Разработка Арланского нефтяного месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ «Арланнефть»

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин.

2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов.

2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей.

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта.

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

3. 1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

3.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи

3.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»

3.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели

3.4.1 Физико-химические методы

3.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ

3.4.3 Оценка эффективности применения МУН

3.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки

3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин

3.4.7 Технология применения ОГОТ

3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»

3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»

3.4. 10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)

3.5 Гивпано-кислотная обработка.

Экономическая эффективность ГКО.

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Особенностью текущего состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Башкортостана является существенное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасся нефти вследствие значительной выработки наиболее активных в терригенных коллекторах крупных и средних месторождений, находящихся в длительной эксплуатации; увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам со сложным геологическим строением и водоплавающими зонами, залежами с карбонатными коллекторами и аномальными свойствами нефтей повышенной вязкости.

Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95%) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34,7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной — 41. 8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов ~ 82,8%.

Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки таких месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и стабилизации ее добычи.

Важность проблемы возрастает в связи с повышением эффективности доразработки заводнением длительно эксплуатируемых месторождений, в которых сосредоточены более половины остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание новых подходов к разработке технологий воздействия на пласт, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

За последние годы на месторождениях Башкортостана достигнуты определенные успехи в развитии и промышленном внедрении современных методов повышения степени нефтеизвлечения из трудноизвлекаемых запасов.

Так, доля добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) всего к общей добыче нефти по АНК Башнефть за последние 5 лет (2006 -2011 годы) составила 7,2% или 5 млн. т. Одно из ведущих мест в способах воздействия на пласт занимают новые (третичные) физико-химические и микробиологические МУН, а также их различные модификации. Доля дополнительной добычи нефти за счет их применения при этом составила в среднем 6,0% (около 3 млн. т).

В последние годы промышленное применение для извлечения остаточной нефти из обводненных месторождений Башкортостана нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), систематическое внедрение которых начато с 1986 г.

Регулярно проводятся научные исследования по созданию и обоснованию усовершенствованных технологий воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти с учетом выработанности объектов, разрабатываются основные требования и критерии эффективного их применения и инструкции по их применению, согласованные с Башкирским округом Госгортехнадзора.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Ряд новых ОГОТ прошли опытно-промысловые испытания в различных геолого-физических условиях на многих нефтяных залежах и месторождений АНК Башнефть и рекомендованы к промышленному применению, некоторые перспективные находятся на стадии ОПР.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, для дальнейшего расширения объемов применения МУН на месторождениях Башкортостана разработана перспективная программа на последующие годы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ «Арланнефть»

Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958 г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская рисунок 1.1. Разрабатывается АНК «Башнефть» в рамках НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (Новохазинская площадь) и «Чекмагушнефть» (Юсуповский участок Новохазинской площади).

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р. Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана «О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая — 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие — 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10−15км.

Рельеф местности равнинный, холмистый. Поверхностный покров местности разнообразен: лесной массив, заболоченные участки, степной массив (земли сельскохозяйственного назначения).

Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.

Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию «Кутерем».

Рисунок 1.1 — Обзорная карта месторождения «Арланнефть»

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная — является широкой долиной реки Белой.

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:

внизу — терригенными и терригенно-карбонатными породами;

в верхней части — карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках — радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м (скв. 7000). Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Основные продуктивные пласты относятся к следующим системам и горизонтам:

каменноугольная система, нижнекаменноугольная подсистема, турнейский ярус.

Малевский и упинский горизонты — известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20−30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты — известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25−35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус

Елховский горизонт — аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5−5 м, иногда размыты.

Радаевский горизонт — пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта — от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт — песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.

Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт — известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части — русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100−150 м.

Серпуховский надгоризонт — доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95−125 м.

Средний карбон, башкирский ярус

Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38−55 м.

Московский ярус

Верейский горизонт — переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков — серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40−50 м.

Каширский горизонт — известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70−90 м.

Подольский горизонт — преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60−100 м.

Мячковский горизонт — известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70−110 м.

Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение — с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90−100 м.

На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1−5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются.

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени — известняков.

В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские). 0днако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III, IV).

Пласт VI — один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5 м. Проницаемость 1,83 мкм2 — на Арланской.

Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Арланской -17, на Новохазинской — 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади — 76%, Николо-Березовской — 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской — 0,367, Новохазинской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19−21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73−76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам — на Арланской площади. Нефтенасыщенность — 72 до 76% (в среднем по площадям).

Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2 м (в среднем 0,2−0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность — 65−71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской — 24%, Николо-Березовской — 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86%. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.

Пласт II — основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской -1,5, Николо-Березовской — 0,84, Новохазинской — 1,6 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской — 0,87, Николо-Березовской — 0,82, Новохазинской — 0,85 дол. ед.

Пласт I — один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28% скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18−20%. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72−73% 4.

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения — 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной «тяжелой» нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.

Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.3 и 1.4 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.

Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881−915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы — до 3, смол — до 16 и асфальтенов — до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.

Таблица 1. 3

Физические свойства пластовых нефтей

Пласт

Рнас.

МПа

Плотность

при 15МПа и 240с кг/м3

Вязкость. мПа*с

Объемный коэф-т

Газовый фактор, м3/т

Плотность

разгаз. нефти, кг/м3

Р=15 МПа

Р=0 МПа

Николо-Березовская площадь

II

6,65

882

17,9

28,7

1,029

15,2

887

III

7,88

883

22,9

37,2

1,042

15,4

892

Арланская площадь

II

8,65

878

18,8

34,0

1,051

20,2

891

III

7,40

884

19,3

34,4

1,045

17,6

892

VI

8,23

881

19,6

34,2

1,094

17,2

891

Новохазинская площадь

II

7,47

880

19,6

4,4

1,042

16,0

892

IV0

7,43

880

19,0

34,0

1,037

15,4

894

VI

7,62

888

29,1

46,8

1,034

13,8

896

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до. 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1. 4

Таблица 1. 4

Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

Компонент

Площадь

Арланская

Николо-Березовская

Ново-хазинская

1

2

3

4

Сероводород

-

-

-

Углекислый газ

0,86

2,04

0,76

Азот

42,01

41,97

38,02

Метан

12,29

6,29

17,15

Этан

8,91

11,21

10,39

Пропан

19,6

20,3

17,7

Бутаны

10,8

11,2

10,4

Пентаны

6,75

6,75

5,81

Плотность газа по воздуху

1,261

-

1,286

Содержание редких газов (гелия) — некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.

Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.5 приведены данные исследований пластовых нефтей.

Таблица 1. 5

Характеристика пластовых нефтей среднего карбона

Параметр

Площади

Арланская

Ново-хазинская

Давление насыщения, МПа

0,9−3,0

3,1−4,0

Плотность при Р=0, кг/м3

868−870

864

при Рнас, кг/м3

856−865

853

Обьемный коэффициент от 17,5 МПа

1,003−1,047

1,027

Усадка от 17,5 МПа

0,3−4,4

2,6

от Рнас

0,3−4,7

3,7

Газовый фактор, м3/т

5,3−16,2

13,3

Вязкость при Рнас, мПа*с

10−12

7,0

при Р=0, мПа*с

12,9−14,1

-

Плотность газа (по воздуху)

1,365−1,454

1,358

Содержание азота, мол. %

7,7−17,6

24,9

Таблица 1. 6

Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв. 27) (объем. %)

Компонент

Газ нефтяной

Нефть разгазир.

Пластовая нефть

Сероводород

-

-

-

Углекислый газ

-

-

-

Азот + редкие

17,90

-

2,67

Метан

8,33

-

1,05

Пропан

29,45

4,0

7,79

Этан

19,38

0,7

3,48

Изобутан

6,64

1,94

2,64

Н. бутан

11,13

4,93

5,87

Пентаны

4,66

6,75

6,44

Гексаны

2,51

0,69

0,97

Остаток

-

80,99

69,09

Молекулярная масса

41

228

20−1

Плотность газов (ст. усл.)

1,454

0,870

0,856

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплутационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959г) и проекту разработки (1961г). После 1965 года — по утвержденной принципиальной схеме, в основу которой с небольшими изменениями, были приняты технологические решения проекта разработки 1961 года. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объедены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тысяч тонн. Начиная с 1971 года добыча постоянно снижается и в 1995 году составила 39% от максимальной.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 году (1484 ед.) к этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих скважин до 1987 года и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 году (51,4 миллиона м3 в пластовых условиях). В настоящее время наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн. м3 т. е. на 7,4%, Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита скважин и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 461 скважин работало 615. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного.

Обводненность превышала проектную практически в течении всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1964 году должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Начиная с 1990 года на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости — на 9,3%, фонда добывающих скважин — 3%, дебита жидкости — на 4,1%, фонда нагнетательных скважин — на 28,4%, закачки воды — на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. оставалось добыть всего 6,5% извлекаемых запасов. Очевидно, что сокращение фонда добывающих скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы снижения прогнозировать невозможно по ряду причин:

во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции;

во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов;

в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ;

в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика до разработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные с не технологическими, а с коньюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям.

В 2010 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44 219 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 90,5 тыс. тонн, а отборы жидкости выросли на 2593 тыс. тонн. Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки.

Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2010 г. составил по нефти — 2,3 т/сут и по жидкости — 54,2 т/сут. В 2004 году эти показатели составляли соответственно 2,7, и 56,9, т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 1.2.

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959 года) и проекту разработки (1961 года). После 1965 года — по утвержденной генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

После открытия месторождения началась его интенсивная разведка. Уже в 1957 года стало ясно, что площадь открытого месторождения огромная. В первую очередь разведывалась Арланская площадь. Она и оказалась наиболее подготовленной к разработке, хотя ее разведка продолжалась и позднее.

К июлю 1957 года на площади было пробурено 27 разведочных скважин. Бурение этих скважин показало очень сложное строение продуктивной толщи. На первых порах было установлено, что основным продуктивным пластом является самый нижний. Все пласты выше него были объединены в единую верхнюю пачку.

Технологическая схема (составлена в БашНИПИнефть в 1958 году) характеризуется следующими принципами и проектными показателями разработки.

Разработку площади намечалось проводить с поддержанием пластового давления путем закачки воды.

Ввиду больших размеров площади нефтеносности, наряду с законтурным, предусматривалось внутриконтурное заводнение.

В ТТНК было выделено два объекта разработки: нижний, состоящий из пласта СV, и верхний, объединяющий пласты С-СV.

Внутриконтурные нагнетательные скважины были размещены в зонах наиболее мощных отложений песчаников и в прогибах между отдельными поднятиями, чтобы по возможности вскрыть законтурные зоны залежей пласта СV и создать режим вытеснения снизу вверх. По утвержденному варианту нижний эксплуатационный объект был разделен на три крупных участка разработки. Пласт СV предполагалось разрабатывать в основном путем законтурного заводнения. Только на северо-западе площади отрезалась часть залежи, подстилаемая подошвенной водой.

В отличие от нижнего объекта, верхний планировалось разрабатывать преимущественно путем внутриконтурного заводнения. В этих целях линии внутриконтурного заводнения верхнего объекта были совмещены с линиями законтурного нижнего, в результате чего верхний объект был подразделен на три эксплуатационных участка, по форме и размерам совершенно одинаковых с участками нижнего объекта. Эти участки опоясывались нефтеносными зонами. Вдоль внешнего контура нефтеносности были размещены законтурные нагнетательные скважины. Благодаря внутриконтурному и законтурному заводнению верхний объект подвергался двухстороннему воздействию. В верхнем объекте было выделено шесть эксплуатационных участков.

По принятому варианту разработки скважины предусматривалось разместить по принятой сетке. Для верхнего этажа принята равномерная сетка 400×400 м с плотностью 16 га/скв. Для нижнего и для совместной эксплуатации двух горизонтов скважины располагаются рядами с расстоянием между рядами 500 и между скважинами 400 м. Плотность -- 20 га/скв.

На всех участках нижнего объекта первые ряды эксплуатационных скважин проектировались на расстоянии 1000 м от нагнетательных. Ряды эксплуатационных скважин верхнего объекта размещались между рядами скважин нижнего. Поэтому расстояние от первых эксплуатационных рядов до нагнетательных верхнего объекта оказались различными для различных сеток размещения скважин. Всего было намечено пробурить 589 эксплуатационных скважин, в том числе 80 резервных.

