Смекни!
smekni.com

Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 2 из 22)

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонтапредставлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2.Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициент песчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям

Показатели Объекты
DΙV DΙΙΙ DΙΙ D3fm C1t C1bb
Глубина залегания, м 1680 1640 1630 1600 1350 1120 1100
Тип залежи свод свод свод свод риф свод структ. литол
Тип коллектора песч песч песч песч. карбон карбон песч.
Средняя толщина песчаников, м - - 16,1 10,4 - - -
Нефтенасыщенная толщина пласта, м 2,7 2,0 9,9 5,8 - 3,5 2,5
Пористость, % 19 19 22 22 3 10 22,5
Проницаемость, мкм2 - - 0,411 0,522 - 0,024 0,676
Нефтенасыщенность, доли ед. 0,80 0,83 0,88 0,89 0,63 0,72 0,835
Коэффициент песчанистости - - 0,94 0,82 - - -
Коэффициент расчлененности - - 1,5 1,9 - - 1,5
Коэффициент выдержанности - - 0,98 0,99 - - -
Коэффициент связанности - - 0,46 0,2 - - -
Коэффициент однородности - - 4,2 12,4 - - -
Коэффициент отсортированности - - 2,4 4,2 - - -
Начальное пластовое давление, МПа 18,1 17,7 17,2 17,2 14,0 12,5 12,5
Начальная пластовая температура, оС 30 - 30 30 - 20 18 -20

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 D3fm C1t C1bb
Балансовые:– в нефтяной зоне– в водонефтяной зоне 2,5-2,5 2,1-2,1 119,757,662,1 397,2288,6108,6 6,86,8- 46,625,121,5 103,982,521,4
Извлекаемые:– в нефтяной зоне– в водонефтяной зоне 0,8-0,8 0,7-0,7 63,437,126,3 239,8192,946,9 2,02,0- 6,03,03,0 34,328,16,2
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
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.