Опыт разработки показал, что оптимальным для выработки большей час­ти пластов является давление нагнетания около 15МПа, а для освоения слабо­проницаемых и глинистых коллекторов целесообразнее применять закачку пластовой воды высокой минерализации, сточной воды с минерализацией около 60 - 100 г/л или облагороженной воды при давлениях закачки 10-20 МПа.

В настоящее время на Березовской площади закачка воды ведется при давлениях на устье нагнетательных скважин 7-20 МПа, в зависимости от ти­па пласта-коллектора. Среднее по площади давление на устье нагнетательных скважин равно 12,4 МПа

3.2. Анализ выработки пластов

3.2.1. Ввод недренируемых запасов

Наличие недренируемых запасов обуславливается как объективными, так и субъективными причинами. К числу первых можно отнести сложность геологического строения залежей, из которых основными являются расчле­ненность, зональная и послойная неоднородность, тектоническая нарушен-ность, а также свойства пластовых флюидов, влияющие на их фильтрацион­ные свойства. Ко вторым относится выделение чрезмерно крупных эксплуатационных объектов, объединяющих пласты с различной геолого-физичес­кой характеристикой, проектирование неоптимальных сеток скважин, несо­вершенство применяемых методов воздействия на пласт, недостатки в сис­теме контроля и регулирования процессов выработки пластов.

Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторожде­ний показывает, что потери нефти в них происходят по различным причинам и могут быть разделены на две основные группы - макро- и микромасштаб­ные.

Макромасгитабные:

- на участках пластов, имеющих худшие по сравнению с окружающими участками фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);

- в худших по фильтрационным свойствам пластах, разрабатываемых совместно с другими пластами, имеющими лучшие свойства;

- в зонах выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);

- в замкнутых линзах и полулинзах при их небольших размерах, сравни­мых с плотностью разбуривания;

- в краевых частях водонефтяных зон при нефтенасыщенной толщине, менее какой-то критической при данной вязкости нефти, так, для терриген-ных толщ девона при вязкости менее 3 мПа с (в пластовых условиях она составляет 2 м и менее);

- в кровельных, часто уплотненных частях продуктивных пластов;

- в зонах между первым рядом добывающих скважин и контуром нефте­носности (если он неподвижен или малоподвижен) при применении только внутриконтурного заводнения («кольцевые» зоны);

- на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного пласта;

- в зонах стягивания контуров при рядных системах разработки;

- в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных разра­боткой;

- в пластах с меньшими, чем в дру­гих, темпами извлечения запасов;

---

- за счет конусообразования;

- в техногенно измененных в про­цессе разработки коллекторах;

- в пластах с ухудшенными в про­цессе разработки нефтями;

- в техногенно измененных пластах с ухудшенными свойствами нефтей.

Микромасштабные потери возни­кают в обводненных (выработанных) пластах:

- в поровых каналах после проры­ва по ним воды («пленочная» нефть);

- в тонких, менее проницаемых прослоях в обводненных пластах;

- в поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей

- в процессе разработки;

- в прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств нефтей в процессе эксплуатации.

Природа микропотерь практически не изучена. Обводнение первоначаль­но полностью нефтенасыщенного пласта при продвижении воды происхо­дит в основном так, что единичные каналы с момента появления первой капли воды полностью переходят на подачу чистой воды, в то время, как через остальные поступает чистая нефть. В этом случае первыми должны обводняться каналы, обладающие лучшими фильтрационными свойствами. По мере увеличения числа обводнившихся поровых каналов возрастает об­водненность всей продукции и пласта по толщине.

В настоящее время при проектировании разработки и, прежде всего, опреде­лении конечного значения коэффициента извлечения нефти учитываются не все виды потерь. Некоторые из них объединяются и учитываются каким-либо еди­ным коэффициентом, например, коэффициентом охвата залежи заводнением.

Удельный вес макро- и микропотерь в зависимости от характеристики кол­лекторов и геологического строения продуктивных пластов на каждом мес­торождении будет различаться. Чем более неоднороден пласт по пористости или проницаемости, тем резче должны возрастать микропотери. При объеди­нении нескольких пластов в едином объекте, отличающихся толщиной и нео­днородностью фильтрационных свойств, будут возрастать макропотери.