Расстояние между внутриконтурными нагнетательными скважинами на каждый объект принято 1200 м. Законтурные нагнетательные скважины удалены друг от друга на 2000 м. Намечалось пробурить 118 нагнетательных скважин.

Условиями рациональной разработки двух продуктивных объектов забойное давление в эксплуатационных скважинах нижнего объекта предусмотрено равным 12,3 МПа. Для достижения более высоких дебитов скважин, эксплуатирующих верхний объект, проектировалось поддержание давления на линиях нагнетания на уровне 16,3 МПа, давление на забоях эксплуатационных скважин — 7 МПа.

Эксплуатационное бурение на Арланской площади, согласно принципиальной схеме, было начато в 1959 г. После бурения новых скважин изменилось первоначальное представление о геологическом строении месторождений. Особенно большие изменения выявились в строении пласта СV. Так было выяснено, что предполагавшихся вначале крупных куполов не оказалось. Выяснилось, что структура сложена более мелкими поднятиями, вытянутыми в северо-западном направлении. Было установлено, что пласты имеют более сложное геологическое строение.

По мере получения новых геологических данных вносились соответствующие изменения в технологическую схему разработки.

Ко времени составления генеральной схемы в систему разработки месторождения были внесены следующие изменения.

Внутриконтурная линия нагнетания, которая согласно принципиальной схеме проходила между участками V и —, была смещена на юго-запад, в прогиб между отдельными поднятиями, для того чтобы закачивать воду в водонасыщенные зоны пласта V. В результате переноса линии нагнетания расстояние до первого эксплуатационного ряда, принятое в схеме равным 1 км, не строго выдерживается.

Предусмотренные в схеме линии нагнетательных скважин, разделяющие, и участки, оказались лишними как в результате перемещения разрезающего ряда на юго-запад, так и из-за отсутствия предполагавшихся прогибов между поднятиями. Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин сохранен лишь между участками и V.

В связи с тем, что участок оказался не обособленным крупным поднятием, оба эксплуатационные объекты были разбурены по одинаковой сетке.

С целью сокращения сроков разрезания залежей и создания равномерного фронта вытеснения нефти водой было предложено внутриконтурные нагнетательные скважины бурить на каждый объект разработки.

На всех участках Арланской площади предлагалась совместная эксплуатация нижнего и верхнего продуктивных объектов при раздельной закачке воды.

В 1964--1965 гг. в БашНИПИнефти М. М. Саттаров и др. выполнили «Генеральную схему разработки Арланского нефтяного месторождения»

В Генсхеме при утверждении были внесены следующие уточнения:

Забойное давление в добывающих скважинах принято равным 6,0 МПа, давление нагнетания 10,0--15,0 МПа.

Время окончания бурения добывающих скважин принято раньше, чем нагнетательных.

Для стабилизации добычи нефти предусмотрено бурение нескольких резервных скважин. Оставшиеся -- бурятся позже.

В Генсхеме были выполнены расчеты нефтеотдачи (таблица 2. 1), которые оказались существенно ниже утвержденных ГКЗ.

После 70 — х годов было начато очаговое заводнение.

К 1986 г. назрела острая необходимость составления нового проекта разработки, вызванная несколькими причинами:

— Превышение уровня добычи нефти над проектными на 24%, отбором жидкости на 48%.

Таблица 2. 1

Расчетная нефтеотдача по пластам Арланской площади

Коэффициенты

Пласты

В целом

V

V

V

Вытеснения

Охвата

Сетки

Нефтеотдача

68,0

65,2

61,9

22,4

74,5

65,2

89,5

43,5

68,0

65,2

59,6

26,6

68,0

65,2

58,2

25,8

68,0

65,2

58,9

26,2

78,0

65,2

96,8

49,3

42,0

— Необходимость изыскания новых решений по регулированию разработки, особенно выработке запасов из промежуточных пластов.

Такой уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986 г.

Состояние разработки Арланской площади месторождения к этому времени характеризовалось следующими показателями.

