Этаж нефтеносности равен 65,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в интервале от 0,8 до 6,6м.
В северо-западной части месторождения выявлены две небольшие по площади залежи нефти на Катергинском (р-н скв. № 932) и Восточно-Узеевском (р-н скв.№ 920, 1065) поднятиях пластово-сводового типа с узкими водо-нефтяными зонами.
ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 853 м. Этажи нефтеносности равны 12,3м и 11,5м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 6,4м и 5,0-6,0м.
Покрышкой для верейских залежей служат глинисто-карбонатные пачки в верхней части верейского и подошвенной части каширского горизонтов.
Таким образом, отложения продуктивных горизонтов Нурлатского месторождения характеризуются:
- сложным строением и значительной фациальной изменчивостью;
- полным совпадением структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям и частичным с девонским;
- наличием тектонических нарушений в кристаллическом фудаменте;
- достаточно большими размерами залежей нефти;
- размывом палеоповерхности турнейского яруса на Корнеевском поднятии и увеличением толщин терригенных отложений бобриковско-радаевского возраста, в результате компенсации ими размытых карбонатных отложений.
ВНК по залежам определялись по данным опробования и ГИС. Для кыновских, бобриковско-радаевских и верейских продуктивных отложений характерен поровый тип коллектора, а для турнейских и башкирских - трещинно-поровый.
1.2 Коллекторские свойства пластов
Характеристика коллекторов Нурлатского месторождения изучена по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и данным образцов керна.
Нижними по разрезу являются пласты-коллекторы До-б и До-в кыновского горизонта.
Пласт До-б представлен песчаниками и алевролитами и поэтому неоднороден по коллекторским свойствам. Песчаники коричневые и бурые от пропитки нефтью, кварцевого состава, слабо сцементированные, алевритистые, неравномерно глинистые. По данным гранулометрического анализа преобладает мелкозернистая (0,1-0,25 мм) фракция, составляющая 58,2-79,7 %. Содержание крупнозернистой алевролитовой фракции составляет 3,6-25,5 %, пелитовой- 2,4-35,4 %. Тип цемента контактовый, а также пойкилитовый. Состав цемента различен: наряду с глинистыми минералами присутствует сидерит.
Нефтенасыщенные алевролиты по структуре порового пространства близки к вышеописанным песчаникам и отличаются от них только гранулометрическим составом. Содержание песчанистой фракции колеблется от 4,7 до 46,5 %, а крупноалевритовой фракции (0,05-0,1 мм) возрастает до 49,7-89,2 %. В сильнозаглинизированных алевролитах пористость снижается до 4,9-7,2 %, проницаемость - до 0,01 мкм2 и менее.
Породы-коллекторы пласта До-в сложены песчаниками и алевролитами, аналогичными или близкими по составу и коллекторским свойствам пласта До-б.
Емкостно-фильтрационные свойства пород определены по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.
Среднее значение открытой пористости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований керна составляет 20,8% (36 определений), проницаемости-0,313 мкм2 (24 определений), нефтенасыщенности- 83,7% (23 определения).
По данным геофизических исследований среднее значение пористости составляет 19 %, нефтенасыщенности - 78%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям имеет менее высокие значения и равна 0,194 мкм2 .
Кондиционные пределы пород-коллекторов по пористости составляют 11,0-14,0 %, по проницаемости - 0,016 мкм2, по нефтенасыщенности - 54,5 %.
Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.
Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет - 0,66 .
Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.
Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.
Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.
Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.
Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.
Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.
Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).
Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.
Бобриковский горизонт
Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0?20,0 МПа, вязкость пластовой нефти - 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75?43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см?, составляя в среднем 0,879 г/см?. Плотность сепарированной нефти - 0,898 г/см?, при изменениях 0,895?0,902 г/см?. Газовый фактор в среднем - 8,06 м?/т, при изменениях (2,76?13,0), объёмный коэффициент - 1,032 (1,015?1,058).
