Совершенствование разработки Северо-Альметьевской площади

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.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Северо-Альметъевская площадь расположена в северо-западной части 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. Площадь занимает территорию, равную 15558 га.

В административном отношении Северо-Альметьевская площадь находится на территории Альметьевского района.

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 230 м.

Климат района резко континентальный: суровая холодная зима и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - юго-западное.

На территории площади находятся г. Альметьевск и ряд населенных пунктов.

Северо-Альметьевская площадь разрабатывается НГДУ "Альметьевнефть" объединения "Татнефть". На площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.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 (1 блок), центральную (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание подошвы верхнего известняка отмечается в центральной части площади (абсолютная отметка 1450-1460 м). В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок 1465-1475 м. На западной части происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения. 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.

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.

На восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты, средняя толщина равна 2,7 м. На фоне сплошного развития пластов - коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков (Кр = 1,2). Коллектора пласта Д0 изолированы от верхне - пашийских отложений Д1 пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 до 10,0 м.

Средняя глубина залегания горизонта Д1 равна 1750 м. Залежь нефти горизонта Д1 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 Д1 выделяется семь пластов: а, б1, б2+3, в, г1, г2+3, д.

Пласт а является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта а. На западном и центральном участках 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 и б2+3. 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 и б2+3 соответственно, равна 2,4 м и 3,8 м, а алевролитов - 1,6 м и 1,9 м.

Коэффициент литологической связанности песчаников пласта в c 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. На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.

Песчаники зонального интервала гд развиты, практически, на всей площади. Зональный интервал гд расчленен на три части: г1 ,г2+3 ,д.

Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59.

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 3,3м, 4,6м и 3,2м. Пласт д на Северо-Альметьевской водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор.

Распространение контактных зон отмечается на центральной части площади. Водонефтяной контакт прослеживается главным образом по пластам гд. Отметки ВНК колеблются - 1480,7 м до 1489,9 м, составляя в среднем - 1486,2 м.

По пласту в водонефтяная зона встречается в виде узких полос вокруг нефтеносных полей на восточном участке, с отметками ВНК - 1485,7 - 1487,7 м.

Средние абсолютные отметки ВНК представлены в таблице 1.

Таблица 1. Средние абсолютные отметки ВНК

НаименованиеВНК по данным геофизических исследований и опробованию скв.Количество скважин с ВНК170Интервал изменения отметок ВНК, м1480,7 - 1489,9Средняя отметка ВНК по горизонту, м1486,2

2.2 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Коллекторские свойства эксплуатационного объекта приведены в таблице 2. 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. Значения проницаемости по данным геофизических исследований изменяются в широких пределах (от 0,05 до 1,000 и более мкм2), что свидетельствует о неоднородности фильтрационных свойств горизонтов.

Горизонт Д1 расчленяется на 6 пластов, но в разрезах скважин число пластов колеблется от двух до шести. Наиболее прерывистый характер имеют пласты «б» площадное распространение имеют пласт «в» и «гд», которые встречаются во всех скважинах, вскрывших полный разрез.

Таблица 2. Коллекторские свойства горизонтов Д0+Д1

ПластыТип коллектораПористость, %Нефтенасыщенность, д.едД0Песчаник20,520,836Алевролит13,150,691аПесчаник20,220,828Алевролит13,620,664б1Песчаник21,260,85Алевролит13,470,649б2+3Песчаник21,030,846Алевролит13,770,665вПесчаник20,290,835Алевролит13,290,64г1Песчаник20,420,837Алевролит13,690,635г2+3Песчаник20,680,838Алевролит13,29-В таблице 3 приведены статистические ряды распределения проницаемости

Таблица 3

Распределение проницаемости по статистическим рядам

Проницаемость, мкм2Пористость, %НачальнаяНасыщенность связанной воды, д.ед.Нефтенасыщенность,д.ед.Газонасыщенность, д.ед.1234567Лабораторные исследования кернаКоличество скважин333-1Количество определений848945-68Среднее значение0,94722,70,896-0,104Коэффициент вариации0,5470,0960,074-63,5Интервал измерения0,022-2023912,2-26,30,641-0,984-0,016-0,359Геофизические исследованияКоличество скважин439448417--Количество определений156016041337--Среднее значение0,26918,70,802--Коэффициент вариации0,580,140,14--Интервал измерения0,009-1,00010,0-27,00,450-0,960--Гидродинамические исследования скважинКоличество скважин136----Количество определений149----Среднее значение0,269----Коэффициент вариации1,25----Интервал измерения0,0179- 1,29----Принятые для проектированияСреднее значение0,3519,10,805--Коэффициент вариации0,580,20,12--

2.2.2. Толщина пластов

Толщина пласта Д0 кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом Д0 и пластом а пашийского горизонта является самым выдержанным по площади. Средняя толщина его около 15м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 20 до 50м и в среднем составляет 34м. В горизонте Д1 выделяется 6 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов. К отличительной особенности Северо-Альметьевской площади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами б2+3 и в, который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1 до 30м, среднее значение 11,8м. В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой величиной от 2,5 до 4,5м. Наибольшая толщина характерна для песчаников 5 - 12м в условиях слияния 2 - 4 пластов в разрезе.

Средние значения толщин пластов и интервалы их изменения приведены в таблице 4.

Таблица 4. Толщины пластов

ТолщинаНаименованиеЗоны пласта (горизонта)По пласту в целомнефтянаяводонефтянаяОбщаяСредневзвешенное значение, hоб24,210,834Коэффициент вариации0,230,460,13Интервал Изменения, м5-450-3020-50НефтенасыщеннаяСредневзвешенное значение hн8,95,311,8Коэффициент Вариации0,610,690,52НефтенасыщеннаяИнтервал изменения, м1-301-151-30ЭффективнаяСредневзвешенное значение, hэф8,99,317,4Коэффициент вариации0,610,540,33Интервал изменения, м1-301-255-40

2.2.3 Показатели неоднородности пластов

Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупнозернистые алевролиты.

Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчлененности представлены в таблице 5.

Таблица 5. Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчлененности

Количество скважинКоэффициент песчанистостиКоэффициент расчлененностиСреднее значениеКоэфф. вариацииСреднее значениеКоэфф. вариации6620,500,3464,860,359

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 свидетельствует о неоднородном строении эксплуатационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения, на данной площади показатели неоднородности имеют лучшую характеристику.

Для изучения литологической изменчивости пластов были использованы карты распространения коллекторов. Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами.

Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты. 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-пашпйских отложений ДI пачкой кыновских глин.

Средняя глубина залегания горизонта ДI равна. 1750 м. Залежь нефти горизонта ДI 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», «б2+3», «в», «гI», «г2+3» и «д». Расчленение и корреляций осуществлялась с использованием геолого-статистического разреза.

Пласт "а" является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта "а". На западе и центральном участие песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин.

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 «бI» и «б2+3». Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади.

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.

На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.

Песчаники зонального интервала "гд" развиты, практически, на всей площади. Согласно принятой индексации, зональный интервал «гд» расчленили на три части «гI», «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.

2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов Северо-Альметьевской площади по кыновскому и пашийскому горизонтов проводился в течении I967-I982 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. Свойства поверхностных нефтей исследованы по существующим ГОСТам.

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 TaтНИПИ нефть, НГДУ "Альметьевнефть" и ЦНИПРа объединения Татнефть. Bce пробы нефти, как пластовые, так и поверхностные являются представительными.

В табл.5 приведены средние значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения: давления насыщения, газовый фактор I и П ступеней сепарации, пластовый газовый фактор, объемный коэффициент, плотность, вязкость.

Газовый фактор I и П ступеней сепарации определён при среднегодовой температуре на промыслах Татарстана равной +90 С.

Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,8МПа до 9,8МПа, пластовый газовый фактор колеблется от 37,2 м3/т до 72,6 м3/т, объемный коэффициент от 1,077-1,196, вязкость от 2,34мПа·с до 3,55мПа·с.

В табл.6 приведены средние значения состава газа, разгазированной и пластовой нефти. Азота в газе содержится 8,34% объемных, метана 33,14% объемных, пропано-бутановых фракций- 39,78% объемных.

Данные по фракционному составу разгазированной нефти сведены в табл.7, из которой видно, что содержание серы, согласно ГОСТа 912-66, составило - 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.

