Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 47
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.1 Анализ показателей разработки
Исходя из геологического строения рассматриваемого месторождения и опыта проектирования и разработки подобных месторождений Татарстана, для гидродинамических расчетов показателей разработки принята модель послойно и зонально неоднородного пласта по проницаемости, разработанная в ТатНИПИнефть.Зональная неоднородность влияет на отбор нефти из залежи, распределение дебитов скважин, динамику обводнения продукции и определяется по данным работы скважин и коэффициентам продуктивности.
Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по разрезу толщи эксплуатационного объекта. Для определения ее значения используются материалы исследования скважин глубинными измерителями потока и лабораторные исследования керна.
Актанышское месторождение является многопластовым и многозалежным. Залежи относятся к различным типам. Терригенные отложения тульского и бобриковского, радаевского горизонтов относятся к пластово-сводовому типу, а карбонатные залежи нефти турнейского яруса – к массивному. Коллекторы продуктивных отложений представлены песчаниками, алевролитами, известняками и доломитами.
Основными при выделении эксплуатационных объектов являются следующие критерии:
- взаиморасположение продуктивных пластов по разрезу;
- тип коллектора, его физическая характеристика;
- наличие надежных плотных разделов между горизонтами;
- различия в составе и свойствах насыщающих флюидов;
- режим залежей.
Благоприятными для объединения нескольких горизонтов в один эксплуатационный объект являются факторы идентичности коллекторов и насыщающих флюидов. Остальные факторы существенно ограничивают или вообще исключают совместную разработку залежей.
На Актанышском месторождении залежи нижнего отдела каменноугольной системы, в основном, совпадают в плане. Коллекторские и петрофизические свойства пород, слагающих тульские и бобриковские продуктивные пласты, схожи по своим характеристикам. Однако, зоны кондиционных значений толщин коллекторов тульского горизонта очень незначительные, что не позволяет относить отложения тульского горизонта к высокопродуктивным.
Поэтому тульский горизонт рассматривается как объект возврата, запасы которого будут дренироваться скважинами, возвращенными с нижележащих объектов.
Отложения бобриковского горизонта, в которых сосредоточено больше половины балансовых запасов месторождения (51,3%), являются основными. Однако, в связи с выявлением нефтеносности в отложениях турнейского яруса, предлагается бурение самостоятельной сетки лишь в зоне несовпадения планов турнейской и бобриковской залежей, а в зоне их совпадения - рассмотреть бобриковский горизонт, как объект возврата.
Выделены локальные участки нефтесодержащих радаевских коллекторов, которые, в основном, представлены песчаниками. Малая площадь распространения этих коллекторов исключает их рассмотрение, как самостоятельный объект разработки.
Турнейские нефтеносные отложения были выявлены в процессе разбуривания залежей Актанышского месторождения после составления «Технологической схемы разработки» (ТСР), породами-коллекторами являются неоднородные известняки, глинистые, уплотненные, участками пористые, состоящие из одного до восьми пропластков (коэффициент расчлененности - 4,5 доли единиц).
Учитывая коллекторские характеристики продуктивных отложений турнейского яруса и долю балансовых запасов - 34,4% всех запасов Актанышского месторождения, эти отложения представляют большой промышленный интерес.
На основании вышеизложенного, на стадии проектирования было выделено два самостоятельных эксплуатационных объектов – бобриковского и турнейского. Залежи предлагается разбуривать единой сеткой скважин в зонах совпадения их планов. В первую очередь разрабатываются бобриковские залежи, с последующим возвратом скважин на турнейские отложения. В зоне несовпадения стратиграфических планов этих эксплуатационных объектов проектируется бурение только собственных турнейских скважин. Разработку залежей тульского горизонта предлагается осуществлять путем возврата скважин с нижележащих объектов и одновременно - раздельной эксплуатации с турнейскими отложениями.
Актанышское нефтяное месторождение с 1995 года разрабатывается по ТСР, составленной в ТатНИПИнефть, согласно которой:
- на месторождении выделен один эксплуатационный объект разработки- бобриковский горизонт;
- разбуривание бобриковских отложений осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м;
- система заводнения – внутриконтурная, приконтурная, законтурная, режим закачки циклический.
Вышеназванная ТСР составлена, когда на месторождении пробуренный фонд составлял 29 скважин, из которых 6 поисковых, 9 разведочных и 14 эксплуатационных.
В последующем в результате разбуривания месторождения были уточнены границы ранее выделенных залежей тульских и бобриковских отложений, выявлены три новые залежи в кизеловском горизонте турнейского яруса, а также пересчитаны запасы нефти.