Верейский горизонт
Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости - 7,972·10-5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м3/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см3, составляя в среднем 0,895 г/см3, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см3, составляя в среднем 0,910 г/см3. Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм2
Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.
Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.
Тульский горизонт
Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:
давление насыщения - 11,7 МПа, вязкость - 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти - 0,904 г/см3, плотность сепарированной нефти - 0,916г/см3, коэффициент сжимаемости - 5,4·10-5
МПа, газовый фактор - 1,37 м3/т, объёмный коэффициент - 1,018.
Бобриковский горизонт
Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно в 4 скважинах по 77 пробам и из 5 скважин по 5 пробам.
В пластовых условиях нефть имеет следующие средние параметры: давление насыщения - 14,05 МПа (2,76-13,0), вязкость пластовой нефти - 5,4 мПа·с (4,1-7,8), кинематическая вязкость сепарированной - 40,41 мкм2/с (10,62-95,01), плотность пластовой нефти 0,880 г/см3 (0,863-0,907), сепарированной - 0,898 г/см3 (0,884-0,929). Газовый фактор - 8,06 м3/т (2,76-13,0), объемный коэффициент 1,032 (1,015-1,058).
Газ, выделенный из нефти при однократном разгазировании, содержит в своем составе азота в среднем 22,41%, метана 12,9%, этана 22,41%, высших углеводородов 32,14%.
Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по 5 пробам из 5-ти скважин следующие: нефть сернистая (серы3,81%), парафинистая (парафина 3,17 %), асфальтенов - 8 %. Нефть тяжелая (плотность 0,9920 г/см3).
Турнейский ярус
Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях.
По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПа, составляя в среднем 6,5 МПа, объемный коэффициент - от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м3/т до 34,73 м3/т, составляя в среднем 8,56 м3/т. Вязкость варьирует от 9,94 до 126,64 мПа·с, в среднем составляя 53,55 мПа/с. Плотность сепарированной нефти от 0,865 до 0,942 г/см3, в среднем - 0,907 г/см3.
Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании содержит в своем составе в среднем (%% объемный), азота-23,52 %, метана-0,98%, этана 22,07 %, высших углеводородов-32,65 %. Это говорит о преобладании низших углеводородов над высшими, сероводорода 0 26 % .
По данным анализа 33 поверхностных проб из 24 скважин нефть турнейского яруса тяжелая, плотность колеблется от 0,9069 до 0,9530 г/см3, в среднем составляя 0,9210 г/см3; вязкая - кинематическая вязкость при 50°С изменяется от 23,79 до 94,96 мкм2/сек, в среднем - 44,29 мкм2/сек; сернистая - серы от 1,5 до 4,0 % в среднем составляет 3,45%, парафинистая - парафина 3,5-4,2%, в среднем 3,53 %.
Содержание смол - от 19,9 до 74%, в среднем - 57,1%, указывают на смолистый характер нефти.
Выход светлых фракций до 300° при разгонке по Энглеру составляет 29-46%, в среднем - 31%.
Кыновский горизонт
Нефть кыновского горизонта исследована как в пластовых, так и поверхностных условиях.
По данным анализов 2 пластовых проб, отобранных в разное время из 1-ойскважины, основные физические параметры нефти следующие: давление насыщения изменяется от 35 до 63 МПа, составляя в среднем 49,0 МПа. Объемный коэффициент - от 1,153 до 1,183, в среднем - 1,168; газовый фактор - от 47,1 до 59,2 м3/т, составляя в среднем 53,15 м3/т; плотность пластовой нефти - 0,807 до 0,825 г/см3, в среднем - 0,816 г/см3; сепарированной - от 0,870 до 0,870 г/см3, составляя в среднем - 0,870 г/см3; вязкость пластовой нефти - 5,17 МПа·с.
Растворенный в нефти газ при разгазировании содержит в своем составе в среднем: метана - 41,8%, этана - 22,0%, пропана - 21,2%.
Приведенные данные свидетельствуют о преобладании низших углеводородов над высшими. Азота в газе содержится в среднем 3,5%.
По данным анализов 2 поверхностных роб, отобранных из 2-х скважин, нефть кыновского горизонта имеет следующую характеристику. Плотность нефти изменяется от 0,871 до 0,899 г/см3, составляя в среднем 0,885 г/см3, вязкость при 50°С составляет 17,29мкм2/с; нефть сернистая - содержание серы 1,8%, парафинистая - 4%, при колебании 3,7?4,3%. Нефть смолистая, смол - 42%, при изменении 40-44%.
Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
2.1 Характеристика фонда скважин
Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.
По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.
По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.
Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.
Способ эксплуатации | Средний дебит по нефти, т/сут. | Средний дебит по жидкости, т/сут. | |||||
на 1.01.04 | на 1.01.05 | +,- | на 1.01.04 | на 1.01.05 | +,- | ||
Фонтанный ЭЦН ШГН | 0,3 7,9 3,1 | 1,6 8,8 3,0 | 1,3 0,9 -0,1 | 2,2 31,7 7,9 | 1,6 33,7 8,0 | -0,6 2,0 0,1 |
Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут.
ТАБЛИЦА 2. Характеристика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на 1 января 2005 года
Фонд скважин | Количество скважин действующего фонда | Средний дебит | |||
по нефти т/сут | по жидкости м?/сут | ||||
Добывающий | Действующий ЭЦН ШГН | 132 7 121 | 3,13 8,8 3,0 | 8,6 33,7 8,0 | |
Нагнетательный | 4 | - | - |
Средний дебит для жидкости для фонтанного способа эксплуатации уменьшается, а с использованием электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса дебит жидкости увеличивается на 2,0 т/сут и 0,1 т/сут соответственно.
2.3 Анализ выработки пластов
Основными объектами разработки на Нурлатском месторождении являются терригенные отложения кыновского и бобриковского возрастов, в которых заключено более 65 % извлекаемых запасов нефти по категории В+С1. Они характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, которая создает дополнительные трудности при выработке запасов нефти.
В целом на месторождении добыча нефти велась 181 скважиной и составила на 01.01.2004 4,874 тыс. т или 33,5 % от утвержденных извлекаемых запасов по категории В+С1. Начальные дебиты нефти в скважинах варьируют от 1,0 до 108 т/сут.
Нижним объектом эксплуатации на месторождении являются продуктивные отложения пласта До-б кыновского горизонта верхнего девона, вступившие в промышленную эксплуатацию в 1975 году .
Уже через три месяца после начала разработки, несмотря на небольшой объем извлеченной жидкости, наблюдалось быстрое падение пластового давления. В зоне отбора оно снизилось с 20,0 до 16,5 МПа. Одной из причин могла быть плохая гидродинамическая связь законтурной области с зоной отбора, другой - малый объем (45 тыс.м3) воды, закачанной в пласт.
Это доказывает, что в залежах пластово-сводавого типа на начальной стадии разработки при удалении зоны отбора от краевых вод на расстояние более, чем расстояние сетки скважин, влияние законтурной области практически отсутствует и давление в указанной зоне пласта быстро падает.
С целью оптимизации добычи нефти на залежи с 1976 г. внедрена система ППД с использованием законтурного, внутриконтурного, очагового заводнения. Всего на кыновской залежи были введены в работу 23 нагнетательные скважины. Соотношение их к эксплуатационным составило 1: 3. Объем закачанной в пласт жидкости равен 6624 тыс. м3, что составляет 140 % от отбора жидкости в пластовых условиях.
Полнота выработанности запасов нефти пласта Д0-б определялась по степени охвата пластов-коллекторов заводнением по площади их распространения и толщине. Для этой цели использовался комплекс информации, включающий геолого-промысловые и геофизические данные, особенности геологического строения залежи, изменения коллекторских свойств продуктивных пластов.
Заводнение того или иного пласта устанавливалось в основном по результатам анализа геолого-промысловых данных.