Таблица 6

Среднее значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения

Наименование показателяДиапазон, изменениеСреднее значениеДавление насыщения газом, (МПа)7,6-9,88,8Газосодержание, Rн (м3/ т), 37,2-72,663,6Газовый фактор при условии сепарации, (м3/ т), приТ=90 при P1=0,5 МПа при P2=0,1 МПа 21,4-48,1 6,9-11,6 39,9 9,6Объемный коэф, Вн1,077-1,1961,1607Плотность, ?н г/см30,783-0,8700,808Вязкость ?н , мПа ·с2,34-3,553,05Температура насыщения парафином, С08,3-13,411,3

Таблица 7

Средние значения состава газа в разгазированной и пластовой нефти

Углекислый газ0,420,720,07Азот8,348,670,51Метан33,1444,561,52Этан23,7924,971,84Пропан20,5215,412,6Изобутан2,571,490,66Н-бутан6,692,911,69Изопентан1,780,540,98Н-пентан1,580,410,96С6 + высшие1,170,3189,17

2.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды

Подземные воды горизонта Д1 Северо-Альметьевской площади по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу 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 . Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод приведен в табл.8

Таблица 8. Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод

НаименованиеДиапазон измененияСреднее значениеГазосодержание, м3/т0,280-0,4180,312Объемный коэф.,4,4·10-54,4·10-5Вязкость, мПа·с1,38-1,1951,89Общая минерализация, г/л254,2682-276,0721265,1701Плотность, г/см31,1754-1,18791,1816Содержание ионовCl-, мг/л158468-171785165127SO 2-4, мг/л13,1-20,016,5HCO-3, мг/л0-9,44,7Ca2+, мг/л21894-2195021922Mg2+, мг/л4252-44084330K+, Na+, мг/л69567-7797073768

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении

По состоянию на 1 января 2010 года на площади пробурено 1014 скважин, из них по назначению 753 добывающая и 261 нагнетательная - или 73,4 % от проектного уровня, плотность сетки составила 16,7га на скважину (без учета дублеров).

3.1.1 Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению

а) Добывающий фонд.

На 1.01.2010 года на площади работает 425 добывающих скважин. В течение 2009 г. из бурения введены 2 скважины. Бездействующий фонд скважин составляет 31 скважину; 3 скважины переведены в пьезометрический фонд, 3 скважины переведены в ППД (1 из них их пьезометрического фонда), 1 скважина переведена на верхний горизонт и 1 скважина на ликвидацию.

Таблица 9

Категория скважинКоличество скважин на2009г./2008г.1.1.20091.1.2010±%Эксплуатационный фонд в т.ч:фонтан ЭЦН ШГН В освоении425 17 83 3250425 18 79 32800 1 -4 30100 105,8 95,2 100,90Действующий фонд В т.ч:фонтан384 1394 010 -1102,6 0ЭЦН8177-495,1ШГН30231715105,0Бездействующий фонд4131- 1075,6В освоении0000Число скважин, эксплуатируемых ЭЦН - 77, что составляет 19,5% от действующего фонда, а доля скважин, эксплуатируемых ШГН, увеличилась на 15 скважин, что составило 80,5 % от действующего фонда.

Средний дебит нефти на одну скважину уменьшился с 6,16т/сут до 5,63 т/сут; средний дебит жидкости с 25,93 т/сут до 24,74 т/сут; в том числе по скважинам, оборудованным ЭЦН, уменьшился на 0,97 т/сут нефти и составляет - 7,26 т/с; по скважинам, оборудованным ШГН - 5,21 т/сут, что на 0,46 т/сут ниже прошлогоднего.

На 1.01.2010 г. бездействующий фонд составляет 31 скважину или 7,3% эксплуатационного фонда, что на 10 скважин меньше прошлогоднего.

Из находящихся в бездействующем фонде скважин 26% требуют проведение капитального ремонта, в т.ч 5 скважин ожидают герметизации эксплуатационных колонн, 1 скважина чистки и углубления забоя, 2 скважины ликвидации осложнений.

б) Нагнетательный фонд.

По состоянию на 1.01.2010 на площади пробуренный фонд составил 261 скважину. По фактическому использованию структура нагнетательного фонда представлена в следующей таблице:

Таблица 10. Структура нагнетательного фонда

№Категория скважинКоличество скважин на2009/20081.01.20091.01.2010%1.Эксплуатационный нагнетательный фонд319321100,62.Действующий фонд,285300105,2в т.ч. остановленные по технич. причинам846779,83.Бездействующий фонд332066,64.В освоении,11100в т.ч.: после бурения000после эксплуатации11100

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн.

Средняя приемистость одной скважины на конец отчетного года составила 59 м3/сут.

На 1.01.2010 бездействующий нагнетательный фонд составляет 20 скважин или 6,2% от эксплуатационного фонда. Из находящихся в бездействии скважин 55% требуют капитального ремонта (в т.ч. 1 скважина- бурение второго ствола, 4 скважины герметизации эксплуатационной колонны, 3 скважины ликвидации осложнений и 3 скважины с углублением и чисткой забоя).

в) Прочие скважины.

По состоянию на 1.01.2010г. 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 1.01.2010г. контрольный фонд составил 45 пьезометрических скважин (в т.ч. 2 наблюдательные). В отчетном году в пьезометрический фонд переведены 3 скважины.

В ожидании ликвидации находятся 6 скважин.

Количество ликвидированных скважин на 1.01.2010г. составляет 120 скважин, в том числе 1 скважина ликвидирована после бурения, 119 скважин после эксплуатации. В отчетном году ликвидирована 1 добывающая скважина из ожидания ликвидации.

3.1.2 Характеристика система заводнения на данном объекте разработки

В 2009 году на площади выполнены следующие геолого-технические мероприятия:

Технология ОРЗ внедрена на 5 скважинах с дополнительной добычей 0,417 тыс.тонн, ОРЭ на 1 скважине с дополнительной добычей 0,455 тыс.тонн.

ГРП на 3 добывающих скважинах и на 1 нагнетательной скважине с дополнительной добычей 2,805 тыс. тонн.

Добыча нефти по 21 скважине, введенным из бездействия составила 6,3 тыс. т нефти (план 1,8 тыс. тонн), средний дебит на 1 скважину составил-2,0т/с.

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн.

Основной объем добычи нефти происходит за счет регулирования процессов разработки (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков жидкости и др.)

С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов ДI и Д0 добыто 111,447 млн. т нефти, или 88,1 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,48.

Добыча газа.

На 1.01.2010г. все добывающие скважины подключены к системе газосбора. В течение отчетного года из продуктивных пластов девона добыто 38,181 млн.м3 попутного газа. С начала разработки площади добыто 6475,357 млн. м3 нефтяного газа. Средний газовый фактор составляет 52,1м3/т.

Закачка воды.

В 2009 году освоено под очаговое заводнение 3 скважины (скважины: №№2182, 5704, 10076 - после эксплуатации на нефть).

В 2009 году годовая закачка по промысловому учету составила 3,905 млн. м3 воды. Технологическая закачка 3,905 млн. м3 воды, это на 0,083 млн. м3 больше, чем в 2008 году. Соотношение закачки к отбору жидкости - 118,1%. Объем закачки за контур нефтеносности - 0,165 млн.м3. В результате компенсация отбора жидкости производительной закачкой составила 113,1%.(таб. №№ 22,23). Производительная закачка составляет - 3,656 млн. м3, или 90,5 % от общего объема технологической закачки. Компенсация годовых объемов отборов жидкости в пластовых условиях закачкой по пластам приведена ниже:

Таблица 11

ПластыЗакачка, тыс.м3Компенсация, %Рпл.Рпл.2008г2009г2008г2009гНа 1.01.09На 1.01.10До1,4421,442130,8125,5158,0157,5«а»0,9481,088154,7179,7152,6156,0«б1»0,4240,400128,0105,8152,5156,3«б2»0,5950,594147,1127,5152,0155,8«б3»0,0930,08966,675,2149,0152,2«в»0,1160,09048,140,4148,2148,0«г1»0,1820,16847,254,8154,0154,0«г2+3»0,0220,03433,157,2149,0154,3Итого:3,8233,905116,4118,1152,9155,5

С начала разработки в продуктивные пласты горизонтов Д1+Д0 закачано 353,891 млн.м3 технологической жидкости. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 104,8 .

Обводненность добываемой продукции, добыча воды.

По состоянию на 1.01.2010г. все 394 скважины действующего фонда обводнены.