При разработке месторождений приходится проводить большой объем
работ но вводу в разработку, недренируемых запасов нефти. На это затрачи-
ваются основные усилия производственных коллективов. Так, наибольшая
доля недренируемых запасов приходилась на залежи горизонтов Д₁Д₀ Ро-
машкинского месторождения (составляет 37%)
после разбуривания площадей основной сеткой скважин. Из этого следует чрезвычайно низкий охват пласта 6₁ Миннибаевской площа-
ди заводнением после разбуривания основной сеткой скважин и освоения
запроектированной вначале системы заводнения. На следующем этапе со-
вершенствования системы разработки путем бурения дополнительных сква-
жин и раздельного освоения этого пласта под нагнетание воды удалось не-
сколько улучшить состояние выработки пласта, но слабопроницаемые кол-
лекторы, отдельные линзы песчаников до сих пор не дренируются и требуют
для этого дополнительных ГТМ. Благодаря огромному объему проведен-
ных мероприятий по совершенствованию процессов разработки эта доля за
более чем 50-летний срок уменьшилась на Ромашкинском месторождении
до 11%.

---

На практике ввод недренируемых запасов осуществляется путем разук­рупнения эксплуатационных объектов и оптимизации плотности сеток сква­жин в комплексе с совершенствованием системы поддержания пластового давления (ППД).

3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин

Для ввода недренируемых запасов и снижения макромасштабных по­терь наиболее широко используется оптимизация плотности сеток скважин. Она производится либо самостоятельно, либо (при выделении чрезмерно крупных объектов) совместно с разукрупнением эксплуатационных объек­тов. Обычно при проектировании разработки выделяются основной и резер­вный фонды скважин.

Бурение резервных скважин преследует две основные цели: достижение запроектированной нефтеотдачи и интенсификацию процесса разработки с целью поддержания уровня добычи или снижение темпов ее падения и обес­печение проектного уровня добычи нефти.

Скважины, бурящиеся с целью достижения проектной нефтеотдачи, можно разделить на три категории.

Разукрупнение эксплуатационных объектов и плотность сетки скважин на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, не дают эффекта без совершенствования системы ППД. Оно осуществляется путем оптимизации размеров выделяемых блоков, применения очагового завод­нения и в отдельных случаях переноса нагнетания.

3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти

Миннибаевская площадь введена в промышленную разработку в 1952 году и уже в 1974 году был достигнут максимальный уровень добычи – 5384,7тыс.т., при этом было отобрано 54,4% запасов, при обводненности 38,3%. Весь период максимальной добычи нефти пришелся с 1972 по 1976гг., где добыча нефти не отпускалась ниже отметки в 5 млн. т. Добыча жидкости в этот период увеличивалась в пределах от 8,5 до 11 млн. м³.

3.3. Характеристика показателей разработки

Добыча нефти

За 2008 год объем добычи нефти по горизонтам Д₀ и Д₁ снизился на 3639 тонн и составил 806483 тонны.

Прирост добычи нефти от проводимых в 2008 году мероприятий составил 143,379 тыс. тонн.

В 2008 году введено на нефть из бурения и освоения 16 скважин, за счет чего получено 8,656 тыс.тонн нефти. Средний дебит одной скважины, введенной в эксплуатацию на нефть в 2008 году, составил 5,2 т/сут. Из неработающего фонда введено 36 скважин, что обеспечило добычу 16,854 тыс. тонн нефти. За счет регулирования процессов разработки (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков жидкости) дополнительно добыто 65,280 тыс. тонн нефти.

Под закачку в 2008 году введена 1 новая скважина, за счет чего получено дополнительно 0,08 тыс. тонн нефти (таблица № 24).

Капитальный ремонт произведен на 147 скважинах, в т.ч. изоляция притока воды осуществлена на 36 скважинах с эффективностью 4,436 тыс. тонн нефти, ОПЗ - 29 добывающих скважин с эффективностью 2,293 тыс. тонн нефти. Годовой темп отбора нефти из горизонтов Д ₀ и Д1 остался на уровне прошлого года - 0,31 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов 2,75%.