Признаками заводнения коллекторов при анализе геолого-промысловых данных служили:
1. Высокий темп обводнения продукции скважин после длительного периода безводной эксплуатации, либо эксплуатации при стабильной обводненности.
2. В случаях монотонного роста обводненности дата начала заводнения пласта условно устанавливалась после отбора скважиной 20 % от балансовых запасов нефти, приходящихся на скважину.
3. По химическому анализу воды, добываемой с нефтью в общем объеме продукции скважины.
Кроме того, характер насыщенности пластов устанавливался по материалам ГИС-контроля, но объемы таких исследований малы, поэтому основной объем информации получен по результатам анализа геолого-промысловых данных.
Охват пласта заводнением по толщине, в условиях дефицита данных ГИС, определялся косвенным методом, путем расчета по формуле Лысенко В.Д.
Кохв. = 1 - ( 1-В2t / 1-В2ф ) ,, (лит. 4 стр. 76) (1)
1 + ((Yв Мн/ Yн Мв) Кф -1) ( 1- В2t ) В2t , В2ф - соответственно, текущая и начальная обводненности продукции скважин;Yв, Yн - соответственно, плотности воды и нефти в пластовых условиях;Мв, Мн - соответственно, вязкости воды и нефти в пластовых условиях;Кф= К21.5, Где Кф - коэффициент фильтрации;К2 - коэффициент вытеснения, принятый для песчаников равным 0,708 д.ед., для алевролитов равным 0,5 д.ед.При этом, в случаях эксплуатации скважиной нескольких пластов общим фильтром, при различии пластов по проницаемости более чем в 2,5 раза, пласты с меньшей проницаемостью относились к не работающим, в остальных случаях их участие в работе скважины оценивалось пропорционально соотношению их проводимостей.Работоспособность изложенного подхода оценки степени охвата пласта заводнением по толщине в условиях залежей нефти терригенного девона была доказана на многих площадях Ромашкинского месторождения.Полученная информация о состоянии заводнения коллекторов с учетом геологического строения залежи, начальной нефтеводонасыщенности, химических свойств и состава воды, коллекторских свойств пластов, расположения скважин относительно зон нагнетания воды, контуров нефтеносности позволили выяснить причины поступления воды в скважины, оценить степень участия отдельных пластов в процессе разработки, заводненные и остаточные ( незаводненные ) толщины пластов и на основании этого построить карту разработки .Залежь нефти пласта До-б+в кыновского горизонта в промышленную разработку введена в 1975г.Из двух выделенных пропластков пласта До-б+в в активную разработку вовлечены только запасы пропластка До-б. В начальный период разработка залежи осуществлялась с применением законтурного (скв. № 1729, 44, 122, 116, 1803) и частично внутриконтурного заводнения (скв. № 1708а, 1710).С середины 80-х годов на залежи формируется три нагнетательных ряда, ориентированных вкрест длинной оси (первый ряд- скв. № 1799, 1823, 1713, 1701, 1796; второй ряд- скв. № 1833, 1710, 9269; третий ряд - скв. № 9270, 1786, 1708а) и разделивших тем самым залежь на 4 самостоятельных блока. С вводом в 1998 году под нагнетание скв. № 45, 1712, 1709 система заводнения трансформировалась в блочную. Практически одновременно с освоением под нагнетание скважин разрезающих рядов прекратилась закачка воды в законтурные нагнетательные скважины (1982-1987гг.).Рассматривая характер заводнения коллекторов по площади распространения пласта, необходимо отметить, что основные зоны заводнения приурочены к линиям нагнетания воды и приконтурным зонам, что свидетельствует о достаточно высокой активности законтурного заводнения. На участках залежи, где законтурное заводнение отсутствовало, процессы внедрения воды в залежь протекают весьма вяло (по данным Зевакина Н.И., ТатНИПИнефть). Это наиболее характерно для части залежи, расположенной на III блоке (р-н скв. № 1703, 1837, 16, 1785, 1831,1822).По состоянию на 1.01.2004г. на залежи сформировались две обширные зоны заводнения закачиваемой водой, приуроченные к I и II разрезающим рядам, и третья, небольшая зона заводнения, связанная с III разрезающим рядом.