WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

В пачке DIIвх выделена одна залежь нефти - пластовая, литологически экранированная, со значительным количеством зон отсутствия коллектора. Залежь занимает центральную часть Туймазинской площади, вытягиваясь на северо-восток на 17,5 км, а вкрест простирания на 7,5 км. Высота залежи около 48 м. ВНК залежи по внешнему контуру наклонен на юго-восток. В ряде скважин пачка DIIвх залегает непосредственно на основной, образуя монолитный пласт толщиной до 40 м. Пласт DIIвх не выдержан по площади, коэффициент распространения равен 0,72. Эффективные толщины пласта изменяются от 0,6 до 11,8 м, при среднем значении 3,2 м. В 20 % скважин происходит слияние с пластом DIIосн. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,3 м. Коэффициенты расчленённости и распространения соответственно равны 2,2 и 0,75. Средняя пористость составляет 21,1%; проницаемость – 0,293 мкм2.

Основная пачка DIIосн сложена преимущественно песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Эффективные толщины пласта достигают 27,6 м. Наибольшим распространением отличаются пласты толщиной от 9 до 19 м (68,3 % случаев). Сравнительно малые толщины коллекторов (до 10,0 м) отмечаются в юго-западной части, что связано с замещением песчаников глинисто-алевролитовыми породами. В разрезе 396-и скважин песчаники разделяются на 2-3 и более прослоев, коэффициент расчлененности составляет 1,4. Нефтенасыщенная толщина пачки DIIосн в среднем составляет 9,9 м. Коэффициент расчленённости равен 3,1. Среднее значение пористости по керну составляет 22,4%; проницаемость 0,427 мкм2. По пласту DIIосн выделено 2 залежи нефти.

Залежи горизонтов DI и DII имеют единый ВНК. Скважинами выявлены зоны слияния горизонтов. Выше сказанное позволяет рассматривать их как единый гидродинамической резервуар. При разработке горизонта DII законтурные нагнетательные скважины оказались в центральной нефтяной зоне горизонта DI, которая на тот момент была законсервирована и не разрабатывалась. Из-за разницы пластовых давлений, по зонам слияний происходили межпластовые перетоки, и центр нефтяной зоны DI был обводнен. Последнее впервые было выявлено скважиной 717, пробуренной в 1952г.

Нефти, отобранные в пластовых и поверхностных условиях из всех продуктивных пластов терригенной толщи девона (ТТД), по параметрам практически не отличаются между собой и по принятой классификации относятся к категории легких и маловязких. Прослеживается тенденция увеличения всех параметров нефтей вниз по разрезу.

Нефти продуктивного горизонта DI наиболее легкие и менее вязкие (плотность разгазированной и вязкость сепарированной нефти равны соответственно 847 кг/м3 и 8,43 мПа·с). Нефти горизонта DII более тяжелые и вязкие (855 кг/м3 и 10,02 мПа·с соответственно) с более высоким давлением насыщения 9,39 МПа и газонасыщенностью 64,34 м3/т.

Минерализация вод по разрезу с увеличением глубины возрастает и составляет в среднем по терригенной толще девона 280 г/л, плотность 1193 кг/м3.

К основным особенностям геологического строения Туймазинского месторождения относятся: многообъектность и внутриобъектная многопластовость; уникальные размеры; различные типы и морфология залежей; режимы их работы; литологическая связанность пластов внутри терригенного девона (DI и DII) и внутри пачек пластов терригенного нижнего карбона (CVI.2 и CVI.3); наличие обширных водонефтяных зон. Пачки карбонатной толщи верхнего девона (Dфмс, Dзв) и нижнего карбона (СТ, Сал.к) характеризуются низкой проницаемостью, имеют высокую литолого-фациальную неоднородность и расчлененность, обладают нефтями повышенной вязкости. Запасы нефти в карбонатных пластах относятся к трудноизвлекаемым.

Вторая глава посвящена исследованию основных принципов разработки Туймазинского месторождения.

Трудами советских ученых и специалистов-практиков на Туймазинском месторождении создана научно обоснованная система разработки, где впервые в отечественной практике с самого начала разработки было внедрено законтурное заводнение. Совершенствование заводнения в дальнейшем было связано с переносом фронта нагнетания, внедрением приконтурного заводнения. Важный этап в совершенствовании разработки произошел в середине 50-х годов - выделение водонефтяной зоны горизонта DI для самостоятельной разработки. В период 1959-1966гг. реализовано внутриконтурное заводнение нефтяной зоны горизонта DI разрезающими рядами по зонам перетока между горизонтами DI и DII. Внутри выделенных блоков происходило дальнейшее разрезание на более мелкие участки разработки. В завершающей стадии система поддержания пластового давления (ППД) обрела очагово-избирательный и циклический характер заводнения. При разработке горизонтов DI и DII было выделено 18 блоков в первом и пять во втором горизонте. В проектирование и практику разработки Туймазинского месторождения внесли вклад следующие специалисты-нефтяники и ученые: С.И. Кувыкин, А.П. Крылов, В.Н. Щелкачев, Г.П. Ованесов, П.П. Галонский, М.М. Глоговский, А.Т. Шмарев, Ф.А. Требин, М.Ф. Мирчинк, Т.М. Золоев, И.Г. Пермяков, М.М. Саттаров, В.Р. Еникеев, В.А. Кобелева, М.И. Максимов, Н.К. Михайловский, Г.Л. Говорова, Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, Л.А. Пелевин, К.С. Баймухаметов, Ю.П. Кисляков, В.И. Кривошеев, Ю.А. Козлов, Ф.М. Якупов, В.Б. Сергеев и др.

