Файл: 1. 1 Общие сведения о месторождении Ромашкинское нефтяное месторождение находиться в Российской Федерации, в восточной части республики Татарстана, в 70 км восточнее от г. Альметьевск и западнее на 20 км от г. Бугульма.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 53
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ).
Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан [6].
1.4 Запасы нефти, исходные данные,показатели притока
Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для ЗападноЛениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.
Размер доказанных резервов и извлекаемых запасов равен трѐм млрд тонн. Песчаники, содержащие нефть, представлены девоном и карбоном, которые вскрываются глубокими скважинами. Глубина разрабатываемых залежей не превышает 1,8 км. Стартовый суточный объѐм скважин составляет до 200 тонн.Рабочие размеры — 65х75 км. Бобриковский горизонт, имеющий терригенные толщи, обуславливает промышленную нефтеносность месторождения. Выявлено порядка 200 нефтяных залежей. Высота основной залежи — 50 метров. Коллекторами являются кварцевые песчаники, имеющие суммарную мощность не более 50 метров.
Средние показатели нефти насыщенной мощности составляют почти 15 метров. Залежи отличаются водонапорным и упругим водонапорным режимами. Основной тип залежей эксплуатируется при помощи поддержания пластового давления, посредством внутриконтурного и законтурного заводнения с использованием механизированного способа.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – ЮгоЗападное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С
. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С. Максимальная летняя – 38 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм).
Минимальное в феврале (до 17 мм ).
Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами[7].
По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта ЗападноЛениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняяобводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.
В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Текущие состояние разработки на Ромашкинском месторождении
На сегодняшний день на Ромашкинском месторождении существует химический метод интенсификации притока, используют солянокислотную обработку с применение теплового.
Одним из путей интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и борьбы с их обводнением является обработка призабойной зоны продуктивного пласта специальными растворами химических реагентов, способными оказывать гидрофобизирующее действие на породу коллектора. Для подбора таких реагентов гидрофобизаторов были проведены специальные экспериментальные исследования. По оценке гидрофобизирующей способности различных химических составов методом самопроизвольного впитывания дистиллированной воды в породу до и после ее обработки. В качестве испытуемых химических составов используютсяХимические реагенты и ингибиторы (соляная кислота,водный раствор хлористого кальция и т.п ).В 1968 году «ТатНИПИнефть» был составлен проект разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделением Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки.Последний проектный документ – «Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения» (с уточнением проектных показателей), составленный «ТатНИПИнефть», был утвержден 27.12.2006г.По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них 659- эксплуатационных, 220-нагнетательных, 12-специальных и 32-дублера.В отчетном году из горизонта Д1 отобрано 263735т нефти. С начала разработки добыто 68760099т, что составляет 90,1% НИЗ и 45,6% НБЗ нефти по Западно-Лениногорской площади. Текущий коэффициент нефтеотдачи-0,456.
Средний дебит действующей скважины составил на конец года 2,7т/сут по нефти и 19,17т/сут по жидкости.
В результате применения циклического и нестационарного заводнения за отчетный год дополнительно добыто 3,3 тыс. т нефти. Продолжались работы, направленные на повышение нефтеотдачи пластов.
Для изоляции водопритоков широко применялись в отчетном году такие методы, как закачка биополимеров («ксантан») в нагнетательные и добывающие скважины, КПС, СНПХ-9350, ВУС, ГЭР и ГЭС –М (изменение направления фильтрационных потоков) в нагнетательные скважины. Производили закачку МПС в добывающую скважину, низкомодульное жидкое стекло в нагнетательные скважины. В целях повышения коэффициента охвата пласта заводнением, выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков произведена закачка смеси горячего битума и цемента с помощью теплосохраняющих труб «термокейс» в нагнетательную скважину 6009а. Для увеличения притока жидкости использовались методы депрессионной перфорации совместно с ТИМ, производили ГРП, ОПЗ (ГИВ, ИХВ, СНПХ-9030 ,разглинизация, глинокислота, растворители).
Общая эффективность от применения методов ПНП составила за отчетный год 58780т нефти, от мероприятий данного года – 4700т.За отчетный 2008 год в разрабатываемые пласты пашийского горизонта Западно-Лениногорской площади закачано 1622,66тыс/м3, что является и общей производительной закачкой по площади.