Наиболее активно процесс продвижения закачиваемой воды наблюдался до начала 90-х годов. В последующий период он замедлился, что очевидно связано с существенным ограничением объемов закачки воды. По-видимому, по этой же причине в приконтурных частях залежи сформировались своеобразные зоны стягивания, о чем свидетельствует работа добывающих скважин № 46а, 55, 1792, 1824, обводненность по которым колеблется от 30 до 50 %, что существенно ниже, чем в зонах активного заводнения закачиваемой водой и процесс заводнения происходит за счет внедрения законтурной воды в залежь.Подобная небольшая зона выделяется в районе скв. № 1834, 1716, в которых коллекторы заводняются также пластовой водой и обводненность скважин колеблется примерно в тех же пределах (31-39 %). Быстрому распространению закачиваемой воды от нагнетательного ряда скважин препятстствует зона залегания алевролитов в районе скв. № 1716.Скв. № 1825, вскрывшая водо-нефтяную зону, в течение 22 лет работала с обводненностью меньше 26 %. С 1999 года наблюдается резкий рост доли воды в продукции, что вероятно связано с прорывом пластовой воды по наиболее проницаемым прослоям из нижезалегающих водоносных коллекторов. Часть залежи пласта До-б, расположенная на территории Самарской области, до конца 1992г. разрабатывалась, по сути, на естественном режиме и признаки заводнения пласта наметились лишь в скв. № 1838, 1822, 1787, где обводненность достигла 14- 20 %, при начальной равной 1-3 %.По части залежи, расположенной на территории Республики Татарстан, по состоянию на 1.01.2004г., заводнением охвачено 86,4 % площади нефтеносности пласта До-б. При этом площади, заводняемые закачиваемой водой, несколько больше, чем пластовой водой и составляют 59,2 %. Зоны пласта, сложенные песчаниками и переслаиванием песчаников и алевролитов близки между собой по величине коэффициента охвата заводнением по толщине и площади пласта. Значительно в меньшей степени охвачены заводнением зоны залегания алевролитов (64%), тем не менее это свидетельствует об их участии в процессе выработки запасов залежи и о возможности ввода их запасов в более активную разработку.Результаты анализа охвата пласта заводнением по толщине показывают, что его величина в значительной мере определяется как условиями залегания коллекторов в интервале пласта До-б и их коллекторскими свойствами, так и источниками заводнения (закачиваемая вода, законтурная пластовая вода). Так наибольшей средней величиной охвата пласта заводнением по толщине отмечаются интервалы пластов, сложенных песчаниками, в зонах заводнения закачиваемой водой.Такая же величина охвата характерна и для прослоев песчаников в зонах, сложенных переслаиванием песчаников и алевролитов, но если рассматривать величину охвата от суммарной толщины прослоев-коллекторов, включая и алевролиты, то она оказывается существенно меньшей, соответственно 0.78 д.ед. и 0.56 д.ед .В случаях заводнения пластовой водой, во всех выделенных трех зонах по условиям залегания, величины охвата пласта заводнением по толщине в 2-3 раза меньше. Очевидно, что запасы рассматриваемых зон, так же, как и зон, не охваченных заводнением и сосредоточенные в алевролитах, должны быть основными объектами разработки. В целом, по части залежи пласта До-б, расположенной на территории Республики Татарстан, средняя величина охвата пласта заводнением по толщине составляет 0,52 д.ед.Анализ состояния выработки запасов выполнялся в соответствии со степенью вовлеченности запасов нефти в разработку по сформированным блокам залежи пласта До-б. При этом, в процессе анализа, оценивались начальные балансовые запасы по каждому из блоков, начальные запасы по площади в той или иной степени охваченной заводнением, запасы нефти в заводненном поровом объеме пласта и, соответственно, текущие коэффициенты нефтеизвлечения и вытеснения, позволяющие судить о степени и интенсивности выработки запасов и достоверности оценки остаточных (незаводненных) запасов и запасов нефти в заводненных промытых поровых объемах. Запасы нефти на заводняемой площади и в заводненном объеме определялись на основании результатов анализа состояния заводнения коллекторов.