Всего за истекший период разработки (1937–2006гг.) создан Проектным Бюро Московского Нефтяного Института (ПИБ МНИ), ВНИИнефть и УфНИИ, БашНИПИнефть 21 проектный документ, из них в 16-ти рассмотрены проектные решения по объектам терригенного девона (ТД). Основные решения при проектировании разработки выбирались так, чтобы обеспечить рациональный уровень добычи нефти и максимальную нефтеотдачу. Некоторые проектные решения не подтвердились и были изменены.

Диссертантом, методом сопоставления динамики основных технологических показателей разработки Туймазинского месторождения в зависимости от выработки запасов (от текущего КИН), установлено следующее:

1. На этапе до КИН=0,4 основные технологические показатели разработки имели благоприятную динамику: при максимальных темпах отбора нефти текущая обводненность возрастала умеренными темпами и в конце периода составила 50-70%. Суммарный водонефтяной фактор (ВНФ) не превышал 0,4. Добыча жидкости увеличивалась пропорционально росту фонда скважин. Фонд добывающих скважин приближался к максимуму и стабилизировался, а фонд нагнетательных скважин нарастал. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин плавно уменьшалось с 20:1 до 5:1. Максимальный темп отбора нефти технологически возможен до КИН 0,40.

2. После КИН=0,4:

- темпы отбора нефти резко падают из-за высоких темпов обводнения, несмотря на продолжающийся рост отбора жидкости, стабильный (до самого последнего этапа) фонд добывающих и нарастающий фонд нагнетательных скважин, резко растет ВНФ.

3. С достижением КИН 0,56 по DI и 0,48 по DII интенсивно снижается отбор жидкости, т.к. среди остановленных высокообводненных скважин преобладали самые продуктивные скважины. «Лавинообразное» снижение фонда добывающих и нагнетательных скважин и резкое уменьшение отбора жидкости на последнем этапе (в течение 11-15 лет) представляют собой незакономерное явление и связано с хозяйственной (экономической) неустойчивостью переходного периода. В этот период единственным положительным фактором явилось снижение текущей обводненности (с 98 до 95%).

Геолого-промысловый анализ показал, что разрезание залежей горизонтов DI и DII на блоки разработки себя оправдало. Первоначально запроектированная плотность сетки скважин 20 га/скв. себя также оправдала. В гидродинамическом отношении наиболее благоприятными для “подпитки” в процессе разработки от соседних блоков являются II, IV, VI, VII, IX, блоки горизонта DI и III, IV блоки горизонта DII. Соответственно, их текущая нефтеотдача 0,718-0,908 по DI и 0,595-0,615 по DII. По блокам DI - IV, VI, VII и I, II, III - DII пробурены сверхуплотняющие скважины и боковые стволы. По водонефтяным участкам текущий КИН имеет значения 0,151-0,417 по горизонту DI и 0,177 (V блок) по горизонту DII. Диссертантом выявлены четкие зависимости коэффициентов нефтеотдачи от плотности сетки скважин по блокам горизонтов DI и DII. Полученные зависимости весьма выражены и подтверждают вывод: при уплотнении сетки с 40 до 20 га/скв рост КИН достигает с 0,1 до 0,6-0,7. При дальнейшем уплотнении рост КИН не существенный – кривая имеет пологий характер с выходом на насыщение в области оптимальных значений плотности сетки скважин. Оптимальная плотность для терригенного девона составляет 18-20 га/скв.

По результатам бурения новых скважин подтверждена неравномерная выработка терригенных девонских пластов по разрезу и площади. В 69,3% случаев вскрыт полностью промытый разрез горизонтов DI и DII. Во вскрытом разрезе, состоящем из 3-12 водо- и нефтенасыщенных пропластков горизонтов DI и DII, адресная перфорация пропластков (мощностью 1-4,0м) с повышенной текущей нефтенасыщенностью эффективна независимо от их положения в вертикальном разрезе.

Приведенные результаты позволили диссертанту получить для терригенного девона статистическую зависимость начального дебита нефти от текущей нефтенасыщенной толщины для скважин, пробуренных на завершающей стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Указанная зависимость служит ориентиром для зарезки боковых стволов (БС).