Общий фонд пробуренных скважин составил 1824, в том числе добывающих 1370, нагнетательных -- 306. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1970 г. (5,3 млн. т). Основная часть добывающих скважин работала с высокой обводненностью. С содержанием воды более 50% работало 882 скважины (80% всего фонда); 507 скважин (49% фонда) работали с обводненностью продукции свыше 90%. Выработка запасов достигла 33,6% начальных балансовых запасов и 77,3% начальных извлекаемых запасов.

Уточненный проект утвержден 2 февраля 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту.

2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин

Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:

1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.

2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.

3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.

4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.

5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.

6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.

Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие.

По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ). При обосновании зарезок БС использовался РД 39−147 275−057−2000, разработанный БашНИПИнефть [5].

По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4. 1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях. Размещение скважин рассредоточенное, за исключением затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Наиболее актуальными являются задачи определения количества резервных скважин и скважин-дублеров. Резервный фонд согласно «Регламенту» определялся в количестве 1,5−2,0% от общего (всего пробуренного) фонда добывающих + нагнетательных скважин. Количество скважин-дублеров определялось согласно методике [ 6 ], использованной ранее в проекте 1986 г. [ 1 ]. Согласно методике на основании связи между показателями износа, обновления и выбытия фондов [ 7 ], применительно к скважинам, получим:

ln (Р + б) — lnб

Т = (1)

Р

где Т — средний срок службы скважин, лет;

б — коэффициент выбытия скважин, доли;

Р — темп прироста фонда скважин, доли.

Коэффициент выбытия скважин в каждом году вычисляют по формуле:

Niл

бi = (2)

Ni-1э

где Niл — количество ликвидированных скважин после эксплуатации;

i=2,3,… t — порядковый год анализируемого периода (начиная со второго);

Ni-1э — эксплуатационный фонд скважин на конец предыдущего года.

Годовой темп прироста фонда скважин:

Niэ

Рi = - 1 (3)

Ni-1э

где Niэ, Ni-1э — эксплуатационный фонд скважин на конец соответствующего года.

Использованы материалы официальной статистической отчетности (форма 33-ТП) по Башкирии за период 1932—1984 гг.

Получили средний срок службы скважин Т = 28,5 лет. Последняя публикация по данному вопросу представлена в [ 8 ].

Обобщение исследований по выявлению причин потери герметичности обсадных колонн [ 6 ] показало, что скорость внутренней коррозии возрастает с увеличением содержания в нефтяном газе Н2S.

С учетом изменения скоростей внутренней и наружной коррозии в зависимости от содержания в нефтяном газе Н2S получили эмпирическую расчетную формулу для определения срока службы скважин:

87,5

Т = - 10,2 если с? 3 (4)

с + 1,5

— 9,2 если с> 3

Здесь с — содержание Н2S в нефтяном газе, % об.

При значении с для Арланского месторождения 0,20 получили Т = 41,3 года. Видим, что расчетный средний срок службы скважин больше, чем по девонским месторождениям ([ 9 ], 1993), приблизительно на 10 лет.

Используется методика расчета необходимого количества скважин-дублеров, приведенная в работе [ 10 ]. Алгоритм программы основан на приближенном методе, где используются проектные данные по новому месторождению и фактические и проектные для старого месторождения.

Исходной информацией является: среднедействующий фонд скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, срок разработки месторождения, средний срок службы скважин, стоимость строительства одной скважины-дублера. Расчеты проводились по каждой площади с последующим учетом в стоимости строительства новых скважин.

По отложениям среднего карбона на не разбуренных участках Арланской и Николо-Березовской площадей размещение скважин по вариантам 1, 2 с бурением по площадной 9-точечной схеме такое же, как в проекте 1986 г. По всем площадям имеются варианты разработки только возвратным фондом скважин. Размещение проектного фонда по отложениям среднего карбона Арланской и Николо-Березовской площадей производилось на построенной карте суммарных нефтенасыщенных толщин (h> 3м). Возвратный фонд размещался на карте суммарных нефтенасыщенных толщин при толщине пласта 2,0 м и выше. Кроме этого, рассматривается вариант с уплотнением сетки скважин вдвое на ряде участков залежей каширо-подольских отложений (см. П.4. 1). Размещение проектных скважин показано на картах в ПРИЛОЖЕНИЯХ 45−48 (Книга 16).