Достоверность выполненной оценки выработки запасов определяется по степени соответствия фактических коэффициентов вытеснения в заводненных объемах коэффициенту вытеснения нефти водой, величина которого принята по лабораторным исследованиям и утверждена в подсчете запасов равной 0,708 д.ед. Результаты анализа показывают, что в среднем по активно разрабатываемой Татарстанской части залежи пласта среднее значение КВН в заводненном объеме составляет 0,737 д.ед., что на 0,029 д.ед. выше коэффициента вытеснения, принятого в подсчете запасов нефти 1993 года по лабораторным данным. Подобное несоответствие, очевидно, связано с занижением значений коллекторских свойств и соответственно запасов нефти и более высокими фактическими значениями фильтрационных свойств коллекторов, что нередко выясняется при выполнении геолого-промысловых анализов и является вполне приемлемым.В 2004 году на технико-экономическом Совете ОАО «Татнефть» (протокол № 1946/05-9 (002) от 22.06.2004 г.) было принято решение о перераспределении извлекаемых запасов нефти кыновского горизонта Нурлатского месторождения по Самарской области и Татарстану с изменением КИН (по Татарстану - увеличение до 0,481 д.ед.). Снижение КИН на участке Самарской области до 0,241 связано с тем, что около 70 % объема пластов-коллекторов сложены низкопродуктивными породами - алевролитами.Согласно карте рельефа дневной поверхности на рассматриваемой территории протекает река Б. Черемшан. В этой зоне предполагается снижение гипсометрических отметок кровли продуктивных отложений и увеличение содержания глинистого материала в терригенных породах кыновского и бобриковского возрастов. Такая закономерность установлена авторами по ряду месторождений РТ (Пионерскому, Ново-Елховскому, Аканскму). Низкие начальные дебиты нефти в пробуренных скважинах: № 1850-500 л/сут, № 1843- 3 м3 /сут, № 53- 2,3 м3/сут, № 63- 2 м3 /сут, № 96- 980 л/сут. говорят в пользу выдвинутой авторами гипотезы. По состоянию на 1.01.2004г. в целом из пласта До-б+в Нурлатского месторождения отобрано 3369 тыс.т нефти (74,1 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН равен 0,311 д.ед.По части залежи, расположенной на территории Татарстана, накопленная добыча нефти равна 3199 тыс.т (82,4 % от начальных извлекаемых запасов). Текущий КИН достигнут 0,397 д.ед. Поскольку конечный КИН не дифференцировался по группам коллекторов, поэтому оценка выработки запасов из песчаников и алевролитов проводилась на качественном уровне, исходя из запасов нефти в заводняемой зоне и в заводненном объеме, полученных в результате анализа состояния заводнения коллекторов.На основании результатов подобного распределения около 89% всей добычи нефти по пласту До-б Татарстанской части залежи отобрано из песчаников. При анализе выработки запасов по блокам залежи пласта До-б распределение добычи нефти между ними проводилось по работе скважин, расположенных в их пределах, при этом добыча нефти по скважинам разрезающих рядов делилась поровну между смежными блоками.Выработанность запасов пласта До-б по I - III блокам существенно различаются. Так по I блоку отобрано 1618 тыс.т или 93,5 % от начальных извлекаемых запасов и практически достигнут утвержденный КИН. Коэффициент нефтеизвлечения на заводняемой площади составляет 0,478 д.ед., что на 0,003 д.ед. ниже утвержденного КИН. Выработанность запасов по группам коллекторов мало отличается от состояния выработки всего пласта До-б Татарстанской части залежи. Из всей накопленной добычи нефти 98 % отобрано из песчаников, по которым текущий КИН равен 0,507 д.ед. По алевролитам он составляет всего 0,071 д.ед.