Данными геофизических исследований и результатами опробования оценочных скважин, пробуренных на завершающей стадии, доказана неравномерная выработка запасов по разрезу в зонах форсированного отбора жидкости. На образцах керна (135 шт.) оценочных скважин (2065 и 2066) изучалось влияние отложений асфальто-смолистых веществ (АСВ) на проницаемость коллекторов пашийского и муллинского горизонтов. По основной массе исследованных образцов величина снижения проницаемости за счет отложений АСВ незначительна и составляет 0,1-6,9 % от значения абсолютной проницаемости. Анализ данных величин снижения проницаемости и величин остаточной нефтенасыщенности этих образцов показал, что снижение проницаемости за счет отложений АСВ на выработку запасов не повлияло.

В третьей главе выполнено исследование эффективности бурения боковых стволов (БС) на завершающей стадии разработки Туймазинского месторождения. Диссертантом произведен анализ по геолого-промысловым данным всех боковых зарезок. По терригенному девону боковые стволы классифицированы по группам и ранжированы по их эффективности. Первые БС здесь были пробурены полвека назад, но тогда они имели другую технологическую направленность – исправление технического состояния неудачного основного ствола.

Зарезка боковых стволов осуществляется на основные объекты разработки: горизонты DIV, DIII, DII, DI, Dфмс, СТ, CVI. По состоянию на 01.01.2006г пробурено 162 боковых ствола. Введено в эксплуатацию 144. Накопленная добыча нефти по всем БС составляет 652,8 тыс.т., жидкости 4149,1 тыс.т., накопленный ВНФ 5,4 т/т. По текущим результатам на один БС приходится 4,3 тыс.т. накопленной нефти.

В работе Н.Х. Габдрахманова показана эффективность бурения БС на Туймазинском нефтяном месторождении на турнейский ярус «поскольку другие методы заводнения не давали существенных результатов».

На пласт DIV пробурено 8 БС, добыто 167,3 тыс.т. нефти. Накопленный водонефтяной фактор 3,5 т/т. В среднем на 1 скважину с БС добыто 20,9 тыс.т. нефти, что свидетельствует о высокой эффективности бурения БС, которые вскрывали ранее не дренируемые запасы нефти. По остальным объектам эффективность БС ниже, чем по DIV.

Основным условием эффективной разработки залежей нефти является достоверность информации о характере заводнения и распределения текущих запасов нефти. Соответственно, от этого зависит геолого-гидродинамическое обоснование азимута (направления) проводки БС. Работами Ибрагимова И.Г., Хисамутдинова Н.И., Гильмановой Р.Х. др. указывается, что рентабельность врезки второго ствола определяется «правильностью выбора направления врезки, которое должно соответствовать направлению максимального возрастания нефтенасыщенности от ствола» на основе оценки выработки запасов нефти по результатам математического моделирования. Диссертантом уточнена методика оценки эффективности ФОЖ, зарезки БС, уплотнения сетки скважин и размещения боковых, горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью. Первоначально на стадии проектирования боковых стволов геологическое обоснование направления (азимута) на горизонты DI и DII было упрощенным. Геологический разрез продуктивного горизонта скважины, где намечается зарезка БС, сопоставлялся с разрезами окружающих скважин. Предпочтение отдавалось направлению к тем (2-3) скважинам, где разрез заметно изменяется. С гидродинамической точки зрения рассматривались накопленные и текущие показатели участка разработки. Наличие литологических зон слияния и замещения, обширные водонефтяные зоны залежей нефти терригенного девона в ряде случаев привели к образованию конусов воды и ускоренному обводнению продукции скважин. Обусловленная этим «рассеянность» остаточных запасов нефти существенно осложняет выбор участков для зарезки боковых стволов. Математическое моделирование и результаты анализа бурения более 2000 скважин и 100 боковых стволов на терригенный девон позволили автору выделить на карте остаточных запасов участки с повышенной нефтенасыщенностью и зоны со слабо дренируемыми запасами. При моделировании корректировались поля распределения проницаемости, скин-фактор на участках проведения гидроразрывов, использовались модифицированные относительные фазовые проницаемости на участках проведения форсированного отбора жидкости. По результатам моделирования осуществлен выбор азимута более 70 БС, бурения 90 новых скважин, рекомендован ввод 39 бездействующих и перевод 30 скважин на горизонты DI и DII. Эффективность применения уточненной методики подтверждена результатами бурения БС в 2006 году (скв.1719).

В следующем разделе изложены результаты изучения влияния ФОЖ на характер обводнения скважин и на нефтеотдачу.

Критерии выбора скважин для анализа ФОЖ следующие: дебит жидкости перед форсированием не менее 50т/сут., обводненность продукции не менее 50%, кратность увеличения дебита жидкости в процессе форсирования не менее 1,5; учтены скорости фильтрации, градиенты давления и остаточные запасы нефти на начало нагнетания и отбора. По приведенным критериям из нефтяного фонда горизонтов DI и DII выбрано 199 скважин.

При оценке эффективности форсирования использованы следующие параметры:

- Кж - кратность увеличения отбора жидкости:

, (1)

где qж ср – средний суточный дебит жидкости за период форсирования;

qж 0 – средний суточный дебит жидкости до форсирования

- Кн - кратность изменения среднего дебита нефти:

(2)

где qнср, qн0 –средние суточные дебиты нефти для тех же периодов.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»