К настоящему времени по ТТНК бурение проектных скважин на Арланском месторождении в основном завершено. Исключение составляет участок затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Бурение утвержденных точек по проекту 1986 г. производилось на всей территории, рассредоточено — в основном с целью активизации выработки отдельных зон или малопродуктивных пластов. Не разбуренными остаются только краевые зоны с толщинами до 1,5, реже 2,0 м и ВНЗ с нефтенасыщенными толщинами 2,0−2,5 м и даже выше.

Предельная толщина пласта для бурения ограничивается прежде всего технологическим фактором, к которому относится приемистость нагнетательных скважин, в зависимости от толщины пласта при существующем давлении в системе ППД. По данным [ 11 ] в скважинах с толщиной пласта 1 м и ниже приемистость при рабочих давлениях в системе ППД — 13,5−14,5 МПа отсутствует, что предопределяет очень низкий приток в добывающих скважинах. При совместной перфорации нескольких пластов отрицательное влияние указанного фактора усиливается. Согласно [ 11 ] при толщине пласта 2 м наличие приемистости отмечается соответственно лишь в 30−65% случаев. Следовательно, для обеспечения надежной приемистости пластов двухметровой толщины необходима раздельная закачка. В целом пласты с толщиной до 1 м слабо охвачены процессом разработки.

Исходя из вышеизложенного, размещение скважин для бурения производилось по следующей схеме: на элементе пласта с заданной толщиной производилось размещение добывающих и 1 нагнетательной скважины (это могут быть еще неразбуренные участки с толщинами 2 м и 3м). На разбуренных участках производилось дополнительное размещение только добывающих скважин.

Арланское месторождение было открыто и разведано в конце пятидесятых -- начале шестидесятых, когда в отрасли началось увлечение редкими сетками скважин, и многие специалисты в области разработки начали склоняться к широко пропагандируемой идее редкой сетки. Увлечение редкими сетками нашло свое отражение и на Арланском месторождении. Так, в первых схемах и проектах, а также в Генеральной схеме плотность разбуривания составляла 24 и 48 га/скв. При расчетах технологических показателей, влияние плотности на нефтеизвлечение не учитывалось.

В таблице 126 приведена динамика изменения плотности сетки скважин.

По участкам и отдельным площадям месторождения, на которых развиты пласты VI и II, было принято решение о совмещении сеток этих двух объектов, что позволило принять плотность разбуривания 24 га/скв. Однако, как показала практика разработки, и эта сетка оказалась слишком редкой. В процессе разработки было выявлено много участков и зон, либо вообще не охваченных разработкой, либо слабо дренируемых. Поэтому вскоре в проектных документах предусмотрели уплотнение сетки скважин. Сперва было принято решение о сокращении расстояний между нагнетательными скважинами в разрезающих рядах до 600 м. Однако это мероприятие не решило проблему охвата пластов, особенно промежуточных, заводнением. В процессе реализации этого уплотнения выявилось несоответствие принятой сетки и геологического строения продуктивных пластов. В каждом очередном проекте на первом плане было решение о необходимости дальнейшей модернизации системы разработки. Наравне с уплотнением сетки постепенно реализовывалось очаговое избирательное заводнение, т. к. неравномерность выработки запасов все более углублялась.

2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов

Разработка залежи ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями (рисунки 2. 1−2. 6, приложение А).

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 2008-м составила 39% от максимальной. Темп падения добычи на Арланской площади составил в первый год снижения (1971) всего 1,2%.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г (1484 ед.). К этому времени было отработано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г и составил 310 ед.

Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т.к. бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и сейчас. Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последних лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г (51,4 млн. м3 в пластовых условиях). В последние три года наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн. м3, т. е. на 7,4%. Снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% начальных извлекаемых запасов и обводненности 95,2%.

Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добычи нефти и составили в 1992 г 1,5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями.

Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в СV пласте.

Начиная с 1990 г. на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости — на 9,3%, фонда добывающих скважин — на 3,0, дебита жидкости — на 4,1, фонда нагнетательных скважин — на 28,4, закачки воды — на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным.

2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей

Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей (по Ген. схеме, проекты с 1978 и 1986) позволяет сделать следующие выводы.