В процентном отношении скважины распределяются следующим образом:

Таблица 12

Степень ОбводненностиНа 01.1.2009г.На 01.01.2010г.± к началу 2009 г.до 2%---От 2% до 20%5250-2От 20% до 50%7064-6От 50% до 90%1601611Свыше 90 %102119-17Всего38439410

Добыча воды за 2009 год составила 2,489 млн. тонн. За год сокращен отбор попутной воды на - 189,8 тыс.тонн, в том числе за счет остановки 7 предельно обводненных скважин на 138,6 тыс.т; изоляции водопритоков без отключения пластов на 6 скважинах на 3,1 тыс. т, отключения обводненных пластов на 10 скважинах на 23,5тыс.т.

С начала разработки по площади отобрано 195,421 млн. тонн воды. Водонефтяной фактор 1,77.

Состояние пластового давления.

В течение 2009 года пластовое давление в зоне отбора увеличилось. Основное снижение пластового давления приходится на 3 блок, что связано с целенаправленным регулированием объемов закачки в связи с переводом КНС-117 на закачку сточной воды.

Таблица 13

ЗоныПластовые давленияИзменение давления за годНа 1.01.2009г.На 1.01.2010г.В зоне отбора152,9155,52,6В зоне нагнетания190,7196,05,3В целом по площади169,8173,63,8

Динамика контуров нефтеносности.

Контроль за подъемом ВНК, продвижением контуров нефтеносности осуществлялся по результатам бурения новых скважин, по промысловым данным обводнения добывающих скважин и по результатам геофизических исследований.

В 2009 году на площади пробурили 2 скважины, на них ВНК не отмечается.

Средняя глубина отметки ВНК по площади составляет -1485,0.

Состояние выработки пластов горизонтов девона ( в целом по площади и блокам).

За 2009 год из продуктивных горизонтов Д1+Д0 добыто 733,737 тыс. тонн нефти, с начала разработки площади добыто 111447,3 тыс. тонн нефти (88,1% от НИЗ). Годовой отбор, темп отбора от НИЗ и выработка от НИЗ представлены в следующей таблице:

Таблица 14

Пласт2008 г.2009 г.С начала разработкиПроектный НИЗ Т.т«а»1710,711560,652183090,324174,97«б1»650,67780,8836885,89752,91«б2»1060,731100,71271488,214414,97«б3»260,33220,28664484,57862,72«в»430,37370,32966884,311468,56«г1»440,31310,221316093,914014,91«г2+3»60,045,50,041327589,414848,99«д»000055892,4603,9Д02971,012941,02523086,029337,21Д1+Д07580,67340,58111447,388,1126500,91

Основная добыча нефти, как и прежде, ведется из коллекторов 1 группы с глинистостью менее 2%: -377 тыс. т или 51,4 % от годовой добычи по объекту. Из трудноизвлекаемых коллекторов II группы добыто 140 тыс. т (19,1 % от добычи по объекту), из ВНЗ - 5,768 тыс. т (0,79 %). Остальная добыча ведется из коллекторов песчаников с глинистостью более 2 %, группа (1) - 210 тыс. тонн - 28,7%.

С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов Д1+Д0 извлечено - 87,63% от НИЗ, в том числе из коллекторов 1 группы 72661 тыс. т или 92,5 % от НИЗ; из ВНЗ добыто 14,332 тыс. т - 86,1% от НИЗ; из коллекторов II группы 10,495 тыс. т - 70,5 % от НИЗ, из коллекторов (1) группы добыто 13,959 тыс. т нефти или 85,5 % от НИЗ .

3.2 Анализ выработки пластов

На 1.01.2010 года в активную разработку вовлечено 108418 тыс. тонн запасов, в том числе 87,614 тыс. тонн за 2009 год. В настоящее время основной задачей является интенсификация выработки низкопродуктивных коллекторов.

По третьему блоку в 2009 году добыто 187 тыс.тонн нефти, что ниже норм на 2,0 тыс.тонн. Обводненность по блоку составляет 75,0% при выработке запасов 88,9%. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 124,7%. Пластовое давление в зоне отбора - 165,2 атм.

За год по блоку провели ГРП на 2 добывающих скважинах с дополнительной добычей 1,433 тыс. тонн, внедрение ОРЗ на 1 скважине-ведется освоение.

В течение года капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн выполнены на 7 добывающих и на 4 нагнетательных скважинах.

Введено из бездействия 6 добывающих скважин.

Основной проблемой по блоку в последние годы являлось наличие участков с повышенным пластовым давлением, что было связано с вынужденной перекачкой сточных вод. В связи с переводом КНС-117 с пресной закачки на сточную воду запланированы и проводятся мероприятия по снижению количества зон с аномально высоким пластовым давлением. В течение года положение на участках с высокими аномальными давлениями заметно улучшилось, на 47 скважинах со средним давлением 190 атм нормализовалось давление в среднем до 167 атм, из них на 2 скважинах был проведен КРС и на 20 скважинах ПРС с дополнительной добычей 3,0 тыс.тонн нефти.

В 2010 году по 3 блоку планируется добыть 180 тыс. тонн нефти, закачать 980 тыс.м3 воды.

В 2010 году намечено внедрение ОРЗ на 3 скважинах, а также продолжить мероприятия по ГРП.

Проведенные мероприятия и намеченные на 2010 год позволят удержать набранный темп.

Рисунок 1

Анализ процесса разработки:

·Первая стадия (до 1973 года) - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

быстрым увеличением действующего фонда скважин;

резким снижением пластового давления;

небольшой обводненностью продукции ;

достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн .

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой.

·Вторая стадия (1973-1974 года) - поддержание высокого уровня добычи нефти -характеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти;

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

нарастанием обводненности продукции nв;

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

·Третья стадия (с 1975-1998 года) - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

снижением добычи нефти;

темпом отбора нефти на конец стадии 1¸ 2, 5 %;

уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти.

·Четвертая стадия (с 1999 по настоящее время) - завершающая - характеризуется:

малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн ;

большими темпами отбора жидкости Тдж ;

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения.

Оценка прогнозных начальных извлекаемых запасов и ВНФ по характеристикам вытеснения:

·Из рисунка 2 видно, что прогнозный НИЗ составляет 127000 тыс.т. ( отличие от проектных данных, приведенных в таблице 14, составляет 0,4%).

·По рисунку 3 определяем, что Qжнак , при НИЗ равных 127000 тыс.т., равен 370000 тыс.т. Прогнозный ВНФ вычислим по формуле:

м3/м3

Рисунок 2

Рисунок 3

3.2.1 Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте

Увеличение нефтеотдачи пластов - степени извлечения нефти из недр - одна из самых актуальных проблем на протяжении всей истории нефтяной промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет качества вытеснения, ОПЗ, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации и др.

Эффективность МУН зависит от множества геолого-физических и технологических факторов.

Третичные подразделяются на физико-химические, микробиологические, газовые, тепловые и комплексные.

Первые опытные работы по испытанию физико-химических методов были проведены в середине пятидесятых годов. Более чем сорокалетнее применение методов МУН показало, что нет универсальных третичных МУН пригодных для любых геолого-промысловых условий и на любой стадии разработки. В настоящее время разработано и испытано более пятидесяти различных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Широкое применение современных методов МУН позволяет стабилизировать добычу нефти, создать условия для обеспечения проектных коэффициентов нефтеизвлечения, вовлечь в разработку недренируемые запасы. В настоящее время 18,6% добычи нефти обеспечивается за счет их применения.

На 1.01.2009 года методами повышения нефтеотдачи пластов охвачено 1965 участка нагнетательных и 2962 участка добывающих скважин, дополнительная добыча за счет реализуемых методов достигла 12022,676 тыс.т. по НГДУ «Альметьевнефть».

Методы повышения нефтеотдачи такие как - внутрипластовое сульфирование, закачка сульфированного «тощего» абсорбента (СТА), закачка раствора тринатрийфосфата (ТНФ), закачка полимер-дисперсных систем (ПДС) в настоящее время в НГДУ «Альметьевнефть» не применяются.