На балансе ООО «Малой Нефтяной Компании Татарстана» (МНКТ) по состоянию на 01.05.2022 пробуренный фонд Актанышского месторождения составил 111 скважин.
Действующий фонд добывающих скважин равен 103 + 1 скважина добывающая техническую воду (скважина № 4А), все механизированные: ЭЦН-7 скважина, ШГН - 96 скважины. В бездействии скважин нет. В консервации нет, 1 скважина экологическая (скважина № 3А), пробуренная на отложения уфимского яруса, 4 скважин пьезометрических (№ 13,110,97,106,), ликвидированных скважин - 14. Подробная расшифровка фонда указана в таблице 2.1
В нагнетательном фонде числятся 11 скважин, 9 из них в отработке на нефть, 2 скважины (№ 97, 110) - пъезометрические. Под закачкой на бобриковский горизонт находятся 8 скважин, переведенных из добывающего фонда. В настоящей работе на Актанышском месторождении выделяются три объекта разработки. Утвержденные в Государственном Комитете Запасов ГКЗ (протокол за № 554 от 21.01.2000) балансовые запасы нефти по объектам распределяются следующим образом (сверху вниз по разрезу): тульский – 14%, бобриковско-радаевский –52%, турнейский –34% .
В связи с пересчетом запасов нефти месторождения, увеличением числа объектов разработки, уточнением контуров нефтеносности всех залежей в данной работе размещен новый проектный фонд скважин.
При выборе плотности размещения скважин учитывался существующий фонд, предыдущий проектный документ, опыт проектирования и разработки небольших нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
При размещении скважин принимались во внимание наличие санитарно-защитных зон на месторождении, местоположение предполагаемых кустовых площадок для бурения, практические возможности рекомендуемой техники и технологии буровых работ, эксплуатации скважин и закачки воды. Скважины для бурения намечены по всей предполагаемой площади нефтеносности
Таблица 2.1 - Характеристика фонда скважин Актанышского месторождения
| Наименование | Характеристика фонда скважин | Количество скважин по состоянию на 01.05.2022 |
| Фонд добывающих скважин | Пробурено | 111 |
| Эксплуатационный: | 103 | |
| Действующие: | 103 | |
| из них: фонтанные | - | |
| ЭЦН | 7 | |
| ШГН | 96 | |
| Добывающие техническую воду | 1 | |
| Бездействующие | - | |
| В освоении после бурения | - | |
| В консервации | - | |
| Ликвидированные | 14 | |
| Пьезометрические | 4 | |
| Экологогидрогеологические | 1 | |
| Фонд нагнетательных скважин | Пробурено | 11 |
| в том числе: в отработке на нефть | 9 | |
| Действующие | 7 | |
| в том числе: из добывающих | 7 | |
| Бездействующие | - | |
| В освоении после бурения | 1 | |
| В консервации | - | |
| Ликвидированные | - | |
| Пьезометрические | 2 | |
| Итого | 111 | |
залежей в пределах 2-метровой эффективной нефтенасыщенной толщины бобриковского горизонта и 5-метровой толщины турнейского яруса.
С учетом существующей системы разработки на бобриковско-радаевский объект размещены 12 добывающих скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м (1 – на Казкеевском поднятии, 8 – на Актанышском поднятии, 1 – на Кабановском поднятии и 2 – на вновь открытом Иске-Иделевском поднятии).
На турнейский ярус размещены 22 скважины по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м (21 скважина, в том числе 18 добывающих и 3 нагнетательных на Актанышском поднятии и одна добывающая – на Кабановском поднятии).
3 Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин
До бурения скважины обосновывается и выбирается ее конструкция. В понятие конструкция входит концентрическое расположение спущенных в скважину обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема закаченного за ними в скважину цементного раствора.
Конструкция скважины состоит из следующих элементов.
1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV -эксплуатационная колонна.
Рисунок 1.3 - Конструкция скважины
Каждая колонна, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название:
Направление - первая колонна труб, самая короткая, предназначена для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости.
Кондуктор - колонна обсадных труб, служащая для перекрытия неустойчивых верхних пород и водоносных горизонтов. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называется башмаком.
Промежуточная обсадная колонна (может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.
Эксплуатационная колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа.
Колонна, перекрывающая некоторый интервал без выхода к устью скважины называется хвостовиком. Хвостовик часто применяют при креплении глубоких скважин.
Конструкция должна обеспечить:
а) долговечность скважины как технического сооружения;
б) надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых;
в) минимум затрат на единицу добываемой продукции;
г) возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, освоения скважин, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения.