Анализ эффективности эксплуатации скважин с боковыми стволами

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 присктствует 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.

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