Методы повышения нефтеотдачи пластов

В 2008 году НГДУ «Альметьевнефть» продолжило проведение обработок методами повышения нефтеотдачи пластов c привлечением различных подрядчиков. Были привлечены ООО «Силен» (термобароимплозионные методы), ООО «Нефтеимпульс», «ВУГЭЦ». Методы повышения нефтеотдачи пластов подразделяются на три группы:

1.Методы вытеснения. Методы, направленные на выравнивание профиля приемистости основаны на использовании различных материалов и реагентов, которые при закачке в пласт блокируют обводненные высокопроницаемые пласты и подключают в разработку слабодренируемые пропластки. Нагнетательные скважины, подбираемые для этих технологий должны иметь приемистость не менее 80 - 300 м3/сут, иметь не менее двух пропластков и окружающие скважины должны быть с обводнённостью не менее 70 %. Эффективность от данных методов увеличения нефтеотдачи пласта довольно высокая. Принцип действия технологий, направленных на выравнивание профиля приемистости сравнительно одинаковый.

В 2008 году продолжается эффект от ранее проведенных обработок нагнетательных скважин сшитыми полимерными системами (СПС). Технология СПС направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах вследствие снижения проницаемости, перераспределения потоков по пласту и вовлечения в работу низкопроницаемых зон. В 2008 году от ранее проведенных обработок получено 18,443 тыс. тонн дополнительной нефти, от обработок 2008 года - 7,42 тыс. тонн.

В 2008 году продолжается эффект от проведенных ранее обработок по гидрофобной эмульсии. ГЭР повышает фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, за счет чего увеличивается охват пласта по толщине. Во время движения водоизолирующей массы по промытым водой пропласткам происходит, отмыв остаточной пленочной нефти. Так как в нагнетательной скважине выравнивается профиль приемистости, происходит стабилизация и снижение обводненности продукции добывающих скважин, повышается нефтеотдача пласта по обрабатываемому участку. На 01.01.2009 г. от обработок гидрофобной эмульсией накоплено 104,18 тыс.тонн дополнительно добытой нефти, из них от новых обработок 2008 года - 8,939 тыс. тонн нефти.

. Методы водоизоляции. Разработка нефтяных месторождений в условиях поддержания пластового давления за счет закачки в продуктивные пласты воды приводит к закономерному обводнению добывающих скважин.

Повышение доли воды в продукции скважин приводит к повышению энергетических затрат, усложняет процесс подготовки нефти усиливает коррозию оборудования и т.п. В конечном итоге рост обводненности продукции скважин приводит к тому, что дальнейшая эксплуатация их становится нерентабельной.

Одним из направлений решения проблемы снижения обводненности скважин - является ограничение и изоляция обводненных пропластков.

Широкое применение в нефтяной промышленности нашли методы изоляции водопритоков, основанные на использовании водорастворимых полимеров, главным образом, акрилового ряда - гипан и полиакриламид. Однако, полиакриаламид обладает низкой стойкостью к механическим воздействиям и к повышению температуры. Отмеченные недостатки привели к поиску более эффективных технологий. На сегодняшний день в НГДУ «Альметьевнефть» применяют в качестве водоизоляции МПС, СНПХ-9633.

В 2008 году технологией СНПХ-9633 обработано 21 добывающие скважины, дополнительная добыча по ним составила 9,869 тыс. тонн, по переходящим участкам в 2008 году добыто 33,174 тыс. тонн дополнительной нефти.

Для ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ используются композиции МПС на основе водорастворимых полиакриламидов (сополимеров акриламида с акриловой кислотой); технических, пластовых, пресных и вод используемых в системах ППД, сшивателей - ацетата хрома (соль трехвалентного хрома), щелочи (гидроксид натрия), соды пищевой (натрий двуулекислый). Дополнительная добыча от 13 обработок составила 1,955 тыыс.тонн нефти.

. Методы обработки призабойной зоны (ОПЗ). В процессе эксплуатации скважин происходит ухудшение продуктивности пласта призабойной зоны. Основными причинами ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны является:

проникновение глинистых растворов в призабойную зону при бурении,

проникновение технологических жидкостей при глушении скважин перед проведением работ при текущем и капитальном ремонте скважин,

выпадение и адсорбция на поверхности породы асфальтенов, парафинов и т.д.

Ухудшение проницаемости ПЗП приводит к самоотключению нефтенасышенных пропластков, понижению проницаемости и в связи с этим консервации извлекаемых запасов.

Методы ОПЗ делятся на чисто физические и с использованием химических реагентов.

В 2008 году продолжены работы по обработкам призабойной зоны технологией СНПХ-9030. В технологии КХДВ-СНПХ-9030 применяется метод глубокой комплексной обработки пласта с использованием физико-химического воздействия в попеременном сочетании с депрессионным воздействием, способствующим улучшению условия диспергирования и выноса из заданной по глубине зоны ПЗП, кольматирующих коллектор загрязнителей (АСПО, мехпримеси, частицы горных пород). Дополнительная добыча от 29 обработок составила 8,215 тыс. тонн нефти, от обработок же прошлых лет в 2008 году дополнительно было получено 27,416 тыс. тонн нефти.

Одна из наиболее эффективных технологий по обработке призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах считается композиция ДН-9010. Композиция ДН-9010 предназначена для повышения производительности низкопродуктивных скважин в карбонатных коллекторах, способствует увеличению радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета пород и очистки поровых каналов от механических загрязнений и глинистых частиц, что приводит к увеличению дебита нефти, наличие ПАВ предотвращает возникновение водонефтяных эмульсий, образующихся при солянокислотных обработках. В 2008 году было произведено 20 обработок на добывающем фонде скважин и 1 обработка на нагнетательном фонде, эффективность которых составила 5,673 тыс.тонн нефти, дополнительная добыча в текущем году от обработок прошлых лет составила 13,673 тыс.тонны нефти.

Растворитель для удаления АСПО и нефтешламов «МИА-пром» в 2008 году был применен на 6 добывающих скважинах, дополнительная добыча от которых составила 2,355 тыс.тонн нефти, от обработок же прошлых лет в 2008 году получено дополнительно 2,820 тыс.тонн нефти.

Также в 2008 году продолжались работы по депрессионной перфорации, выполняемой фирмой ООО «Силен». Было обработано 8 добывающих и 1 нагнетательных скважин, технология сравнительно недорогая, выполняется при ПРС. Дополнительно получено 2,105 тыс.тонн нефти от мероприятий 2008 года, накопленная дополнительная добыча всех обработок составила на 01.01.2009 составила 3,191 тыс.тонн нефти.

В 2008 году продолжены обработки скважин газоимпульсным воздействием ООО «Нефтеимпульс». Газоимпульсное воздействие на призабойную зону скважины заключается в том, что в интервале продуктивного пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин специально формируются периодические гидравлические импульсы резкого повышения и понижения давления в зоне перфорации, сопровождаемые кавитационными ударами, которые достигнув стенки скважины (перфорационных отверстий), создают микротрещины, разрушают и смещают закупоривающие частицы и способствуют выносу их из поровых каналов. Все эти процессы приводят к восстановлению или же улучшению фильтрационных свойств пористой среды в призабойной зоне. В 2008 году обработана 1 добывающая скважина. С учетом обработок прошлых лет в 2008 добыто 8,364 тыс. тонн дополнительной нефти.

В 2008 году продолжается эффект от обработки скважин технологией газоразрыва пласта с помощью термогазогенератора ТИС и термобароимплозионных обработок призабойной зоны пласта с помощью заряда СТГГ-80, разработанные НТП «ВУГЭЦ». Работы выполняются силами каротажной партии в течение 2-4 часов в период капитального или подземного ремонта скважин. Методы характеризуются экологической чистотой и щадящим воздействием на цементный камень и обсадную колонну. Дополнительная добыча в отчетном году по данным методам составила 3,243 тыс. тонн нефти, общая дополнительная добыча на 01.01.2009 составила 9,05 тыс.тонн нефти.

Глубокое внедрение в пласт боковых ответвлений

Работы по глубокому внедрению в пласт боковых ответвлений начаты в декабре 1996 года. Всего зарезки проведены на 111 скважинах (Миннибаевская площадь - 24 скважин, Альметьевская площадь - 27 скважины, Северо - Альметьевская площадь - 13 скважин, Березовская площадь - 13 скважин, Залежь №5 - 13 скважин, Залежь №8 - 18, залежь №221 - 1скважина, залежь №224 - 2). Дополнительная добыча за 2008 год составила 107,91 тыс. т нефти.

В 2008 году глубокое внедрение боковых ответвлений провели на 2-х скважинах Альметьевской площади (№14858, 21022), на 1-ой скважинах Северо-Альметьевской площади (№21265), на 2-х скважинах залежи №224 (№5747, 16334), на 4-х скважинах залежи № 8 (№2314, 5912, 16532, 21574) и на 1-ой скважине залежи №5 (№9564). Дополнительная добыча по ним в 2008 году составила 6,833 тыс. тонны нефти.

