Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик - левый  приток  реки Камы.

Климат  района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 ^оС, а минимальная – минус 40 ^оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5-2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для  притоготовления глинистого раствора,  необходимого для бурения скважин.

1.2 Литолого-стратиграфическая  характеристика геологического  разреза Туймазинского месторождения

На Туймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и  пермского возраста

Породы  кристаллического фундамента вскрыты  до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие разности метаморфических и изверженных пород. Общая их вскрытая толщина составляет свыше 2200 м.

Додевонские осадочные отложения развиты  в погруженных частях структуры  фундамента и представлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина  пород венда 0 – 137 м.

Девонская система представлена средними и  верхними отделами. Общая толщина  отложений системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.

Каменноугольная система подразделяется на три отдела – нижний, средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и  доломиты); в нижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами и алевролитами (терригенная  толща нижнего карбона – ТТНК), мощностью 12 - 30 м.

Разрез  пермской системы представлен отложениями  верхнего и нижнего отделов. В  целом разрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют  терригенные отложения. Третичные  и четвертичные отложения развиты  неповсеместно. Это глины и суглинки. Общая толщина осадочной толщи  палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.

Туймазинское  нефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальной  структуре, расположенной на юго-восточном  погружении Татарского свода. Размеры  собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40×20 км. Строение ее асимметричное. Структура имеет северо-восточное  простирание с углами падения 10-30⁰ и более крутое юго-восточное крыло с углами 3-4⁰. Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаются структурными планами покрывающих осадочных комплексов.

Складка состоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и Туймазинского, разделенных  пологой и слабо выраженной седловиной. Северо-западное крыло характеризуется  углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крыло имеет  ступенчатое строение.

Геологический профиль Туймазинского месторождения  показан в приложении 1.

1.3 Общая  характеристика продуктивных пластов

В настоящее  время в пределах Туймазинского  месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании  которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C₁^t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке   находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C₁^bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D₃^fm)  и турнейского яруса (C₁^t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади - 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0 %, проницаемость до 0,552 мкм²,  нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи -  упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0 %. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88 %. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей - упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.

Продуктивный  горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9 %, проницаемость – 0,411 мкм². Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17 %, проницаемость – 0,267 мкм², нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах  1483,7-1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.

Основной  объект разработки Туймазинского месторождения  приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта - 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6-1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм².

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в  карбонатных осадках фаменского яруса (D₃^fm). 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 (C₁^t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C₁^ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены 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 h_ср, коэффициент расчлененности k_р, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади k_вп, коэффициент песчанистости k_п, коэффициент связанности k_св, коэффициент однородности k_о и коэффициент отсортированности S_о. 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	DΙ	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.

 

Продолжение таблицы 1

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	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

Продолжение таблицы 2

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.