В течение отчетного года под нагнетание воды в разрабатываемые пласты освоена одна скважина- 6147а. Две скважины не освоились:12415а-отсутствие приемистости;6034а-аварийная. Нагнетательный фонд составил на конец года 196 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 163 скважинах.Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях к закачке за год составила 104,8 %.
Обводненность продукции. Отбор воды из горизонта ДI ЗападноЛениногорской площади составил в отчетном году 1295,5 тыс. т. среднегодовая обводненность продукции равна 83,1 %, что на 1,7% выше прошлогоднего показателя.Пласт «а» содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 75,1 % отНИЗ нефти по пласту.Дострел пласта произведен в добыващих скважинах: 6372а,39497,39498.В активную разработку по данному пласту за отчетный год вовлечено 37 тыс. т извлекаемых запасов нефти.
Пласт «б1» содержит 9,6 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 77,0 % от НИЗ нефти по пласту.Дострел пласта произвели на добывающей скважине 39528,нагнетательной скважине 39527а.Отключение пласта произвели на добывающих скважинах 6146 и 12469 в связи с зарезкой боковых стволов.В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.Пласт «б2» содержит 13,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,8 % от извлекаемых запасов по пласту.Отключение пласта произвели на добывающей скважине 6146 в связи с зарезкой бокового ствола.В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.Пласт «б3» содержит 25,6 % отНИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 93,4 % от извлекаемых запасов по пласту.Дострел пласта произведен в добывающих скважинах:12510в, 1051в.Отключение пласта в добывающих и нагнетательных скважинах не производили.В активную разработку за год вовлечено 15 тыс. т нефти.
Пласт «в» содержит 19,5 % НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 96,7 % от запасов по пласту.Дострел пласта произведен в добывающих скважинах 6146 (зарезка бокового ствола) и12473а.Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.Пласт «г1» содержит 14,9 % НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 96,0 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.Дострел пласта произведен в добывающей скважине 6146 (зарезка бокового ствола).Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.Пласт «г2+3» содержит 4,0 % от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,9 % от запасов по пласту.Дострелов и отключений пласта в отчетном году не было.
Более половины запасов нефти Северо-Альметьевской площади сосредоточено в пласте Д0, образующего базисный объект разработки. Созданная на площади линейная система заводнения является достаточно эффективной для выработки выдержанного по площади базисного пласта.
К концу основного периода разработки (1990 г.) на площади приступили к дополнительному меридиональному разрезанию блоков. Эффективность этого мероприятия оказалась также достаточно высокой, как за счет лучшего выбора скважин под закачку воды, так и за счет создания благоприятных условий для циклирования и изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.За все время разработки основное число освоенных скважин и основной объем закачки приходится на линейное заводнение. В настоящее время 85 % всей закачки в линейные ряды приходится на скважины дополнительных линий разрезания. В данной стадии разработки происходит естественное сокращение закачки воды в скважины основных рядов в связи с промытостью пласта в районе заводнения и выхода части скважин в тираж.
С целью приближения нагнетания к зоне отбора и подключения в разработку участков продуктивного пласта, экранированных ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород, на отдельные обводненные закачиваемой водой скважины был осуществлен перенос нагнетания широтных рядов.
Запасы нефти пашийского горизонта Д1 в пределах СевероАльметьевской площади сосредоточены в основном в пластах верхней пачки (а, б1, б2, б3), характеризующихся прерывистым линзовидным строением, и часто не испытывают влияния закачки воды от существующих нагнетательных рядов. Поэтому, широкое применение нашло на площади очаговое заводнение. Первые обводненные добывающие скважины начали осваиваться под очаги с 1970 г.
Для повышения охвата залежи заводнением на участках очагового заводнения и в зонах дополнительных разрезающих рядов обеспечивается раздельное освоение под закачку воды пластов с различной продуктивностью. Совершенствование системы заводнения и ППД в целом позволяют эффективно использовать на площади циклическую закачку воды в пласт в сочетании с переменой фильтрационных потоков.
Система разработки, реализуемая на Северо-Альметьевской площади в наибольшей степени соответствует особенностям геологического строения в малорасчлененных зонах пласта Д0. Однако на сильно расчлененных пластах в основном горизонта Д1 и небольших зонах пласта Д0, представленных малопродуктивными коллекторами, несмотря на большой объем проводимых мероприятий достижение проектной нефтеотдачи требует дальнейшего совершенствования систем разработки путем: бурения дополнительных скважин, освоения новых нагнетательных скважин в очагах и линиях разрезания, увеличения объемов внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.