Гидроразрыв пласта

В 2008 году продолжены работы по гидроразрыву пластов, было проведено 50 обработок, в т.ч. 39 на добывающем фонде скважин, дополнительная добыча по ним составила 32,637 тыс.тонн нефти. Доля добычи нефти за счет ГРП превысила 7% от всей добычи по НГДУ. Количество обработок достигло 297 скважин, в т.ч. 46 нагнетательных скважин. С начала внедрения ГРП, по добывающим скважинам средний прирост суточной добычи составляет 4,0 т/сут, что является более, чем двукратным увеличением дебита этих скважин. Среднесуточный прирост по добывающим скважинам после ГРП в текущем году составляет 4,8 т/сут.

С целью оценки влияния ГРП на обводненность добываемой продукции в НГДУ по согласованию с комиссией были проведены экспериментальные гидроразрывы:

на скважинах с начальной обводненностью более 50%;

на скважинах с малой перемычкой между продуктивным нефтенасыщенным и ранее выработанным обводненным пластом (4м);

на скважинах, вскрывших разрез с перемычкой между пластами более 10м (проведение двойного ГРП).

Объемы работ по ГРП нагнетательных скважин были резко сокращены после 2004 г. В целях дополнительного изучения факторов влияющих на эффективность ГРП, было принято решение о продолжении работ по ГРП на нагнетательном фонде, в 2008 году выполнено 11 обработок.

.2.1 Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти

Эффективность от мероприятий ЗАО

С 2001 года раздел продукции по ОАО «Татнефть» прекращен. Вся дополнительная добыча нефти от мероприятий МУН остается в ОАО «Татнефть».

Ниже рассмотрены методы увеличения нефтеотдачи, выполненные закрытыми акционерными обществами:

ЗАО «Татнефтеотдача»

С 1994 года проводились работы по закачке реагентов совместно с ЗАО «Татнефтеотдача» по трем направлениям: повышение нефтеотдачи пластов (ПДС, ПДС+ALCL3, СНПХ-95М, ВДС, СНПХ-9630, ПСК, СПГ, ЩСПК+ALCL3), изоляционные работы (СНПХ -9630, гипан + жидкое стекло, биополимер) и обработка призабойной зоны (СНПХ-9010, декальматация, разглинизация).

Для повышения нефтеотдачи пластов закачкой полимер-дисперсной системы (ПДС) в 21 нагнетательную скважину, на этих участках получено 52,265 тыс. т дополнительной нефти.

В 1995 году проведены опытные работы по закачке ПДС+CACL2, на четырех участках получено 20,686 тыс.т дополнительной нефти.

Закачка полимер-суспензионной композиции (ПСК) - обеспечивает не только коррекцию профилей приемистости нагнетательных скважин, но и доотмыв нефти из обводненных интервалов и зон пласта. Сущность технологии заключается в том, что в промытые зоны пласта чередующимися порциями закачивается глинистая суспензия, затворенная на щелочном растворе и щелочно-полимерном растворе. В 1994 - 1995 гг. эта композиция была закачана в 5 нагнетательных скважин Березовской площади (№№ 21517, 8057, 21527, 21642, 21513), по характеристикам вытеснения технологическая эффективность на 1.01.2007г. составила 27,075 тыс.т.

Закачка силикатно-полимерных гелей (СПГ) - проводилась с целью избирательного уменьшения водопроницаемости промытых высокопродуктивных зон нефтяного пласта в нагнетательных скважинах при сохранении проницаемости низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Процесс состоит в последовательной закачке в пласт оторочек пресной воды, силикатного раствора, гелеобразующего состава, с выдержкой последнего до образования геля. В 1994 - 95 г.г. опытные работы были проведены на 5 скважинах Березовской площади (№№ 21719, 21717, 21718, 8173, 8185), дополнительная добыча по характеристике вытеснения составила 13,653 тыс. тонн.

В 1995 - 2001 г.г. закачка волокнисто-дисперсной системы (ВДС) проведена на 9 участках. Всего с начала применения метода получено - 55,107 т.т.

Изоляционные работы: с 1994 года с целью ограничения водопритоков в добывающие скважины проводились работы по закачке реагента СНПХ - 9630 и СНПХ - 9633. Его применение основано на способности при взаимодействии с водами, обводняющими нефтяной пласт, образовывать устойчивые высоковязкие эмульсии. На 1.01.2007 года всего обработано 48 скважины, накопленная добыча 54,808 тыс. тонн.

С 1996 году обработано 23 добывающих и 5 нагнетательных скважин биополимером с целью изоляции водопритока. На 1.01.2007 г. по ним получено 57,729 тыс. т дополнительной нефти.

Обработка призабойной зоны СНПХ - 9010 на залежи №221 начата в 1993 году, всего обработано 33 скважины, накопленная дополнительная добыча составляет 24,825 тыс. тонн.

Декольматация, разглинизация - обработка призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых коллекторах проводилась в 1994 - 95 г.г.: целью обработок является стабилизация и увеличение приемистости благодаря повышению фазовой проницаемости для воды и снижению набухаемости и стабилизации глин. Для обработки используются растворы хлористого калия и катионного ПАВ (гидрофобизатораВ 1999 году совместно с НИВП «Нефтеотдача» обработаны призабойные зоны скважин кислотно-поверхностно активными веществами (КПАС), на 30 скважинах (с применением установки «Колтюбинг»), по ним получено 27,218 тыс.т нефти.

Также с целью повышения нефтеотдачи пластов в 4 скважины залежи №8 закачали сшитую полимерную систему (СПС). На 1.01.2007 г. от метода получено 27,906 тыс.т нефти.

В рамках ОПР выполнялись закачки ТатНО-20011 на 9 скважинах, дополнительная добыча составила 1,142 тыс.т нефти, ТатНО-20012 на 1 скважине - дополнительная добыча 0,331 тыс.т нефти, КТУН - на 4 скважинах - дополнительная добыча 0,495 тыс.тонн нефти, ВДП (волокнисто-дисперсная пыль) на 3 скважинах - дополнительно получено 3,011 тыс.тонн нефти. В 3 скважины (№№135а, 5812, 32826) закачали ТатНО-2000-01 дополнительно получено 3,424 тыс.т нефти, в 3 скважины (№№163, 3174, 14781) закачали ТатНО-99-01 дополнительная добыча составила 0,871 тыс.т нефти и в 1 скважину (№11203) провели Комплексное воздействие на призабойную зону.

Всего в рамках ЗАО «Татнефтеотдача» нарастающая дополнительная добыча составила 578,875 тыс. тонн нефти.

ЗАО «Татойлгаз»

С 1997 года проводились работы по глубокой стимуляции добывающих скважин растворами ПАВ. На 1.01.2006г. обработано 32 скважины, дополнительно добыто 66,617 тыс. т нефти, технологический эффект на 1 обработку составил 2078 тонн. Также проводились работы по термобароимплозионным методам. Обработано 19 скважин. По ним дополнительно получено 0,9 тыс.т нефти. Всего по ЗАО «Татойлгаз» дополнительно получено 67,506 тыс. т нефти.

ОАО «Нократойл»

С сентября 1998 года обработано 19 скважин методами ОПЗ. Дополнительная добыча составила 10,589 тыс.т нефти.

Термобароимплозионными методами охвачено 66 скважин, по ним дополнительно получено 43,218 тыс.т нефти.

Вибровоздействие проведено на одной скважине Миннибаевской площади, дополнительно получено 0,097 тыс.т.

Также в 1999 году проводились комплексные обработки призабойной зоны на 7 скважинах, получен эффект 8,725 тыс.т нефти.

Всего по ОАО «Нократойл» на 1.01.2006 г дополнительно добыто 94,976 тыс.т нефти.

ЗАО «Гриц»

В 1999 году НГДУ «Альметьевнефть» совместно с ЗАО «Гриц» обработали 10 скважин на залежи №221 - СНПХ-9010, получено 1,760 тыс. т дополнительной нефти.

С целью ограничения водопритока на 7 скважинах (2 - на залежи №5, 4 -на залежи №8, 1 - на залежи №24) была проведена изоляция СНПХ-8700. Эффективность от мероприятий - 1,933 тыс. тонн нефти.