Таким образом, неоднородность состава пород по разрезу ведет к неоднородности выработки запасов нефти в них содержащихся. Учитывая то, что добывающие скважины продолжают отбор нефти из заводняемых зон, а также более 200 тыс.т балансовых запасов нефти не охвачены заводнением, вполне очевидно, что утвержденный КИН на блоке будет существенно превышен.Основными резервами для дальнейшей разработки являются запасы нефти в зонах, заводняемых пластовой водой, где охват заводнением по толщине составляет 0,30 д.ед., и зоны, не охваченные заводнением, а также запасы нефти, сосредоточенные в алевролитах. Разработка последних будет, очевидно, сопряжена с вышеуказанными сложностями, поскольку основная часть их запасов находится в зонах переслаивания с песчаниками, что крайне затрудняет выбор и применение методов увеличения КИН. По II блоку, по состоянию на 1.01.2004г., отобрано 1068 тыс.т нефти, что составляет 87,8 % от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН равен 0,447 д.ед. Как показывают результаты анализа состояния заводнения коллекторов, запасы нефти в той или иной степени охвачены процессом заводнения на всей площади блока, однако вырабатываются опять же лишь запасы нефти, содержащиеся в песчаниках. Но разработка запасов песчаников, как и на I блоке, происходит неравномерно. Наиболее интенсивно процесс разработки протекает в зонах заводнения закачиваемой водой, где охват заводнением по толщине в среднем составляет 0,68 д.ед., в зонах заводнения пластовой водой его величина равна 0,35 д.ед. Таким образом, основные мероприятия по совершенствованию разработки блока должны быть направлены на более полный охват пласта заводнением в зонах заводнения пластовой водой и выбора методов, позволяющих выравнять фильтрационные сопротивления пород с разными проницаемостными характеристиками. Третий блок залежи отличается от первых двух существенно меньшей степенью выработанности запасов. Накопленная добыча нефти составляет 513 тыс.т. Текущий КИН по нему равен 0,286 д.ед., выработка начальных запасов составляет 59,2 %. Причина такого отставания заключается, очевидно, в меньшей эффективности системы заводнения, сформированной на блоке: отсутствие законтурного заводнения, экранизация влияния закачки от восточного нагнетательного ряда (скв. № 9270, 1786, 1708а) зоной распространения алевролитов. Об этом свидетельствует существенно меньший средний охват пласта заводнением по толщине равный 0,42 д.ед. (на двух первых блоках он соответственно равен 0,65 д.ед. и 0,57 д.ед.) Как и на первых двух блоках, с опережающими темпами вырабатываются запасы нефти, содержащиеся в песчаниках. Залежь нефти пласта До-б, расположенная в Самарской области, разрабатывалась практически на естественном режиме. В конце 1992г. большинство добывающих скважин блока были переведены в консервацию. За весь период разработки из пласта отобрано 170 тыс.т нефти, что составляет 27,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,065 д.ед. Выполненный анализ заводнения кыновских коллекторов и выработки запасов позволяет отметить следующее:1. По состоянию на 1.01.2004г. в активную разработку введены только запасы пласта До-б Татарстанской части залежи, по которой отобрано 83,9 % от начальных извлекаемых запасов, достигнутый КИН равен 0,404 д.ед. Разработка запасов рассматриваемого пласта в пределах Самарской области осуществлялась на естественном режиме, отобрано 27,2 % от НИЗ. Запасы пласта До-в в разработку не введены.2. Разработка I и II блоков осуществляется достаточно эффективно, по ним отобрано соответственно, 93,5 % и 87,8 % от НИЗ и даже при существующей системе разработки прогнозируется превышение утвержденного КИН. Выработанность запасов пласта До-б на III блоке существенно ниже - 59,2 % от НИЗ.Это связано с меньшей эффективностью применяемой системы заводнения на последнем блоке, относительно первых двух и достижение утвержденного КИН без внедрения дополнительных мероприятий по усилению системы заводнения будет проблематичным.Страницы: 1, 2