---

В общем объеме годовой добычи нефти на долю фонтанных скважин приходится 0,1 %; на долю скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, - 53,5%; доля скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами 46,4 % .

Объем технологической закачки компенсировал отбор жидкости на 109,3% (при нормах 120,0%).

За весь период разработки из продуктивных горизонтов Д ₀ и Д₁ добыто 234,928 млн. тонн нефти или 89,16 % от начальных извлекаемых запасов. По центральной части площади добыто 56,069 млн. тонн нефти или 94,7 % от принятых начальных извлекаемых запасов.

Добыча газа

На площади к системе газосбора подключено 100 % добывающих скважин. В 2008 году вместе с нефтью из продуктивных пластов горизонтов До и Д₁] извлечено 41,5 млн. м³ попутного газа.

С начала разработки площади извлечено 14179,1 млн. м³ попутного газа или 89,12% от начальных извлекаемых запасов.

Закачка воды

В 2008 году в продуктивные пласты горизонтов Д₀ и Д₁ по промысловому учету закачано 6,347 млн. м³ воды. Технологическая закачка в 2008 году составила 5,619 млн. м³, производительная - 5,188 млн. м³ или 81,7 % от общего объема закачки по промысловому учету. Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 109,3 %.3а период разработки площади в продуктивные пласты девона закачано 680,251 млн. м воды. Объем производительной закачки при этом составил 638,914 млн. м³, что на 97,3 % компенсировал отбор жидкости в пластовых условиях.

В течение 2008 года в 24 нагнетательных скважинах были обнаружены нарушения эксплуатационных колонн (по ним закачано 160,612 тыс. м³ воды - 22,1% от непроизводительной закачки)

За 2008 год из 17 водозаборных скважин горизонтов Д₂-Д₄ добыто и закачано в 52 нагнетательные скважины Миннибаевской площади 790,772 тыс. м³ высокоминерализованной пластовой воды, что позволило дополнительно добыть из зон с ухудшенными коллекторами 24,628 тыс. тонн нефти.

Кроме этого закачано 1513,196 тыс. м³ пресной воды.

Для повышения эффективности вытеснения и обеспечения управляемой системы разработки необходимо:

1) Провести анализ необходимого давления нагнетания по низкопроницаемым коллекторам, оценить возможную расшивку существующей системы обвязки.

2) Создать полигоны для отработки технологии выработки запасов из алевролитов и заглинизированых песчаников.

В 2008 году освоена под закачку на 6 блоке 1 новая очаговая скважина для интенсификации выработки нижней пачки Д (пласт "г2+3").

Обводненность продукции скважин, добыча воды.

По состоянию на 1.01.2009г. на площади по горизонтам Д ₀ и Д₁ эксплуатируются с водой 568 скважин - 99,5% действующего фонда, в том числе все скважины из введенных в 2008 году. Закачиваемой водой обводнено 547 скважин, пластовой подошвенной - 10 скважин, затрубная циркуляция обнаружена на 11 скважинах.

По степени обводненности добываемой продукции скважины распределяются следующим образом:

---

Таблица 11.

Степень обводненности	на 1.01.2008г.	на .01.2009г.	+,- к началу 2004г.
До 2 %	-	-	-
о т2 % до 20 %	51	80	+29
от 20 % до 50 %	111	82	-29
от 50 % до 90 %	173	190	+17
свыше 90 %	219	216	-3
Всего	554	568	+14

Годовой объем добычи воды составил 4,232 млн. тонн, что на 0,085 млн. тонн меньше, чем в 2007 году.

В 2008 году на одну тонну добытой нефти, в среднем, приходилось 5,2 тонны добытой воды.

Среднегодовая обводненность 84,0%. За весь период разработки площади из горизонтов Д₀ и Д₁ добыто 343,122 млн. т воды

---

Смотрите также файлы

• наташенькины металлы КР1.doc

• Экономика 20-23.doc

• основные понятия и законы химии.doc

• Курсовик по РЗиА мой.doc

• расчетное задание готовое 2003 ред.doc