Итого по ЗАО «ГРИЦ» добыто 3,693 тыс. тонн дополнительной нефти.

На 1.01.2006 года эффект от мероприятий ЗАО «Гриц» окончен.

ЗАО «Геология»

По волокнисто-дисперсной системе (1 скважина Березовской площади, 1 скважина Северо-Альметьевской площади). Дополнительно получено 9,732 тыс.т нефти.

Всего по ЗАО «Геология» на 1.01 2006 г. дополнительно получено 30,797 тыс. т нефти.

ООО «ТН-ХимСервис»

В 2002 году начало работу новое структурное предприятие ОАО «Татнефть» - Управление «Нефтехимсервис». Оно создано для централизованной закачки реагентов в скважины ОАО «Татнефть». В 2008 году управление «НефтеХимСервис» было выделено из состава ОАО «Татнефть» в сервисную компанию ООО УК «ТН-ХимСервис», структурное подразделение «РемСервис».

ООО «ТН-ХимСервис» использует большой ряд химических реагентов по:

методам вытеснения (СНПХ-9633, микробиологическое воздействие, ВДС, оторочка ПАВ, каллоидно-дисперсная система, гидрофобная эмульсия, капсулированная полимерная система, щелочная полимерная композиция, низкомодульное жидкое стекло, сшитая-полимерная система),

методам водоизоляции ( биополимер, ЭВН, СНПХ-9633),

методам обработки призабойной зоны (ДН-9010, СНПХ-9030, СНПХ-9350, Миа-Пром).

.3 Характеристика показателей разработки

В текущем году композицию ДН-9010 закачали в 21 скважину, дополнительная добыча по ним составила 5673 тонн нефти. Всего дополнительная добыча с учетом обработок прошлых лет по 71 скважинам составила 25,609 тыс. тонн нефти.

По методам вытеснения продолжается эффект от обработок прошлых лет по технологиям СНПХ-9633, ВУС, МОЭЦ, ВМРС, КДС, ГЭР. В 2008 году продолжены работы по закачке СНПХ-9633, гидрофобной эмульсии.

В 2008 году на 19 скважинах провели закачку капсулированной полимерной системы, приготовленной на основе водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя на основе солей алюминия. При закачке композиции в неоднородный пласт происходит закупоривание полимерными капсулами высокопроницаемых и высокообводненных пропластков. В результате после закачки КПС происходит изменение направления фильтрационных потоков и в процесс активной разработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки и зоны пласта пониженной проницаемости, ранее не охваченные или слабоохваченные заводнением. Всего КПС провели на 32 скважинах. Дополнительная добыча от обработок КПС составила 27,300 тыс.тонн.

В отчетном году технологией оторочка растворами ПАВ обработано 5 скважин, дополнительная добыча по ним составила 1710 тонн нефти, всего с учетом обработок прошлых лет дополнительно получено 6,820 тыс. тонн нефти.

В отчетном году 5 скважин обработано технологией низкомодульное жидкое стекло, всего с учетом обработок прошлых лет добыто 15,480 тыс. тонн нефти. От технологии ВМРС - высокомодульное жидкое стекло, всего дополнительно добыто 38,593 тыс.тонн нефти с учетом обработок прошлого года.

Продолжается эффект от обработок прошлых лет технологией МОЭЦ, дополнительная добыча нефти по ним составила 94,915 тыс.тонн, гидрофобной эмульсией обработано 65 скважины, дополнительная добыча - 104,180 тыс.т.нефти, микробиологическое воздействие в отчетном году не проводили, дополнительная добыча на конец года от обработок прошлых лет составила 10,59 тыс.тонн нефти.

В 2008 году от закачек нефтебитумного продукта прошлых лет, на основе природных битумов в высокообводненные неоднородные пласты, накопленная дополнительная добыча от всех обработок составила 52,110 тыс.тонн нефти.

От обработок биополимером прошлых лет нагнетательных и добывающих скважин дополнительно добыто 135,645 тыс.тонн нефти.

В 2008 году было продолжено применение реагента СНПХ-9633, предназначенного для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными коллекторами и обработки нагнетательных скважин в залежах представленных терригенными коллекторами, при пластовых температурах 20-40О С и различной минерализацией попутно-добываемых, пластовых и закачиваемых вод. СНПХ-9633 - технология для снижения обводнённости и/или увеличения дебита нефти добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и регулирования внутрипластовых фильтрационных. В 2008 году СНПХ-9633 закачали в 21 скважину, дополнительная добыча по ним составила 9,869 тыс.тонн нефти. Всего дополнительная добыча составила 255,060 тыс. тонн с учетом обработок прошлых лет.

В 2008 году в 6 скважин закачали растворитель МИА-ПРОМ, эффективность от обработок 2008 года - 2,355 тыс.тонн, от всех обработок - 45,606 тыс.тонн нефти.

В 2008 году продолжены работы по закачке СНПХ-9030, в отчетном году обработано 29 нагнетательных скважин, дополнительная добыча по ним составила 8,215 тыс.тонн нефти, всего дополнительная добыча на 01.01.2009 год составила: 106,138 тыс. тонн.

В отчетном году продолжены работы по закачке СНПХ-9350, обработано 12 нагнетательных скважин и 2 добывающие, дополнительная добыча по ним составила 5,506 тыс.тонн нефти, всего дополнительная добыча на 01.01.2009 год составила 7,759 тыс. тонн.

В 2008 году управление «Нефтехимсервис» проводила закачку ряда технологий находящихся на стадии опытно промышленной разработки. С целью водоизоляционных работ на добывающих скважинах применялись такие новые технологии по водоограничению (пластовых, закачиваемых, с других горизонтов) с использованием раствора полиакриламида и композиции сшивателей - модифицированного полимерного состава (МПС), технология применения гидрофобных суспензоэмульсий для ограничения водопритока и регулирования заводнения фациально-неоднородных пластов (РГС). На нагнетательных опробовались воздействие осадко- и гелеобразующими композициями (технология ГЕОС-К).

Композиция МПС представляет собой особый вид твердых тел, сочетая в себе свойства твердых тел, эластомеров содержащих в своем составе нерастворимые соли в качестве упрочняющей гель структуры. Они способны как: твердые тела - сохранять свою форму, эластомеры - развивать большие упругие обратимые деформации при нагружении. Нерастворимые соли препятствуют разрушению геля при приложении значительных нагрузок на систему. Изолирующие свойства таких систем предопределяются их способностью удерживаться в объеме пор, трещин, каверн: за счет образования химических связей между группами полимера и активными группами на поверхности породы (адгезионное взаимодействие), состав создает при этом высокие сопротивления течению через объем геля воды; за счет упругих свойств системы образуется непроницаемый экран. Введение изолирующего состава в водоносную часть пласта позволяет снизить темп поступления воды. Прорывы воды в трещиновато-поровых коллекторах связаны с быстрым продвижением фронта закачиваемой воды по системе трещин, а также с поступлением воды в продуктивный пласт из водоносных горизонтов. В этих случаях снижение фильтрации воды в трещинах будет положительно сказываться на степени обводненности добываемой нефти. Дополнительная добыча от 13 обработок составила 1955 тонн нефти.

РГС представляет собой стабильную гидрофобную эмульсию, включающую смесь углеводородов различного структурно-группового состава, поверхностно-активных веществ, регуляторов вязкости и рН. Механизм действия РГС основан на способности повышения исходной вязкости и структурирования в пластовых условиях. Дополнительная добыча от 2 обработок составила 179 тонн нефти.

Технологии регулирования заводнения карбонатных коллекторов путем комбинированного воздействия осадко- и гелеобразующими композициями (технология ГЕОС-К) относится к физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пластов. Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счет увеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путем предварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пластов и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Создание блокирующей оторочки в пласте осуществляется закачкой в нагнетательные скважины гелеосадкообразующей композицией. Дополнительная добыча от 2 обработок 2008 года - 0,272 тыс.тонн нефти, от обработок прошлых лет в текущем году получено 1,884 тыс.тонн нефти.

На 1.01.2008 года методами ПНП охвачена значительная часть фонда добывающих и нагнетательных скважин. По многим скважинам обработки проводятся неоднократно. Эффективность снижается, т.к. выработанность участков по нижней пачке пластов высокая (90%), запасы истощаются. Необходима разработка технологий для доотмыва остаточной нефти по пластам с выработкой более 90% и интенсификации выработки слабопроницаемых глинистых коллекторов, а также новые методы водоизоляции в добывающих скважинах.

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки возникает проблема преждевременного обводнения продукции скважин при неполной выработке запасов нефти. Это обусловлено как подтягиванием подошвенных, так и прорывом нагнетаемых вод по наиболее проницаемым пропласткам.

Бурение новых скважин позволяет увеличивать добычу нефти. Ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин позволяет повышать темпы отбора. Ввод новых добывающих скважин позволяет нагнетать больше жидкости и соответственно повышать эффективность технологий МУН.

В течение 2009 г. по 1 блоку из бурения введены 2 скважины, на них ВНК не отмечается. Средний дебит нефти на одну скважину уменьшился с 6,16т/сут до 5,63 т/сут; средний дебит жидкости с 25,93 т/сут до 24,74 т/сут; в том числе по скважинам, оборудованным ЭЦН, уменьшился на 0,97 т/сут нефти и составляет - 7,26 т/с; по скважинам, оборудованным ШГН - 5,21 т/сут, что на 0,46 т/сут ниже прошлогоднего.

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн. Средняя приемистость одной скважины на конец отчетного года составила 59 м3/сут.

В отчетном году по 2 блоку введено из бурения на добычу нефти 2 скважины, которые обеспечили добычу 3,415 тыс.т. (средний дебит 7,9 т/сут.).

Добыча нефти по 21 скважине, введенным из бездействия составила 6,3 тыс. т нефти (план 1,8 тыс. тонн), средний дебит на 1 скважину составил-2,0т/с.

В 2010 году планируется добыть 192 тыс.тонн нефти. Для обеспечения плана добычи в 2010 году запланирован ГТМ: бурение 8 скважин (из них 4 добывающие и 4 нагнетательные).

Невыполнение норм по блоку связано с увеличением обводненности. Добыча нефти обеспечивается за счет бурения новых скважин. Так, в 2009 году добыча нефти по скважинам, пробуренным с 2005 года, достигла 40 тыс.тонн (более 11,0% всей добычи по блоку). В 2009 году пробурили 2 скважины (добыча 2,885 тыс.тонн). Наблюдаемый ранее рост обводненности по блоку за период 2005-2007гг. в основном связан с вводом в эксплуатацию новых скважин, бурением под город по нижним заводненным зонам с целью организации довыработки их остаточных запасов, что повлекло по блоку значительный рост объемов отбора жидкости.

.5 Обоснование и исходных данных для расчетов технологических показателей

Основы методики проектирования разработки нефтяных месторождений, применяемой в ТатНИПИнефть, были созданы Лысенко В.Д, и Мухарским Э.Д. Впоследствии отдельные положения методики постоянно совершенствовались как самими авторами- создателями методики так и отдельными сотрудниками института по мере накопления опыта проектирования разработки. Методи ка ТатНИПИнефть нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири в Алжире и Ираке.

Данная методика основана на использовании послойно- и зонально неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статистические и вероятные методы. Неоднородность пласта по исследуемому параметру описывается гамма-распределением или распределением Вейбулла. Зональная неоднородность проницаемости, толщин, коэффициента продуктивности устанавливается по фактическим данным на рассматриваемом месторождении с привлечением аналогичных данных по другим месторождениям со сходным геологическим строением. Большую сложность представляет оценка послойной неоднородности пластов, особенно по карбонатным отложениям. Этот вид неоднородности в рамках принятой модели определяет характер обводнения залежи и конечную нефтеотдачу пласта. Исходная послойная неоднородность преобразуется в расчетную с учетом влияния на неравномерность вытеснения нефти, различия вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, геометрии размещения скважин, системы заводнения, языкообразования, зональной неоднородности пластов и других факторов. Принятая расчетная модель является достаточно полной, учитывающей основные особенности фильтрации жидкости в неоднородном пласте. Используемый при этом вероятностный подход учета совместного влияния многих факторов на неравномерность вытеснения нефти позволяет избежать больших математических трудностей, возникших при решении этих задач строгими гидродинамическими методами.

В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран горизонт Д1. По данному горизонту будет произведен расчет с целью наблюдения за изменением динамики процесса разработки, коэффициента извлечения нефти, дебитов скважин, пробуривших этот горизонт, обводненности и т.д. По полученным данным будет составлен прогноз поведения пластов-коллекторов при заданной системе разработки. Горизонт Д1 выбран с учетом геологических параметров, как наиболее продуктивный, наличие больших запасов нефти и газа (в основном попутного), хорошими коллекторскими свойствами, и подходящий для активного вовлечения его в промысловую разработку.

4. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

.1 Методика расчета

I. Подготовка исходных геолого-физических данных, определение зональной неоднородности пласта.

Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации

(1)

где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин;

Ki - продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру.

II. Расчет показателей разработки для условной залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами.

. Находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:

(2)

где Sн - площадь нефтеносности, м2;

Sс - плотность сетки, м2/скв.

. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

(3)

где a - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

m*- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

(4)

(5)

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин , т. е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, n:

(6)

. Определяем функцию относительной производительности скважин,j:

(7)

. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n0) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи (q0):

(8)

где ?э - коэффициент эксплуатации;

Kср - средний коэффициент продуктивности

(9)

Dp - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

III. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1.Подвижные запасы нефти (Qп)

(10)

где Qб - балансовые запасы нефти;

К1 - коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

(11)

где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;- площадь, приходящаяся на одну скважину, км2;

К2 - коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

(12)

Uз2 определяют с помощью фактических данных исследования скважин на приток (по данным дебитометрии).

. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

(13)

где

(14)

(15)

В2 - предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,98 (98 % обводненности);

m0 - коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в m* раз и по плотности в r* раз;

r* - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кз) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (В)

(16)

где

(17)

(18)

. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

(19)

. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:

(20)

(21)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

(22)

. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

(23)

а нефтеотдача пластов

(24)

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин n0 разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом.

На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.

На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.

Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

1.На первой стадии текущий дебит нефти определяется по формуле:

(25)

где t - годы,

nt0 - число действующих скважин в t-м году;

(26)

ntб - число пробуренных скважин в t-м году;

- общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

(27)

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях определяется по формуле:

(28)

. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:

уточненный текущий амплитудный дебит:

(29)

расчетный текущий дебит жидкости:

(30)

массовый текущий дебит жидкости:

(31)

. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .

Обводнённость продукции определяется по формуле:

(32)

4.2 Исходные данные расчета

Для выполнения расчёта технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть необходимо наличие исходных данных, которые представлены в таблице 15:

Таблица 15. Технологические показатели

Исходные данныеВеличинаБалансовые запасы нефти Qб, млн.т.230Площадь нефтеносности, Sн, км2155,58Средний коэффициент продуктивности Кср, 1Зональная неоднородность, ,0,39Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях, mн/mв,1,61Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях, ,1,46Коэффициент вытеснения нефти водой К2,0,65Коэффициент эксплуатации скважин xэ,0,890Плотность сетки скважин, Sc, км2/скв,0,173Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ?P, МПа7,9Количество скважин, n0900Исходные данные, прведенные в таблице 21, взяты из годового отчета по Северо-Альметьевской площади за 2009 год.

Находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:

где Sн - площадь нефтеносности, км2;

Sс - плотность сетки, км2/скв.

4.3 Результаты расчёта и их анализ

. Определяем зональную неоднородность пласта:

,

где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин;

ki - продуктивность (дебит) соответствующая замеру.

Принимаем =0,39

. Определим соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита по формуле (3):

. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды по формуле (6):

;

. Определим функцию относительной производительности скважин по формуле (7):

;

. Определим амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи по формуле (8):

;

Полученные результаты занесём в таблицу 16:

Таблица 16

am*mnjDр, МПаq0, млн.т/год0.6380,7652,2462,691,80,2167,94,98

. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти рассчитываем по формуле (10):

.1. Подвижные запасы нефти:

,

,

,

.

6.2. Расчетная послойная неоднородность определяется с учетом послойной неоднородности по формуле (12):

.

.3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины определяем по формуле (13):

;

? = 1,46;

.4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (Кв) при данной послойной неоднородности пласта и предельной доле агента (В) определяем по формуле (16):

6.5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти рассчитывается по формуле (19):

.6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из формул (20), (21):

6.7. Средняя массовая доля воды в суммарной добычи жидкости определяется из формулы (23):

.8.Коэффициент нефтеизвлечения пластов (КИН) рассчитывается из формулы (24):

Полученные результаты занесём в таблицу 17:

Таблица 17

К1Qп, млн. т.В2m0ВКнз0,965144,260,61,80,981,290,9740,114КкзКзFQ0, млн. т.QF0, млн. т., млн. т.ВсрКно0,7130,72,311100,7333,4400,50,750,51

. Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи. Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=900) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом по 90 скважин в год.

