./год qннак,  млн.т. Qжнак,млн.т. qt/Q0*100,%1 0,179 0,179 0,188 0,195 8,2 0,19 0,23 0,18 0,2 0,422 0,513 0,518 0,557 0,590 13,0 0,75 0,68 0,69 0,8 1,193 0,800 0,821 0,909 0,992 19,2 1,61 1,14 1,49 1,8 1,864 1,107 1,162 1,310 1,464 24,4 2,81 1,68 2,60 3,2 2,575 1,312 1,419 1,630 1,872 29,9 4,22 2,15 3,91 5,1 3,056 1,488 1,288 1,937 2,278 34,6 5,83 2,60 5,40 7,4 3,467 1,640 1,917 2,230 2,678 38,8 7,60 3,05 7,04 10,1 3,818 1,771 2,171 2,511 3,073 42,3 9,51 3,50 8,81 13,1 4,129 1,943 2,515 2,843 3,527 44,9 11,61 4,01 10,75 16,7 4,5210 2,032 2,798 3,097 3,906 47,9 13,81 4,43 12,79 20,6 4,7311 2,108 3,108 3,341 4,277 50,7 16,08 4,84 14,89 24,9 4,9012 2,173 3,458 3,574 4,639 53,1 18,43 5,25 17,07 29,5 5,0513 2,229 3,862 3,797 4,989 55,3 20,84 5,63 19,30 34,5 5,1814 2,338 4,461 4,073 5,392 56,6 23,36 6,09 21,63 39,9 5,4415 2,551 5,459 4,463 5,916 56,8 26,11 6,68 24,18 45,8 5,9316 2,615 6,422 4,710 6,302 58,5 28,94 7,11 26,80 52,1 6,0817 2,615 7,549 5,346 7,422 64,8 31,76 8,34 29,41 59,5 6,0818 2,615 9,158 6,069 8,694 69,9 34,59 9,74 32,03 68,2 6,0819 2,615 11,636 7,286 10,834 75,8 37,41 12,09 34,64 79,0 6,0820 1,161 12,820 3,700 5,629 79,3 38,66 6,27 35,81 84,7 2,7021 1,000 12,820 3,540 5,470 81,7 39,74 6,08 36,81 90,1 2,3322 0,860 12,820 3,392 5,316 83,8 40,67 5,90 37,67 95,5 2,0023 0,742 12,820 3,246 5,149 85,6 41,47 5,71 38,41 100,6 1,7324 0,639 12,820 3,107 4,983 87,2 42,16 5,52 39,05 105,6 1,4925 0,550 12,820 2,973 4,814 88,6 42,76 5,33 39,60 110,4 1,2826 0,474 12,820 2,845 4,647 89,8 43,27 5,14 40,07 115,0 1,1027 0,408 12,820 2,723 4,482 90,9 43,71 4,96 40,48 119,5 0,9528 0,351 12,820 2,606 4,319 91,9 44,09 4,77 40,83 123,8 0,8229 0,303 12,820 2,494 4,159 92,7 44,42 4,60 41,13 128,0 0,7030 0,260 12,820 2,387 4,004 93,5 44,70 4,42 41,39 132,0 0,6031 0,224 12,820 2,284 3,849 94,2 44,94 4,25 41,62 135,9 0,5232 0,193 12,820 2,186 3,701 94,8 45,15 4,08 41,81 139,6 0,4533 0,166 12,820 2,092 3,556 95,3 45,33 3,92 41,98 143,1 0,3934 0,143 12,820 2,002 3,415 95,8 45,48 3,77 42,12 146,5 0,3335 0,123 12,820 1,916 3,279 96,2 45,61 3,61 42,24 149,8 0,2936 0,106 12,820 1,833 3,146 96,6 45,73 3,47 42,35 153,0 0,2537 0,090 12,820 1,754 3,019 97,0 45,82 3,33 42,44 156,0 0,2138 0,079 12,820 1,679 2,895 97,3 45,91 3,19 42,52 158,9 0,1839 0,068 12,820 1,607 2,777 97,6 45,98 3,06 42,58 161,6 0,1640 0,058 12,820 1,538 2,663 97,8 46,05 2,93 42,64 164,3 0,1341 0,050 12,820 1,472 2,552 98,0 46,10 2,81 42,69 166,9 0,12                                                                                                                                              Таблица  14.                                      
Исходные данные по пласту D1 «а» ВеличинаБалансовые запасы нефти Qб, млн.т. 10,756Площадь нефтеносности, м2 42,2 •106Средний коэффициент продуктивности Kcр, т/(сут*Мпа) 2,446Показатель послойной неоднородности U12 0,2Зональная неоднородность U2з 0,279Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях н/в     2,88Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях в/н 1,46Коэффициент вытеснения нефти водой K2 0,635Коэффициент эксплуатации скважин   0,94