Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
1.4
Начальные и текущие запасы
В начальных
балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится
678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2
показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.
Таблица 2. Структура
запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т
Запасы
|
Объект
|
DΙV
|
DΙΙΙ
|
DΙΙ
|
DΙ
|
D3fm
|
C1t
|
C1bb
|
Балансовые:
– в нефтяной зоне
– в водонефтяной зоне
|
2,5
-
2,5
|
2,1
-
2,1
|
119,7
57,6
62,1
|
397,2
288,6
108,6
|
6,8
6,8
-
|
46,6
25,1
21,5
|
103,9
82,5
21,4
|
Извлекаемые:
– в нефтяной зоне
– в водонефтяной зоне
|
0,8
-
0,8
|
0,7
-
0,7
|
63,4
37,1
26,3
|
239,8
192,9
46,9
|
2,0
2,0
-
|
6,0
3,0
3,0
|
34,3
28,1
6,2
|
Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед.
|
0,422
|
0,401
|
0,523
|
0,608
|
0,315
|
0,151
|
0,363
|
Самым крупным
по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому
составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ
сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов
приурочено к терригенной толще нижнего карбона.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто
324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.
Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому
месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора
запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн
достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.
Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах
Туймазинского месторождения сосредоточены:
– в застойных зонах однородных пластов – 19%;
– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в виде пленочной нефти – 30%;
– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые
экраны) – 8%.
В таблице 3 показана структура и распределение остаточных
запасов по продуктивным пластам.
Остаточные запасы определены по значениям начальных
балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам
на 01.01.2004 года (таблица 9).
Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам
на 01.01.2004 года, млн. т
Запасы нефти
|
Объект
|
DΙ
|
DΙΙ
|
Девон
|
C1t
|
C1bb
|
D3fm
|
Балансовые
|
166,03
|
60,81
|
229,98
|
43,11
|
73,04
|
6,58
|
Извлекаемые
|
10,32
|
3,72
|
14,62
|
1,13
|
6,47
|
1,78
|
Коэф. извлечения нефти, %
|
57,70
|
49,20
|
55,90
|
7,51
|
29,7
|
3,29
|
Как видно, на
Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью
их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется
проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных
объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов
нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти.
Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних
стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не
обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон,
линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон
девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более
редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике
показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент
сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.
Одним из
методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях
Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения
боковых стволов.
1.5
Физико-химические свойства нефти и газа
Нефти залежей
пластов DΙ,
DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно
охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные
параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например,
на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит
изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади
нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и
вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа,
выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает
метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.
Нефть
терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так,
давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных
составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены
углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в
количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т
и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК
высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.
Свойства и
характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.
Пластовые
воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация
их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м3.
Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе воды
ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия
соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализация
достигает 8,68 млн. молей/м3.
Данные
исследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практически
одинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и
большим содержанием метана и этана.
Характерным
для девонских попутных газов является:
– отсутствие
сероводорода;
– относительная
плотность выше единицы (1,0521);
– содержание
азота 13,3% по объему;
– относятся
к жирным газам.
Относительная
плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980;
плотность газа турнейского яруса – 1,0529.
Содержание
гелия в продукции скважин составляет 0,051 – 0,055% по объему, аргона – до 0,041%.
Таблица 4. Характеристика
нефти продуктивных пластов Туймазинского месторождения
Показатели
|
Объект
|
DΙV
|
DΙΙΙ
|
DΙΙ
|
DΙ
|
D3fm
|
C1t
|
C1bb
|
Плотность при 20 0С, кг/м3
|
849
|
850
|
856
|
856
|
904
|
904
|
886
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с
|
10,0
|
17,0
|
10,0
|
10,6
|
85,0
|
20,0
|
20,0
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
3,0
|
-
|
2,3
|
2,3
|
-
|
14,2
|
14,2
|
Газовый фактор, м3/т
|
55
|
-
|
64
|
62
|
-
|
21
|
21,5
|
Давление насыщения, МПа
|
8,8
|
-
|
8,4–9,6
|
8,4–9,6
|
5,2
|
5,5
|
5,6
|
Содержание, %
– серы
– смол
– асфальтенов
– парафинов
|
1,5
6,6
3,2
3,2
|
1,1
13,9
2,6
5,4
|
1,5
8,1
4,1
5,0
|
1,5
9,5
2,5
5,0
|
3,7
13,6
4,5
2,9
|
2,8
17,2
5,1
4,1
|
2,8
12,4
5,1
3,4
|
Таблица 5. Характеристика
попутного газа продукции скважин
Показатели
|
Пласт
|
DΙV
|
DΙ + DΙΙ
|
Бобриковский
|
Относительная плотность
|
-
|
1,0521
|
1,191
|
Молекулярный вес
|
28,9
|
29,9
|
35,7
|
Содержание в газе, %
– углекислоты
– сероводорода
– азота
– метана
|
-
-
0,7
44,3
|
-
-
12,3
40,4
|
5,1
0,7
20,7
23,6
|
2. Анализ
разработки Туймазинского нефтяного месторождения
2.1 Анализ
выработки запасов и эффективность системы разработки Туймазинского
месторождения
Основным
объектом разработки Туймазинского месторождения является продуктивный пласт DI пашийского горизонта, в
котором сосредоточены 68,3% начальных и 44,3% остаточных извлекаемых запасов
месторождения.
В истории
разработки залежи пласта DІ, как основного эксплуатационного объекта на
Туймазинском месторождении, выделяются следующие стадии. Первая стадия (1945 –
55 гг.) – характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым
отставанием роста закачки воды – это период активного разбуривания залежи и
освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефти
достигла 40,1 млн. тонн, обводненность продукции не превышала 5%. Вторая,
основная стадия (1956–67 гг.). В этот период добыча нефти постепенно
увеличивается и затем стабилизируется на 11,0–1,8 млн. тонн в год. Эти
изменения обусловлены разбуриванием центральной части Туймазинской площади и
мероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадии
суммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукции
возросла до 59%.Третья, поздняя стадия (1968–75 гг.), характеризуется
значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции и
существенными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии из
залежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции достигла
90,3%. Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости в
условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был
достигнут в 1981 г. и составил 36,4 млн. тонн.
Залежи нефти продуктивного пласта DI разрабатывались сначала
законтурным заводнением, затем в сочетании законтурного и внутриконтурного
заводнения, при этом на залежах пласта DI сформировались 18 блоков рядов
добывающих скважин, разделенных рядами нагнетательных скважин. В процессе
совершенствования системы разработки было решено отделить ВНЗ горизонта DI от
основной площади там, где ширина этих зон достигает 4–5 км. В 1958–1959 гг.
УфНИИ составил проект доразработки девонских залежей месторождения, который
предусматривал внутриконтурное заводнение разрезанием месторождения на
самостоятельные поля разработки по 4 линиям внедрения очагового заводнения,
ввод в активную разработку сводовой части залежи DI разбуриванием ее рядами,
параллельными намеченным линиям разрезания, с плотностью сетки 20 га/скв.
Для повышения нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов
заводнением были намечены отдельные нагнетательные скважины на малопродуктивные
пласты, не имеющие слияния с основным пластом. Раздельное воздействие на пласты
с различной коллекторской характеристикой, организация замкнутой системы
заводнения и отбор продукции из зоны стягивания позволило на конечной стадии
повысить нефтеизвлечение.
Коэффициенты извлечения нефти по блокам являются показателями
эффективности влияния трех основных коэффициентов:
коэффициентов дренирования, охвата пласта заводнением и вытеснения нефти водой
из пористой среды.
Механизм формирования остаточных запасов нефти в заводненных
девонских пластах более сложный, чем показатели эффективности влияния трех
вышеназванных коэффициентов.
Однако можно перечислить виды нахождения остаточной нефти с более
или менее доказанной природой – макро – и микромасштабные.
К макромасштабным относятся:
а) участки пластов, имеющих худшие фильтрационные
свойства («целики» или застойные зоны);
б) зоны выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);
в) замкнутые линзы и полулинзы, размеры которых
меньше расстояния между принятой сеткой скважин;
г) краевые части водонефтяных зон;
д) кровельные части, часто уплотненные;
е) зоны между
первым рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности;
ж) на участках резкого локального увеличения
толщины продуктивного пласта;
з) в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных
разработкой;
и) за счет конусообразования.
К микромасштабным относятся:
а) в поровых каналах после прорыва по ним воды (остается пленочная
нефть)
б) в тонких, менее проницаемых прослойках заводненного пласта.
На Туймазинском месторождении выявлены
практически все перечисленные виды неоднородности пласта, способствующие
отставанию вытеснения нефти водой в процессе заводнения. Например, во многих
новых скважинах, пробуренных на поздней стадии, отмечена нефтенасыщенность
кровельной части пластов. Выработка запасов так называемой «верхней» пачки
песчаников сильно отстает.
В результате развития системы заводнения пласта
DI в пределах залежи образовалось 18 блоков разработки, границами которых
являются ряды нагнетательных скважин (рисунок 2). Эти ряды образованы не сразу,
а в процессе разработки, и поэтому определение выработки этих блоков по
накопленному отбору нефти из них не будет корректным. До разрезания залежи на
блоки в ней, как в единой гидродинамической системе преобладали фильтрационные
потоки, направленные от периферии к центру. И в этот период часть запасов нефти
периферийных блоков отбиралась скважинами центральных блоков.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15
|
|