7.1. На первой стадии текущий дебит нефти определяется по формуле (25):

Рассчитываем число действующих скважин в t году на пять лет:

n10=90/2+0=45скв.

n20=90/2+90=135 скв.

n30=90/2+90?2=225 скв.

n40=90/2+90?3=315 скв.

n50=90/2+90?4=405 скв.

n60=90/2+90?5=495 скв.

n70=90/2+90?6=585 скв.

n80=90/2+90?7=675 скв.

n90=90/2+90?8=765 скв.

n100=90/2+90?9=855 скв.

¨Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях рассчитывается по формуле (27):

.

¨Массовый текущий дебит в поверхностных условиях определяем по формуле (28):

.

¨Обводненность продукции определяем формуле (32):

.

7.2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:

¨уточненный текущий амплитудный дебит:

(29)

¨расчетный текущий дебит жидкости

(30)

¨массовый текущий дебит жидкости

.

.3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .

¨уточненный текущий амплитудный дебит

(29)

¨расчетный текущий дебит жидкости

(30)

¨массовый текущий дебит жидкости:

.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Делая сравнительный анализ по данным изменений показателей разработки, рассчитанных в данном курсовом проекте, и фактическими данными НГДУ «Альметьевнефть», можно сделать следующие выводы:

1. По проектным расчетам вначале происходит медленное увеличение добычи нефти, достигается проектный уровень, затем некоторая стабилизация добычи и потом падение уровня добычи нефти. Добыча же нефти по фактическим данным стремительно возрастает, и через некоторый промежуток стабилизации добычи происходит сравнительно медленное падение уровня добычи нефти и вновь её небольшое увеличение.

Данный разброс показателей происходит по причине того, что по проекту технология разработки залежи и система разработки постоянна во времени, в то время как в реальности за счёт сгущения плотности сетки скважин и применения новых методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения добыча нефти остаётся на стабильном уровне.

. Конечный коэффициент нефтеизвлечения по проектным данным оказался ниже чем, по фактическим данным. Данное обстоятельство можно объяснить применением новых методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения, управлением разработкой залежи путём вовлечения в разработку зон пластов, не охваченных разработкой, и рядом других причин.

. Добыча воды и обводненность продукции по проекту с первых лет возрастает, но не так интенсивно как по фактическим данным. На практике обводненность контролируют, т.е. на протяжении нескольких лет стараются ее стабилизировать. По проекту же обводненность продукции постоянно возрастает. Графики технологических показателей разработки по промысловым данным

Показатели разработки Северо-Альметьевской площади приведены в таблице 18

Таблица 18. Показатели разработки Северо-Альметьевской площади

Северо-Альметьевская площадьгодыQн тыс.тQж тыс.т% обвQз тыс.т1234519551361381,5019563303310,4019574874921019584564652019593093121,235219604384492,479719617417511,311411962180718301,317981963220622562,231821964254426644,542811965283630737,7446119663397381911,1519019673465412115,9554719683630442418618419693788474820,2706619704153541923,4798319714606611124,6841119724953679127,1893519735257789033,4995319745384872938,31063619755332938443,21144319765045984848,811492197748121032753,41185419784565111475912323197940681158364,912536198037021269470,813649198132271299475,213590198228061324878,813943198323481323582,313995198419421353285,614582198516371388288,214807198614481236288,313085198713341100687,91070919881194980987,8979219891108822786,5851019901067715885,176171991996640484,466341992929569783,758861993882504182,552471994849432880,446931995808383578,943441996764306675,134661997759259570,829321998724245870,528301999712240870,435162000715266973,22989200171125437228082002723269473,233492003708275074,337792004718267973,237232005742269372,434102006754289574,038922007763318676,141002008758297678,238232009734304978,93905

Динамика фактических и расчетных значений технических показателей разработки.

Расчёт технологических показателей разработки произведён с помощью ЭВМ.

Результаты расчётов приведены в таблице № 19.

Технологические показатели разработки Северо- Альметьевской площади. Таблица 19

Годыq0, млн. т/годQ0, млн.тntбq0/Q0nt0qt0, млн. тQt0, млн.тqt, млн.тqtf, млн.тqtF2, млн.тВt, %?qt?qtF214,98100,7900,05450,255,040,250,250,2500,250,2524,98100,7900,051350,7315,110,730,750,752,670,98134,98100,7900,052251,2125,181,191,241,254,82,172,2544,98100,7900,053151,6735,251,621,721,757,433,79454,98100,7900,054052,1445,322,042,192,248,935,836,2464,98100,7900,054952,6155,392,432,662,7310,998,268,9774,98100,7900,055853,1065,462,83,123,2112,7711,0612,1884,98100,7900,056753,6175,533,163,573,6914,3614,2215,8794,98100,7900,057654,1685,603,504,024,1716,0717,7220,04104,98100,7900,058554,7595,883,824,464,6417,6721,5424,68114,98100,7900,059004,98100,73,884,644,8620,1625,4229,54124,98100,7900,059005,33100,73,884,835,1124,0729,334,65134,98100,7900,059005,62100,73,885,025,3527,4833,1840144,98100,7900,059005,96100,73,885,315,7232,1737,0645,72154,98100,7900,059006,33100,73,885,636,1436,8140,9451,86164,98100,7900,059006,33100,72,934,264,6436,8643,8756,5174,98100,7900,059006,33100,72,794,204,6039,3546,6661,1184,98100,7900,059006,33100,72,654,134,5641,8649,3165,66194,98100,7900,059006,33100,72,524,074,5244,2551,8370,18204,98100,7900,059006,33100,72,404,014,4846,4354,2374,66214,98100,7900,059006,33100,72,283,954,4348,5356,5179,09224,98100,7900,059006,33100,72,173,894,3950,5758,6883,48234,98100,7900,059006,33100,72,063,834,3452,5360,7487,82244,98100,7900,059006,33100,71,963,784,3054,4262,792,12

На рисунках 8, 9 можно рассмотреть динамику распредления текущего дебита и распределение обводненности за 24 года.

График распределения текущего дебита qt, и массового текущего дебита qtf2 по годам Рисунок 8

График распределения текущего дебита qt, и массового текущего дебита qtf2 по годам Рисунок 8

График распределения обводненности Вt по годам Рисунок 9

Сравним проектные и рассчетные КИН и Q0:

Проектные дааныеРасчетные данныеКИН, доли ед.0,550,51Q0, млн.т.126,5117,3

Данные, полученные расчетным путем, имеют незначительное отличие от проектных данных. Это говорит о том, что расчеты проведены верно.

На рисунке можно рассмотреть динамику отбора нефти, жидкости за все время разработки Северо-Альметьевской площади.

На рисунке можно рассмотреть обводненность продукции за все время разработки Северо-Альметьевской площади.

Сравним рисунки 8 и 9(расчетные данные) с риснками 10 и 11(проектные данные). На рисунке 8 мы наблюдаем сначала подъем, затем резкий спад и последующее монотонное снижение добычи, а на рисунке 10 - также сначала подъем, затем резкий спад, но в отличии от рисунка 8, нет монотонного снижения добычи. Это связано с применением МУН и ОПЗ. Аналогично и для риснков 9 и 11. Главной причиной отличия этих рисунков является то, что при расчете не учитываются МУН и ОПЗ, а на практике они применяются.

скважина пластовый нефть газ

Список использованной литературы

1. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Недра, 1990г;

. Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений М. Недра. 1988г;

. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - Уфа, УГНТУ, 2001г;

. Муравьев И.М. "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" Издательство Недра. Москва 1965г;

. Мусин М.М. Разработка нефтяных месторождений, АГНИ, 2007г;

. Мусин М.М. РНМ. Пособие для практических работ, АГНИ, 2005г;

. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, Том 1,2,.1995г;

. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань, Татарское книжное издательство, 1989г;

. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценке эффективности нефтеотдачи пластов. Изд-во КГУ, 1999г;

10. Геологический отчет по Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения за 2007г

Гуськова И.А. , Захарова Е. Ф. Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов по специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" Изд-во Альметьевск, Типография АГНИ. 2002г