WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Залежи нефти в продуктивных толщах приурочены к тектоническим регионам в определенной закономерности. Так, в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) большинство значительных по размерам запасов залежей располагается в северной половине территории (северная часть Башкирского свода, Бирская седловина). В юго-западной части они также продуктивны, од­нако запасы их меньше. В терригенной толще девона наиболее значительные по запасам за­лежи приурочены к западной половине территории (южный склон Татарского свода, Благовещенская впадина). Залежи нефти и газа в рифовых массивах нижнеперм­ского возраста расположены цепочкой вдоль западного борта Бельской впадины.

На сегодняшний день в разработке находится более 160 месторождений. Практически все они эксплуати­руются уже долгое время. Большинство из них перешагнуло пик своей максимальной добычи и находится в поздней стадии разработки с высокой степенью обводнен­ности добываемой продукции. Средняя выработанность начальных извлекаемых запасов (НИЗ) месторождений составляет 83%, в том числе по крупнейшим — Арланскому, Туймазинскому и Шкаповскому — 91,9%. Пласты, выработанные более чем на 70%, обеспечивают 2/3 текущей добычи нефти. В них содер­жится 42% текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) нефти. Средняя обводненность добываемой продукции до­стигла 92%.

Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных коллекторах девона и карбона – 70% начальных геологических (НГЗ) и 82% начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

Изначально более сложная ситуация сложилась с разработкой карбонатных коллекторов. Доля текущей добычи нефти из карбонатных пластов составляет около 30% от суммарной добычи. При этом карбонатные пласты, выработанные более чем на 70%, обеспечивают 3/4 добычи нефти данного типа коллекторов. В них содер­жится 27% текущих извлекаемых запасов нефти (ТИЗ). Основная доля текущих извлекаемых запасов (50%) сосредоточена в объектах, находящихся в начальной стадии разработки с выработкой до 20%.

Количество разрабатываемых объектов республики Башкортостан и юга Пермского края составляет более 600 единиц, из них немногим более 50% в карбонатных коллекторах палеозоя.

В основном выработка разновозрастных продуктивных отложений палеозоя производиться достаточно равномерно. Исключение составляют лишь объекты нижнепермских и среднекаменноугольных карбонатных продуктивных комплексов. Разработка первых осуществляется с опережением, а вторых – с отставанием от общих темпов отбора по карбонатным коллекторам. Так, доля ТИЗ объектов разработки в карбонатных отложениях среднего карбона увеличилась почти в 1,5 раза по сравнению с НИЗ (с 22,5% до 31,5%).

С целью более глубокого анализа была проведена классификация объектов, приуроченных к карбонатным отложениям, с помощью ИНС. Кроме 306 объектов республики Башкортостан в исходные данные вошел 51 объект юга Пермского края.

В основу классификации положены следующие параметры: эффективная нефтенасыщенная толщина (hнн), коэффициент проницаемости (Кпр), вязкость () пластовой нефти. В результате классификации были выделены 3 сравнительно однородные группы объектов (см. табл. 1).

Таблица 1– Характеристика выделенных групп

Группа

стратиграфия

Кол-во объектов

hнн, м

Кпр, мкм2

, мПа*с

КИНпр

КИЗ, %

1

D2

6

1.5

0.027

4.8

0.176

67.6

D3

42

4.1

0.045

9.5

0.226

51.0

C1

83

3.5

0.035

10.4

0.217

44.8

C2

57

2.9

0.038

10.1

0.205

33.2

P1

13

22.0

0.048

6.2

0.215

73.5

Среднее по группе 1

232

5.0

0.038

9.7

0.214

41.6

2

D2

1

2.0

0.137

8.4

0.168

28.3

D3

1

15.3

0.263

12.0

0.240

87.9

C1

15

5.1

0.384

15.3

0.242

62.8

C2

15

1.7

0.324

13.0

0.236

30.5

P1

14

107.1

0.186

8.2

0.281

98.5

Среднее по группе 2

46

37.1

0.292

12.3

0.254

67.8

3

D2

3

2.4

0.002

23

0.140

15.4

D3

23

3.5

0.036

51.3

0.222

29.6

C1

33

4.5

0.042

39.8

0.175

56.2

C2

16

5.0

0.050

41.7

0.133

32.7

P1

3

11.1

0.026

26.0

0.160

7.5

Среднее по группе 3

79

4.6

0.040

42.2

0.160

45.7

Среднее по группам

357

9.1

0.072

17.2

0.251

52.4

Объекты первой группы характеризуются средними значениями нефтенасыщенных толщин, низкими значениями проницаемости и сравнительно низкими значениями вязкости. Проектные значения КИН по объектам данной группы ниже среднего значения для всех объектов, выработка запасов по группе так же несколько ниже. Относительно лучше выработаны запасы нижнепермских рифовых массивов (73,5%), наименьшей выработкой характеризуются запасы объектов среднего карбона (33,2%). В целом по группе выработка запасов происходит неравномерно. По критерию проницаемости запасы нефти подавляющего большинства объектов данной группы следует отнести к категории трудноизвлекаемых.

Объекты второй группы приурочены в основном к отложениям нижнего и среднего карбона. Эксплуатационные объекты различных стратиграфических подразделений характеризуются существенно неравномерной выработкой. Так, наиболее выработанными являются нижнепермские рифогенные массивы (98,5%), как и в первой группе. Существенное отличие наблюдается в значениях эффективных нефтенасыщенных толщин по объектам нижнего и среднего карбона, где она в среднем в 3 раза ниже, и выработка существенно ниже, не смотря на то, что значения проектного КИН по данным объектам очень близки. В целом, для объектов второй группы характерна относительно лучшая геолого-физическая и фильтрационная характеристика, свидетельствующая в пользу отнесения запасов объектов данной группы к активным.

Объекты третьей группы приурочены в основном к отложениям верхнего девона и нижнего и среднего карбона, характеризуются существенно худшей геолого-физической и фильтрационной характеристикой.

По группам выработка запасов происходит неравномерно. Так, доля ТИЗ объектов второй группы снизилась на 13 п.п. (или 32,5%) по сравнению с НИЗ, а доля ТИЗ объектов первой группы увеличилась на 12 п.п. (или 21,8%), что свидетельствует об отставании выработки последних.

Основная часть запасов нефти сосредоточена в объектах первой и второй групп – 95% НИЗ. Более 73% объектов мелкие, средние - 21,3%, крупные – 5,3%. Текущая добыча нефти обеспечивается в основном за счет средних по запасам объектов – более 55% добычи, при средней выработанности 50% от НИЗ.

На долю объектов первой группы приходится 67% ТИЗ. Геолого-физическая характеристика пластовых систем характеризуется средними значениями: средняя продуктивная толщина 5,0 м, средняя проницаемость 0,038 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 9,7 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,214 д.е., НИЗ выработаны более чем на 40%.

Несколько меньше (27%) составляют ТИЗ объектов второй группы. Геолого-физическая характеристика пластовых систем относительно лучше: средняя продуктивная толщина 37,1 м, средняя проницаемость 0,292 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 12,3 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,254 д.е. Выработка НИЗ в среднем по группе приблизилась к 68%. Оставшиеся 6% составляют ТИЗ объектов третьей группы, характеризующиеся худшими геолого-физическими параметрами пластовых систем: средняя продуктивная толщина 4,6 м, средняя проницаемость 0,040 мкм2, средняя вязкость пластовой нефти 42,2 мПа•с, средний по группе проектный КИН составляет 0,160 д.е. Выработка НИЗ в среднем по группе составляет 45,7%.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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