Максимальный уровень добычи нефти (по проекту 1958) — 7628 тыс. т в 1964 г. не был достигнут ни по уровню, ни во времени.

Фактическая наибольшая добыча нефти — 5332,9 тыс. т, т. е. на 30% меньше проектной, была достигнута в 1970 году (на 6 лет позже). Такое расхождение объясняется тем, что в проекте 1958 г. были приняты завышенные запасы.

Отбор жидкости в максимуме во всех пластах значительно превышали запроектированные. Так, даже в год (1986) составления последнего проекта фактический отбор жидкости отличался от проектного на 8% (49,8 при проектном 46,0 млн. т). В дальнейшем этот разрыв все более увеличивался. В 1990 г. при проектной величине 47,1 млн. т было отобрано более 57,0 млн. т или на 21% больше.

Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 г. Обводненность в 1964-м должна была составить 8,2%, фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 г. в 1990-м планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с 1969 г., превышал проектный. В 1965 г. вместо предусмотренных 461 скважины работало 615. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. Так, в 1990 г. он был меньше на 2,5%.

Дебит жидкости скважин до 1968 г. был ниже, после — выше проектного. Иногда эта разница была весьма существенной. Например, в 1962 г. фактически дебит составлял едва 60% от проектного. В последние годы (после 1986) дебит жидкости был выше проекта на 15−20%.

Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.

Из приведенных выше данных видно, что Арланская площадь месторождения находится на поздней стадии разработки, характеризуется большой обводненностью, высокой выработкой запасов (выработка запасов близится проектным показателям).

Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем в два раза больше проектного. Учитывая высокую обводненность (выше 90%) и необходимость отбора еще достаточно больших запасов, можно предположить, что если процесс разработки будет продолжаться без серьезных отклонений от запроектированного, то водонефтяной фактор может оказаться большим, чем это заложено в проекте.

Уплотнение сетки скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.

Все это требует поиска новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и уменьшения попутно — добываемой воды.

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта

Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей:

— наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов;

— резкой зональной неоднородностью. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10−15% площади месторождения;

— вязкостью нефти в пластовых условиях;

— низкой газонасыщенностью нефти;

— наличием большой по площади водонефтяных зон в основных пластах, особенно в пласте VI;

— упруго-замкнутым начальным гидродинамическим режимом в большинстве пластов и чрезвычайно слабой активностью контурных вод (за исключением пласта VI на севере месторождения).

Большинство проектных решений были так или иначе предопределены этими особенностями. Проектная величина нефтеизвлечения по отдельным площадям и месторождению изменялась по мере накопления информации о строении пластов, площадей и отдельных участков. Существенные поправки вносили и по мере накопления опыта разработки.

В первом ориентировочном подсчете запасов нефти и схеме разработки Арланской площади коэффициент нефтеизвлечения был принят равным 0,4 по верхнему и 0,5 по нижнему этажам. Однако уже в 1958 г величина КИН была увеличена до 0,55.

В подсчете запасов нефти Новохазинской площади (1961г) КИН принят 0,55 для верхней и 0,50 для нижних пачек.

В 1962 г выполнен подсчет запасов Николо-Березовской плащади повторно. Если в первом подсчете (1959г) КИН был принят равным 0,55, то во втором его величина уменьшилась до 0,50.

Изменения КИН наблюдались и позднее. Если в 1963 г в анализе разработки по Арланской площади он сохранен на прежнем уровне 0,55, то в 1964 г по Николо-Березовской площади КИН вновь увеличен до 0,517.

К 1970 г четко выявились основные недостатки системы разработки. Самым главным был вывод о недостаточной плотности сетки скважин. Геолого-физические условия разработки оказались намного сложнее, чем предполагалось при проектировании. Проектные показатели уровня добычи нефти, объемов отбираемой жидкости и закачки воды не достигались. Поэтому в 1970 г было начато уплотнение сетки скважин до рациональных величин. Необходимо отметить, что при уплотнении сетки была допущена ошибка, которая заключалась в том, что уплотнение производилось в первую очередь на высокопродуктивных участках. При этом еще больше интенсифицировалась разработка основных пластов. Проблема выработки запасов промежуточных пластов решалась лишь частично.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой