Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 3 из 22)

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	1,56,63,23,2	1,113,92,65,4	1,58,14,15,0	1,59,52,55,0	3,713,64,52,9	2,817,25,14,1	2,812,45,13,4

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	--0,744,3	--12,340,4	5,10,720,723,6

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 эффективностивлияния трехосновных 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.

Туймазинская площадь – блоки I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X

Александровская площадь – блоки XIV, XV, XVI, XVII, XVIII

1, 2 – начальное положение контуров нефтеносности; 3, 4 – границы блоков и участков; 5 – установленные и предлагаемые перетоки и направления фильтрации жидкости; 6 – номера блоков и участков

Рисунок 1 – Схема блоков и участков залежей горизонта DI

Поэтому оценка выработки запасов по накопленному отбору нефти из блоков будет давать завышенные значения для центральных блоков и заниженные для части периферийных.

В пределах некоторых центральных блоков глинораздел между пластами DI и DII размыт полностью или частично, и в этих зонах отмечены перетоки нефти из пласта DII в пласт DI, что также усугубляет определение выработки запасов нефти по блокам.

Если в начальной и основной стадиях разработки была возможность судить о выработке запасов нефти по данным бурения новых скважин, то на заключительной стадии такая возможность практически отсутствует, так как на этой стадии уже нет массового бурения скважин, и количественные оценки выработки запасов блоков по материалам отдельных скважин не представляются возможными. Это также невозможно сделать и потому, что невозможно точно восстановить объемы перетоков нефти из периферийных блоков к центральным.

В таблице 6 представлено распределение по блокам начальных геологических запасов нефти и некоторые технологические показатели их разработки.

Таблица 6. Основные технологические показатели разработки пласта DI по блокам по состоянию на 01.01.2000 года

Блок	Начальные запасы нефти, тыс. т	Накопленная добыча, тыс. т				Суммарный водонефтяной фактор, т/т			Текущий КИН, доли ед.
										нефти		воды
										I	14091	9007,8		24615,9		2,7			0,639
		II	34595	25633,7						71828,1		2,8			0,741
III	34315	16860,4		66845,2		4			0,491
IV	30561	22152,2		58679,1		2,6			0,725
V	17109	3977,8		7283,3		1,8			0,233
VI	34128			26589		110455,7		4,1	0,779
VII	25638			20064,1		70767,7		3,5	0,783
VIII	21031			11678,1		35003,7		3	0,555
IX	40135			30456,3		100681,5		3,3	0,759
X	13364			2087,1		21365		10,2	0,156
XI	19932			5017,2		18585,7		3,7	0,252
XII	21252			7638,1		29694		3,9	0,359
XIII	10711			5269,1		22644,6		4,3	0,492
XIV	20859			11100,8		30714,2		2,8	0,532
XV	31469			20027,6		43371,3		2,2	0,636
XVI	14714			5464,1		29488,4		5,4	0,386
XVII	2538			1462,4		6680,4		4,6	0,576
XVIII	11255			4298,2		42105,2		9,8	0,382
Всего:	397697			228783,9		790809		3,5	0,576