Характеристика текущего состояния разработки по АНК "Башнефть"

/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

2.2 Краткий тектонический очерк

2.3 Характеристика нефти и газа

2.4 Запасы нефти и газа

3. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ПРИМЕНЯЕМОЙ НА АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Разработка Арланского месторождения

3.1.1 Разработка залежей ТТНК и динамика основных технологических показателей

3.1.2 Эффективность системы заводнения

3.2 Выработка запасов нефти

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПО АНК 'БАШНЕФТЬ' (ЗА 2008 ГОД)

5 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ

5.1 Оценка экономической эффективности химических методов борьбы при эмульсияобразовании

5.2 Расчет экономической эффективности проведения химической обработки

ВЫВОДЫ

РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

нефть газ тектонический месторождение заводнение

ВВЕДЕНИЕ

Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло малоизученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения. Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей, как самостоятельных объектов эксплуатации, не привела к заметным осложнениям.

При проектировании разработки на начальной стадии в связи с высокой вязкостью нефти основным был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, т.к. опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высокоэффективным способом разработки и позволило достичь почти 45% извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 15-20% запасов. В то же время были допущены и просчеты. Не оправдали себя законтурное заводнение и разрезание рядами нагнетательных скважин залежей во всех пластах. Явно недооценена роль избирательного заводнения, вследствие чего приходилось 'встраивать' очаги в существующий жесткий 'каркас' уже имеющегося линейного разрезания. В начальный период было недостаточно учтено наличие естественного активного водонапорного режима в VI пласте Арланской и Вятской площадей. Излишнее увлечение линейным разрезанием и запоздалый переход к массовой очаговой закачке воды привели к тому, что вплоть до заключительной стадии не сформировалась законченная самостоятельная система заводнения на промежуточные пласты.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии (рисунок 1.1)

Рисунок 1.1 - Схематическая карта расположения месторождений Башкортостана: / -- Арланское, 10 -- Манчаровское, 20 -- Шкаповское, 25 -- Туймазинское

Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части Республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая.

На части территории в коренном залегании обнажены пермские отложения, поймы рек выполнены аллювиальными отложениями.

Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры - более 100 км в длину и до 30 км в ширину (рисунок 1.2). Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменноугольного возраста.

Месторождение отличается рядом специфических особенностей.

1. Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки - ТТНК. В разрезе толщи выделяется до 8 пластов: C-I, C-II, C-III, C-IV₀, C-IV, C-V, C-VI, C-VI₀, основными из которых являются пласты C-II, C-III и C-VI. Кроме того, в разрезе самого мощного нижнего пласта C-VI на большей части площади выделяются до четырех прослоев, разделенных глинистыми породами.

Песчаники всех пластов неоднородны по площади, толщина их составляет до 24 м и более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты C-I, C-III, C-IV₀, C-IV, C-V, C-VI₀.

Выше тульских терригенных отложений в карбонатном алексинском горизонте на отдельных участках нефтеносны песчаники, залегающие в виде узких полос в руслах палеорек.

2. Нефть месторождения высоковязкая - от 20 до 30 мПа*с ( в пластовых условиях), с низким газосодержанием - до 18 м³/т.

3. Начальный гидродинамический режим продуктивных пластов - упругий, замкнутый. В то же время на северной части месторождения (пласт VI) пластовые воды активные.

Перечисленные особенности геологического строения и физико-химических свойств флюидов предопределили неординарность многих проектных решений при разработке месторождения.

Первоначально разработку основного объекта планировали с относительно редкой сеткой скважин (24 и 48 га/скв.), линейными рядами нагнетательных скважин, т.е. с применением внутриконтурного и законтурного модификаций заводнения. В продуктивной ТТНК первоначально были выделены два объекта разработки, отличающиеся составом пластов.

В процессе разбуривания и разработки месторождения выяснилось, что многие основные положения проектов оказались неверными. Например, линейная система заводнения оказалась низкоэффективной, поэтому ее пришлось изменить и дополнить очаговыми и нагнетательными скважинами. Постепенно основной упор был перенесен именно на избирательную систему заводнения. Было установлено, что при существующей сетке скважин и совместной разработке всех пластов выработка запасов из 'промежуточных' пластов (C-III, C-IV₀, C-IV, C-V и C-VI₀) идет неудовлетворительно, в результате было принято решение о возврате к двум объектам разработки в ТТНК.

Особенно серьезные изменения пришлось внести в сетку добывающих скважин, т.к. принятая в Генеральной схеме плотность (24 и 48 га/скв.) не обеспечивала запроектированного нефтеизвлечения. Сетку скважин пришлось уплотнить практически вдвое. Однако и эта плотность не решает полностью проблему выработки запасов из маломощных пластов, т.к. их эксплуатация совместно с мощными пластами C-II и C-VI не обеспечивает выработку запасов из всех пластов. В силу отставания выработки удельный вес запасов этих пластов возрастает, и если вначале он составлял около 20-30% от суммарных запасов месторождения, то в настоящее время - более 50% остаточных запасов.

При совместной эксплуатации всех пластов регулярной, упорядоченной системы разработки второстепенных пластов создать так и не удалось.

Своеобразие геологических и географических условий потребовало новых решений не только в технологии разработки, но и в технике и технологии разбуривания, обустройства, транспорте продукции и подготовке нефти и воды.

Так, в связи с низкими гипсометрическими высотами артинские воды, содержащие сероводород, при проходке бурением активно себя проявляли, что привело к отрицательным экологическим последствиям. Забалоченность многих участков сильно осложнила обустройство и разбуривание месторождения. В связи с подъемом уровня р.Белой от Нижнекамской ГЭС и подтоплением значительных площадей пришлось строить дорогостоящую систему ограждения скважин и территории месторождения в виде дамб и спецоснований.

Быстрый рост обводненности продукции вследствие высокой вязкости нефти обусловил отбор большой массы попутной воды. При этом резко возросли нагрузки на коммуникации и резервуарные парки, усилилась коррозия сооружений и т.д. Поскольку все скважины эксплуатируются механизированным способом, методов и способов исследования нет. Это сильно затрудняет регулирование разработки и своевременное отключение обводнившихся пластов.

Опыт разработки многопластовых объектов Арланского месторождения позволяет сделать еще два принципиально важных вывода.

Во-первых, процесс бурения скважин не заканчивается после реализации резервного (по проекту) фонда, а является непрерывным. В частности, для выработки запасов из плохо дренируемых пластов возникает необходимость бурения значительного фонда дополнительных скважин, направленных на формирование системы их разработки. Разумеется, на поздней стадии разработки бурение таких скважин связано с серьезными трудностями экономического порядка.

Во-вторых, разновременное обводнение пластов в многопластовых разрезах приводит к необходимости последовательного отключения полностью обводнившихся. При этом резко возрастает объем ремонтно-изоляционных работ. Если учесть необходимость капитального ремонта из-за физического износа эксплуатационных колонн, то несложно представить, насколько больше таких работ на Арланском месторождении, чем на однопластовых объектах. Особую сложность представляет изоляция высокопродуктивных пластов, залегающих в верхней части продуктивной толщи.

Практика разработки залежей высоковязкой нефти Арланского месторождения показывает, что проблема выработки запасов водонефтяных зон (ВНЗ) чрезвычайно сложна и практически не решена. Первоначально предполагаемое извлечение запасов этих зон вытеснением нефти законтурным заводнением себя не оправдало. Эту проблему еще предстоит решить.

Начиная с середины 70-х годов на месторождении широко применяли разбуривание многоскважинными кустами (до 20 скважин). Сложный профиль ствола скважины в определенной степени затрудняет эксплуатацию подземного оборудования (особенно УЭЦН). Был найден рациональный профиль ствола, позволяющий частично устранить эти трудности.

В настоящее время разработка месторождения характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции (более 93%). Попутно с нефтью извлекают огромную массу воды. Дебиты скважин постоянно наращивались. Однако эффективность форсирования отборов жидкости (ФОЖ) практически не изучена. Если в дальнейшем динамика отбора жидкости не изменится, то суммарный водонефтяной факот (ВНФ) может составить 8 - 12 м³/м³ и более. Эта проблема, очевидно, существует и на других месторождениях с высокой вязкостью нефти. Извлечение таких объемов жидкости создает большие трудности и существенно снижает эффективность разработки. Поэтому необходимо расширить исследования эффективности ФОЖ, чтобы, наконец, разобраться в целесообразных масштабах этого метода интенсификации разработки.

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м (скв.7000). Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Сводный геологический разрез месторождения

Нижний рифей

Кырпинская серия состоит из двух свит: прикамской и калтасинской. Прикамская свита подразделена на три подсвиты: норкинскую, ротковскую и минаевскую.

Норкинская подсвита представлена алевролитами, розовыми, серыми и аргиллитами темно-красно-бурыми с подчиненными прослоями песчанников, доломитов и мергелей. Толщина подсвиты (вскрытая) 272 м.

Ротковская подсвита - песчаники светло-розовые, кирпично-красные, полевошпатово-кварцевого состава, реже кварцевые с прослоями алевролитов. Толщина отложений подсвиты - 462 м.

Минаевская подсвита представлена пересливанием доломитов, мергелей, алевролитов, аргиллитов, реже песчаников. Все породы пестроокрашенные общей толщиной 277 м.

Толщина отложений прикамской свиты в скважине составляет более 1000 м.

Калтасинская свита разделена на саузовскую, арланскую и ашитскую подсвиты.

Саузовская подсвита - доломиты серые, светло-серые, розовато-серые, массивные, слоистые, органогенные, содержат примесь глинистого и алевролитового материала. Толщина - 813 м.

В арланской подсвите выделено три горизонта: нижний, средний и верхний.

Нижний горизонт представлен доломитами темно-серыми, тонкозернистыми, буровато-серыми алевролитами полевошпатово-кварцевого состава, толщиной 97 м.

Средний горизонт - переслаивание аркозовых светло-серых алевролитов полевошпатово-кварцевого состава, аргиллитов темно-серых и известняков серой и светло-серой окраски, плотных, глинистых. Толщина горизонта - 346 м.

Верхний горизонт сложен доломитами, серыми, тонко- и мелкозернистыми с прослоями темно-серых аргиллитов общей толщиной 97 м. Толщина пород арланской подсвиты составляет 540 м.

Ашитская подсвита представлена доломитами светло-серого цвета, средне- и крупнозернистыми. В нижней части подсвита прорвана габбро-диабазами. Толщина отложений подсвиты - 232 м.

Скважиной пройдено 2596 м нижнерифейских отложений.

Девонская система

Средний девон

Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт - карбонатно-терригенные породы - песчаники и алевролиты (аналог ДIV). Выше - глины, алевролиты и глинистые карбонаты. Толщина 6 - 11 м.

Муллинский горизонт. Пласт песчаников (пласт ДII) мелкозернистых и алевролитов толщиной 4 - 32 м. Выше аргиллиты темно-бурые и зеленовато-серые. Толщина горизонта - 23 - 47м.

Верхний девон

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт - песчаники мелкозернистые, алевролиты (пласт ДI), а также глинисто-алевролитовые породы в верхней части разреза. Толщина песчаников ДI - до 9 м, горизонта - 10 - 15 м.

Кыновский горизонт - аргиллиты зеленовато-и буровато-серые, тонкослоистые с прослоями глинистых известняков. Толщина горизонта - 29-35 м.

Саргаевский горизонт - известняки, зеленовато- и темно-серые, органогенные, глинистые толщиной 5-15 м.

Доманиковый горизонт - темноокрашенные известняки, битуминозные с прослоями сланцев. Толщина - 20-40 м.

Мендымский горизонт - известняки серые и темносерые, глинистые, участками окремнелые, с прослоями доломитов, толщиной 10-35 м.

Верхнефранский подъярус

Известняки серые и темно-серые, глинистые, местами доломитизированные. Верхняя граница - нечеткая.

Фаменский ярус

Известняки светло-серые, плотные, кристаллические, органогенные, с прослоями доломитов.

Общая толщина верхнефранских и фаменских карбонатов изменяется в пределах 270-450 м.

Каменноугольная система

Нижнекаменноугольная подсистема

Турнейский ярус

Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светло-серые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты - известняки свело-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус

Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5 - 5,0 м, иногда размыты.

Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно- и разносернистые, в разной степени углистые и глинистые.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт - песчаники (верхняя часть VI пласта), алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина - до 35 м.

Тульский горизонт - переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков, Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части (алексинский горизонт) - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Серпуховский надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные (бывший намюрский ярус). Толщина 95-125 м.

Средний карбон

Башкирский ярус

Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55м.

Московский ярус

Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, изветковистых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные, последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Верхний карбон

Представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло-и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 150-200 м.

Пермская система

Ассельский и сакмарский ярусы - известняки серые и буровато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 104-132 м.

Артинский ярус - залегает с размывом. Известняки и доломиты светло-серые, кристаллические с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 9-27 м.

Кунгурский ярус - сложен переслаиванием ангидритов, доломитов и иногда известняков. Толщина 100-200 м.

Уфимский ярус - толща известняково-песчаных глин-красноцветов, переслаивающихся с песчаниками коричневато-серыми. Толщина 110-250 м.

На размытой поверхности верхнепермских отложений залегают осадки третичной системы, представленные глинами, песчаниками толщиной 0-30м.

2.2 Краткий тектонический очерк

Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. Структурный план древних рифейских отложений практически не изучен, т.к. они вскрыты единичными скважинами. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Бурение глубоких скважин в северной части республики показывает, что в каждой из них вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

На терригенные отложения среднего и верхнего девона скважин пробурено больше, хотя и по более редкой, чем на ТТНК, сетке. По имеющимся данным по кровле этих отложений структурный план в корне отличается от структуры по поверхности терригенных отложений нижнего карбона. Достаточно четко установлено пологое погружение поверхности девонских терригенных отложений на север и северо-восток.

Резкая перестройка структурного плана происходит в фаменских и турнейских известняках. Выделяется серия валов, имеющих северо-западную ориентировку, параллельно границам Бирской седловины. К одному из этих валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (до 120 км), северное окончание которого находится в районе Вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 км. Образование крупной Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста.

В радаевско-бобриковское время на территории мегавала происходили интенсивные карстовые процессы, в результате которых образовались промоины различных размеров, зачастую очень глубоких (до 190 м), при этом размыта значительная часть турнейских известняков. Эти врезы впоследствии заполнены радаевско-бобриковскими терригенными отложениями.

По кровле ТТНК складка имеет ассиметричное строение - с более крутым (до 5%) юго-западным крылом и пологим (до 1%) северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.

На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и, как правило, не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируется.

2.3 Характеристика нефти и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях 0,869-0,904, в среднем - 0,881, разгазированной 0,882-0,907, в среднем - 0,892 г/см³. Давление насыщения (6,1-9,8), в среднем -7,8 МПа. Вязкость в пластовых условиях 14-49 мПа*с. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м³/т), в среднем - 16,5. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной 'тяжелой' нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая. Так, с глубины 1270 м исследование керна в скважине 20 показало следующие результаты: при пористости 26-27% и высокой нефтенасыщенности (до 100%) проницаемость составила всего 0,027-0,045 мкм².

Содержание смол, и особенно, асфальтенов в 'тяжелой' нефти значительно выше. Видимо, кроме высокой вязкости, арланская нефть обладает и реологическими свойствами.

Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. Плотность нефти составляет 0,881-0,915 г/см³, вязкость кинематическая до 94 сст, содержание серы - до 3, смол - до 16 и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые. Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан (таблица 2.1, таблица 2.2, таблица 2.3).

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005).

Изменение физико-химических свойств нефтей и газов по площади месторождения детально не изучены. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность.

Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.

Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту.

В процессе разработки при низких забойных давлениях происходит разгазирование нефти в пласте. В первую очередь выделяется азот, обладающий наибольшим парциальным давлением. После выделения азота газовый фактор сильно снижается (до 1 м³/т), состав нефтяного газа изменяется.

Таблица 2.1

Свойства пластовых нефтей ТТНК

Таблица 2.2

Компонентный состав нефтей ТТНК, %

Таблица 2.3

Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

2.4 Запасы нефти и газа

На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и их запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

Таблица 2.4

Подсчитанные и утвержденные запасы нефти ТТНК Арланского месторождения (1977)

Начальные запасы нефти Арланского месторождения по состоянию на 01.01.94г. представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5

Начальные запасы нефти площадей Арланского месторождения

(числящиеся на балансе) (млн.т.)

Таблица 2.6

Начальные запасы нефти площадей Арланского месторождения (%) по состоянию на 01.01.94г.

3. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ПРИМЕНЯЕМОЙ НА АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Разработка Арланского месторождения

3.1.1 Разработка залежей ТТНК и динамика основных технологических показателей

Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Разработка залежей ТТНК Арланской площади характеризуется несколькими особенностями (рисунок 3.1)

Рисунок 3.1- Динамика показателей разработки Арланской площади: Q_H -- добыча нефти млн.т; Q_Ж -- отбор жидкости (в пл.условиях), млн.м'; Qзак -- закачка воды, млн.м3; п_д -- I фонд действующих (на конец года) добывающих скважин; п_н -- фонд действующих (на конец года) нагнетательных скважин

1. Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 г. 5332,9 тыс.т. Начиная с 1971-го добыча постоянно снижается и в 1993-м составила 39% от максимальной. В отличие от девонских залежей маловязких нефтей (Туймазинское, Шкаповское и др.), на которых падение уровня добычи достигало 27% за год, темп падения добычи на Арланском существенно меньший и составил в первый год снижения (1971) всего 1,2%. Подобная картина наблюдалась и по остальным площадям месторождения.

2. Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 г. (1484 ед.). К этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,?% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до 1987 г. и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно. Так, в 1968-1989, т.е. в течение более чем 20 лет, это соотношение колебалось в пределах 4,5-5,0 и лишь в последние годы увеличилось до 7,2. Постоянство этого параметра во времени, объясняется двумя причинами. Во-первых, одновременно с увеличением числа добывающих скважин пропорционально увеличивалось и число нагнетательных. Во-вторых, такое соотношение в значительной степени поддерживалось целенаправленно, т.к. было принято наиболее эффективным соотношение3-4. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих (ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.). Скважины этих категорий составляли в 1992 г. 406 ед., за 5 последующих лет их число возросло более чем вдвое. Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Темпы вывода скважин из эксплуатации, по всей видимости, будут нарастать, т.к. осталось отобрать всего 6,5 НИЗ, а обводненность продукции в целом по площади составила 95%.

3. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 г. (51,4 млн.м³ в пластовых условиях). В1993-1996 гг. наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м³, т.е. на 7,4%. Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора жидкости происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно. Отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

4. Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добыче нефти и составили в 1992 г. 1,5% от НИЗ. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловяскими нефтями. Так, по Туймазинскому месторождению отбор в максимуме достигал 4,6% от НИЗ, по другим месторождениям он был еще выше, хотя плотность сетки скважин Арланской площади и Туймазинского месторождения сопоставимы.

5. Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществлялась с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в VI пласте. В то же время активность напора, видимо, была недостаточной для поддержания нарастающих объемов отбора жидкости. Этим фактором, на наш взгляд, можно объяснить увеличение приемистости нагнетательных скважин при практически постоянном соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Так, приемистость от 198 (1976) выросла до 479 м³/сутки (1989). За этот период времени дебит жидкости в среднем вырос от 46,7 до 96,7 м³/сутки, т.е. в 2,07 раза при росте приемистости в 2,4. Предположение, что разница отражает увеличение отбора жидкости из VI пласта, подтверждается опережающей выработкой его запасов.

6. Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей позволяет сделать следующие выводы.

6.1. Максимальный уровень добычи нефти (по проекту 1958) - 7628 тыс.т в 1964 г. не был достигнут ни по уровню, ни во времени.

Фактическая наибольшая добыча нефти - 5332,9 тыс.т, т.е. на 30% меньше проектной, была достигнута в 1970 г. (на 6 лет позже). Такое расхождение объясняется тем, что в проекте 1958 г. были приняты завышенные запасы.

Таблица 3.1(часть 1)

Показатели разработки ТТНК Арланской площади

Таблица 3.1(часть2)

6.2. Суммарная добыча нефти не может быть показательной, т.к. в каждом проектном документе вносились коррективы.

6.3. Отборы жидкости в максимуме во всех пластах значительно превышали запроектированные. Так, даже в год (1986) составления последнего проекта фактический отбор жидкости отличался от проектного на 8% (49,8 при проектном 46,0 млн.т). В дальнейшем этот разрыв все более увеличивался. В 1990 г. при проектной величине 47,1 млн.т было отобрано более 57,0 млн.т или на 21% больше.

6.4. Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 г. обводненность в 1964-м должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 г. в 1990-м планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

6.5. Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с 1969 г., превышал проетный. В 1965 г. вместо предусмотренных 461 скважины работало 615. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. Так, в 1990 г. он был меньше на 2,5%.

6.6. Дебит жидкости скважин до 1968 г. был ниже, после - выше проектного. Иногда эта разница была весьма существенной. Например. В 1962 г. фактический дебит составлял едва 60% от проектного. В последующие годы (после 1986) дебит жидкости был выше проекта на 15-20%.

6.7. Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.

7. Начиная с 1990 г. на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - на 3,0, дебита жидкости - на 4,1, фонда нагнетательных скважин - на 28,4, закачки воды - на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. осталось добыть всего 6,5% (1996) извлекаемых запасов. Анализ фактического состояния разработки свидетельствует о том, что проектная величина КИН явно занижена и даже без применения растворов ПАА будет выше.

Очевидно, что сокращение фонда скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы их снижения прогнозировать невозможно по ряду причин: во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции; во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов; в-третьих. Совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ; в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика доразработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные не с технологическими а с конъюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям.

Динамика технологических показателей разработки Арланского месторождения

Отдельные площади месторождения вводились неодновременно. Если Арланская, Николо-Березовская и Новохазинская площади вводились в 1958-1961 гг., т.е. с небольшим разрывом во времени, то Вятская - введена в 1973-м. Разбуривание площадей велось с различной интенсивностью. Некоторые различия были в темпах освоения системы заводнения. Вследствие этих причин суммарные по месторождению технологические показатели искажаются и не всегда правильно отражают процесс разработки.

На рисунке 3.2 и 3.3 приведена динамика показателей фонда скважин и добыча нефти как по всем четырем, так и по трем площадям, за исключением Вятской. Из этих данных видно, что максимальный фонд эксплуатационных скважин как по всем, так и по трем площадям во времени не совпадает, однако общее число скважин по трем площадям почти на тысячу меньше.

Существенная разница отмечается и по уровню добычи нефти. Поэтому при анализе динамики технологических показателей необходимо иметь ввиду разновременность ввода площадей в разработку.

Таблица 3.2(часть 1)

Показатели разработки ТТНК Арланского месторождения

Таблица 3.2(часть2)

Рисунок 3.4 - Динамика показателей разработки Арланского месторождения.

Неравномерность выработки запасов нефти из пластов в многопластовых разрезах отражается и на обводнении добываемой продукции. По ряду месторождений севера Башкортостана была проанализирована эта динамика. Месторождения отличались как числом эксплуатируемых совместно пластов, так и распределением запасов между ними (таблице 3.4).

Таблица 3.4

Распределение запасов в пластах ТТНК месторождений северного Башкортостана

Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:

1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.

2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.

3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.

4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.

5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.

6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.

3.1.2 Эффективность системы заводнения

Под эффективностью заводнения обычно подразумевается величина прироста нефтеизвлечения по сравнению с нефтеотдачей при разработке на естественном режиме.

Нефтеизвлечение зависит от многих факторов: геолого-физических свойств коллекторов и флюидов, размеров залежей и их геологического строения, применяемой системы разработки и, прежде всего, заводнения. В свою очередь, степень влияния на нефтеизвлечение каждого из перечисленных факторов зависит от целого ряда причин. Например, коэффициент вытеснения нефти в зависимости от вязкости и структурных свойств нефти и газа будет различным в одном и том же типе коллекторов.

Рассмотрим лишь одну составляющую системы разработки - систему заводнения пластов.

Песчаники ТТНК Арланского месторождения характеризуются широким разнообразием пористости, проницаемости, толщины и высокой неоднородностью этих параметров. В то же время, в целом они могут быть оценены как высокопористые и высокопроницаемые коллекторы. Так, по сравнению с песчаниками девонских месторождений Башкортостана средняя пористость коллекторов ТТНК выше на несколько пунктов, а проницаемость (в среднем) - в 2 раза.

Толщины пластов девона и ТТНК также сопоставимы. Следовательно, с точки зрения фильтрационной характеристики условия применения заводнения приемлемые .

Сильное различие между этими продуктивными объектами имеется в физико-химических свойствах нефтей. Если вязкость нефти 4,5 мПа*с, то вязкость нефти Арланского месторождения составляет 20-30 мПа*с. Отличаются нефти и газонасыщенностью (60-100 и 17 м³/т соответственно).

По некоторым данным, нефть ТТНК Арланского месторождения обладает реологическими свойствами. Повышенная вязкость и низкая газонасыщенность предопределяют меньшую эффективность заводнения и практически исключают возможность разработки на режиме истощения. По оценкам некоторых специалистов, нефтеотдача пластов на режиме растворенного газа составила бы всего 11-12% НБЗ.

При проектировании разработки было ясно, что заводнение продуктивных пластов будет менее эффективным, чем девонских объектов. В то же время других методов разработки в арсенале проектировщиков не было.

Высказывались мнения о наличии окисленных зон на контакте нефти с водой. Исследования на начальном этапе разработки показали, что таких зон нет., хотя возможное их образование на отдельных участках не отвергалось. Позднее исследованиями В.М.Березина было доказано, что зоны окисленной нефти имеются, хотя, видимо, не повсеместно. В.М.Березин выделил три вида насыщенности продуктивных пород нефтью: без окисленной нефти, с ее включениями и полностью заполненные ею. В работе отмечается, что 'зоны окисленной нефти, встречающиеся в продуктивных пластах, особенно вблизи их ВНК, могут препятствовать нормальному процессу заводнения'. Там, где присутствует окисленная нефть, остаточная нефтенасыщенность больше. По результатам исследования шлифов отмечалось также наличие в порах битума.

Обычно величина коэффициента вытеснения увязывается с проницаемостью коллекторов. Однако исследованиями В.Г.Пантелеева и др. установлено, что этот параметр не является постоянным.

Экспериментально на образцах керна было показано, что увеличение скорости фильтрации повышает конечные значения коэффициентов вытеснения нефти. Так, при различных скоростях движения жидкости в поровом пространстве модели значения КИН составили (скорость, м/год - КИН): 32,6 - 0,567; 84,4 - 0,632; 122,8 - 0,701; 142,8 - 0,700; 238,8 - 0,720.

На этой же модели опыты показали, что использование сточной воды повышает нефтеизвлечение на 13,3% по отношению к начальной нефтенасыщенности. Однако такое увеличение скорости фильтрации сопровождается ростом расхода воды и существенно (в 2,5 раза) снижает темп отмыва нефти.

На основании полученных результатов авторы рекомендуют:

1. В песчаниках проницаемостью 0,13 - 0,86 мкм² вести заводнение со скоростью движения 120-150 м/год, на градиентах давления 0,05 - 0,06 МПа/м (в интервале проницаемости 0,72 - 0,86 мкм²) и 0,15 - 0,17 МПа/м (для песчаников с проницаемостью 0,13 - 0,15 мкм²).

2. Заводнение песчаников со скоростью в 1,5 - 3,5 раза меньше оптимальной может привести к потерям в добыче нефти на 5-13%. Заводнение со скоростью движения воды в 1,5-2 раза превышающей оптимальную, на начальной стадии разработки не дает положительных результатов.

Следующим фактором, влияющим на эффективность заводнения, является зональная неоднородность пластов-песчаников. Как отмечалось выше, различные пласты ТТНК распространены на площади месторождения не повсеместно. Коэффициент распространения песчаников варьирует в пределах от 0,1 до 0,95. В результате этого, в разрезах скважин вскрывается от 1 до 8 пластов в самых различных сочетаниях.

За счет отсутствия нефтенасыщения в пласте VI число пластов на этой площади меньше, чем на остальных. Но даже при этом от 30 до 70% скважин имеют в разрезе более 2-х пластов. В среднем по площадям месторождения вскрыто около 3,5 пластов в каждой скважине.

Эффективность линейного заводнения на Арланском участке имеет следующие недостатки:

- отмечается опережающее движение нагнетаемой воды к добывающим скважинам, несмотря на значительное удаление первого ряда добывающих скважин от нагнетательных. В то же время опережающего продвижения воды по линии разрезания не происходит;

- предусмотренное проектами расположение первого ряда добывающих скважин от нагнетательных на расстоянии 800 м себя не оправдало и ширина полосы должна быть сокращена до 400 м;

- промежуточные пласты практически закачкой не захвачены;

- в зонах развития песчаников большой толщины воздействием закачки воды охвачены только два ближайших ряда добывающих скважин.

Более эффективно очаговое заводнение.

При проектировании разработки считалось, что приемистость пластов в разрезе скважины будет пропорциональной ее гидропроводности (т.е. толщине и проницаемости). Однако на Арланском месторождении было доказано, что, несмотря на единую, казалось, систему разработки, фактически гидродинамические режимы пластов отличаются.

В зависимости от многих факторов в каждом пласте может быть собственное, отличное от выше- и нижележащих, пластовое давление. На наш взгляд, причина такого различия заключается в следующем. В связи с тем, что на начальном этапе разработки закачка воды не производится, пластовое давление во всех пластах объекта снижается. После начала нагнетания основной объем воды поступает в мощные пласты. Поскольку при одном и том же расстоянии между скважинами потери в них меньше, то пластовое давление повышается быстрее. В маломощных пластах, ввиду больших перепадов в области, прилегающей к нагнетательной скважине, скорость восстановления давления гораздо ниже, поэтому происходит быстрое затухание приемистости в них. В дальнейшем начинает сказываться фактор возрастания забойных давлений, который в эксплуатационных скважинах с худшими пластами иногда может даже превышать пластовое. Со снижением перепада все большее влияние начинают оказывать реологические свойства нефти. Этот процесс постепенно приводит к полному отключению худших пластов, что и отмечается повсюду.

В таблице 3.5 приведены данные, характеризующие работу отдельных пластов в разрезах нагнетательных скважин (по Т.М.Столбовой). Доля работающих пластов нагнетательных скважин в отдельных случаях составляет всего 15%, толщина не принимающих воду пластов, как правило, менее 2 м. Аналогичный анализ выполнен по более чем 1000 нагнетательных скважин Арланского месторождения.

Вероятность освоения пластов зависит как от их толщины, так и их числа в разрезе. Чем больше толщина пластов и чем меньше их в разрезе, тем больше вероятность их освоения под закачку воды. Это положение известно и подтверждено практикой разработки на многих месторождениях.

В результате проведенных исследований были сделаны следующие выводы:

1. В зависимости от числа пластов в объекте (разрезе) доля работающих пластов при одной и той же толщине пласта различна. С увеличением числа пластов доля работающих при одной и той же толщине уменьшается.

2. Особенно заметно уменьшается вероятность освоения маломощных пластов. Например, при толщине пласта 2 м наличие приемистости при 2-х пластах пластах отмечается в 65%, при 3-х - в 55, при 4-х - в 45, при 5-ти - в 35 и6-ти - в 30% пластов.

Таким образом, анализ фактических материалов показывает, что вероятность освоения пластов определяется не только их толщиной, но и числом, т.е.расчлененностью разрезов. Чем больше пластов объединяется в одном объекте, тем ниже вероятность освоения всех и, особенно, маломощных пластов.

Также был выполнен анализ с целью выяснения возможного влияния расчлененности разрезов в нагнетательных скважинах па величину приемистости пластов. Результаты анализа приведены в таблице 3.6. Как следует из результатов анализа, приемистость одинаковых по толщине пластов в нагнетательных скважинах зависит от числа пластов в разрезе. При этом наибольшие потери характерны для пластов небольшой толщины. Их приемистость в многопластовых разрезах падает в 4 раза. Однако и в пластах достаточно большой толщины теряется почти половина закачки воды, чем при их раздельной эксплуатации.

Таблица 3.5

Характеристика работы нагнетательных скважин

Таблица 3.6

Приемистость пластов в нагнетательных скважинах

В целом, без учета толщины пласта, а лишь с учетом их числа в разрезе объем закачки воды (относительно раздельно эксплуатируемого пласта) составляет: для 2-х пластов - 0,71, для 3-х - 0,57 и для 4-х - 0,42. С учетом распределения фонда нагнетательных скважин по числу пластов возможные потери при раздельной закачке объемов нагнетания воды составляют около 29%. Кроме того, недобор объемов закачки из-за отсутствия приемистости в целом по месторождению составил 22%. Таким образом, эффективность системы заводнения Арланского месторождения могла быть в 1,5 раза выше, если бы закачку вели раздельно по каждому пласту.

Совместная закачка воды на величину охвата пластов заводнением по толщине не влияет. Отмечается снижение этого коэффициента с увеличением толщины пласта. По всей видимости, этот факт объясняется тем, что при исследованиях расходомером фиксируется распределение объемов не по интервалу пласта, а по интервалу перфорации, т.е. реальную приемистость по пласту не отражает.

Расчлененность разрезов снижает производительность добывающих скважин. Фактически средние дебиты составляют (в долях от расчетных) при 2-х пластах - 0,70, 3-х - 0,58, 4-х - 0,51 и при 5-ти - 0,42. В целом по месторождению добыча составляет 0,74 от возможной при раздельной эксплуатации пластов.

Сопоставим две цифры: потери в закачке воды составляют 29%, потери в добыче жидкости - 26%. Как видно из этого сравнения, величины их вполне удовлетворительно совпадают и находятся в пределах точности использования методики.

Установлено широкое распространение трещиноватости в основных пластах Новохазинской площади. Предпринимались попытки регулирования профилей приемистости в пластах большей толщины закачкой водных суспензий окиси кальция. Несмотря на полученные в отдельных скважинах положительные результаты, этот метод широкого применения не нашел.

По ряду очагов эффективность оценивали в основном по дополнительной добыче нефти. Так, по Арланской площади в результате очаговой закачки добыча жидкости возросла в 1,5 - 2,6 раза, нефти - в 1,3 - 2,3 раза.

Из анализа зависимости охвата пластов заводнением от давления нагнетания сделан вывод о росте охвата пластов по толщине с ростом давления нагнетания. Утверждается также, что с ростом давления нагнетания увеличивается и удельная приемистость пластов (на 1 м толщины). Причиной такого явления - образование трещин за счет гидроразрыва и раскрытия естественных трещин.

Также сделан вывод, что увеличение давления нагнетания не приводит к ухудшению процесса вытеснения.

Эффективность заводнения определяется большой совокупностью различных факторов.

Одним из важных показателей системы заводнения является жесткость ее системы. Под этим термином нами понимается нагрузка, т.е. число добывающих скважин на 1 нагнетательную. Чем меньше добывающих скважин приходится на 1 нагнетательную, тем сложнее регулирование разработки.

При внутриконтурном заводнении весь закачиваемый объем воды в нагнетательную скважину реализуется отбором жидкости в окружающих добывающих скважинах. При увеличении отборов должна увеличиваться закачка воды. При неполной реализации (остановка скважины, уменьшение отборов) автоматически должна уменьшаться и приемистость нагнетательной скважины.

На площадях Арланского месторождения с самого начала разработки применены жесткие системы заводнения. Уже при отборе менее 10% НИЗ на каждую нагнетательную скважину приходилось 5 и менее добывающих. Только на Вятской площади это соотношение несколько больше и равно 7.

Эффективность системы заводнения выражается величиной соотношения приемистости и дебита. По площадям Арланского месторождения вся закачиваемая вода либо реализуется полностью, либо отток имеет гораздо меньшие масштабы, чем на девонских объектах.

При достижении соотношения чисел добывающих скважин к нагнетательным - 4-5, система становится настолько жесткой, что исключаются любые возможности регулирования разработки. Меньшая изменчивость приемистости с уплотнением сетки и ужесточением системы заводнения может свидетельствовать о наличии реологических свойств нефтей, либо о допустимости более плотной сетки в объектах ТТНК.

Учитывая чрезвычайную сложность геологического строения объекта разработки (зональная неоднородность, расчлененность разреза), а также высокую вязкость и низкую газонасыщенность, в целом можно констатировать высокую эффективность разработки Арланского месторождения и в том числе - заводнения пластов.

Достаточно отметить, что достижение конечного нефтеизвлечения на уровне 43-45% начальных балансовых запасов - это исключительно высокий результат, поскольку нефтеотдача на режиме растворенного газа не превысила бы 12%, а за счет заводнения пластов будет извлечено еще 31 - 33% НБЗ.

Система заводнения пластов ТТНК имеет следующие достоинства и недостатки:

1. Заводнение пластов ТТНК в целом оказалось высокоэффективным средством увеличения нефтеизвлечения и интенсификации разработки месторождения.

2. Объединение всех пластов в едином объекте резко снижает эффективность заводнения в связи с низким охватом заводнением всех пластов. Особенно низкая эффективность охвата в маломощных пластах промежуточной пачки.

3. Запроектированное и реализованное на начальном этапе разработки заводнение по линейным разрезающим рядам в чистом виде себя не оправдало. На подобных Арланскому месторождению с резко выраженной зональной неоднородностью и расчлененностью разреза более эффективным оказалось очаговое заводнение, которое позволяет гибко учитывать геологическое строение отдельных сколько угодно малых по размерам участков. Разрезание более или менее эффективно лишь на отдельных участках основных пластов.

4. Законтурное заводнение в условиях Арланского месторождения явно неэффективно.

5. Подключение к одному насосу на БКНС (КНС) скважин с различной приемистостью не позволяет обеспечить устойчивую закачку в скважины с низкой приемистостью. По всей видимости необходимо дополнить эту систему индивидуальными автоматизированными насосами, рассчитанными на высокое (до 20,0 МПа) давление и низкую производительность (до 100 м³/сутки), устанавливаемыми непосредственно у нагнетательной скважины. При этом требуется технология особо тщательной очистки воды, или же изыскание других агентов.

3.1 Выработка запасов нефти

Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов нефти отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей:

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов (до 9);

- резкой зональной неоднородностью. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15% площади месторождения;

- высокой вязкостью нефти в пластовых условиях;

- низкой газонасыщенностью нефти;

- наличием больших по площади водонефтяных зон в основных пластах, особенно в пласте VI;

- упруго-замкнутым начальным гидродинамическим режимом в большинстве пластов и чрезвычайно слабой активностью контурных вод (за исключением пласта VI на севере месторождения).

Результаты анализа выработки запасов по пластам и площадям месторождения по состоянию на 01,01,90 представлены в таблице 6. Как следует из сравнения, прирост нефтеотдачи за 5 лет составил 5%. Однако по участкам величина этого прироста различается в два и более раз, что отражает разную интенсивность разработки участков. Наиболее высокими темпами извлекаются запасы Вятской площади. На месторождении проводились различные виды исследований в скважинах по оценке выработки запасов и обводнения пластов. Наиболее информативными являются геофизические методы исследования во вновь пробуренных скважинах. Стандартные методы ГИС позволяют однозначно оценить характер насыщенности пластов и в отдельных случаях дать количественную оценку нефтеизвлечения. Следует отметить специфические особенности результатов электрокаротажа в отдельных скважинах, в которых, несмотря на полное обводнение, сопротивление пластов оказалось высоким. В условиях сильно расчлененного разреза ТТНК основной проблемой является оценка нефтенасыщенности каждого пласта с целью определения обводненности продукции и величины притока. Весьма перспективным, на наш взгляд, является применение мноциклового пластоиспытателя, разработанного во ВНИИнефтепромгеофизики В.И.Портновым. Эти исследования позволяют получить прямые инструментально замеренные данные о дебитах, обводненности и пластовом давлении. Он позволяет определить и отключить полностью обводненные пласты. К сожалению, применяется этот пластоиспытатель весьма редко.

Таблица 3.8

Текущая нефтеотдача эксплуатационных участков

Потери нефти и газа при разработке месторождений происходят в основном:

- в тупиковых зонах, линзах и полулинзах;

- в краевых частях ВНЗ при малой нефтенасыщенной толщине;

- в зонах между первым (от контура) рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности (если он неподвижен);

- на участках резкого увеличения толщины продуктивного пласта (если он анизотропен);

- в зонах стягивания контуров и разрезающих рядах;

- в застойных зонах;

- в заводненном объеме (в прослоях меньшей проницаемости);

- в поровом пространстве (пленочная нефть);

- в пластах, неохваченных разработкой;

- в пластах с меньшими темпами извлечения запасов.

Чрезвычайно важной проблемой на Арланском месторождении является задача выработки запасов из промежуточных маломощных и низкопроницаемых пластов. Балансовые запасы пластов составляют 20-30% от НБЗ толщи. Как правило, значительная часть либо не охвачена разработкой, либо вырабатывается с заметно меньшими темпами. Очевидно со временем запасы таких пластов окажутся основными. В то же время технология из разработки отсутствует. Судя по имеющемуся опыту, потребуются более плотная сетка, повышение давления нагнетания до 20,0-25,0 Мпа и возможно изыскание новых агентов, либо особой технологии водоподготовки.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

1. На начальном этапе проектирования нефтеизвлечение либо принимали по аналогии, либо рассчитывали весьма ориентировочно. Начиная с 1962 г. Стало ясно, что принятая и утвержденная нефтеотдача была явно завышенной и нереальной. Однако до 1977-го величина КИН не изменялась.

2. Утвержденная в 1977 г. Величина КИН сохраняется неизмененной до настоящего времени, хотя в многочисленных проектах и анализах она принималась отличной от утвержденной. В последнем проекте разработки 1986-го КИН также отличается от утвержденного по всем площадям.

3. Выработка запасов по площадям, участкам, пластам и отдельным залежам сильно различается. Наиболее низкие значения КИН отмечаются в промежуточных пластах ТТНК. По основным пластам прогнозные величины КИН также сильно различаются. Однако в целом ожидается достижение достаточно высокой нефтеотдачи.

4. Из заводненного объема извлекается нефти до 60% от НБЗ и даже выше. Наихудшие условия нефтеизвлечения - в ВНЗ, где ожидается извлечение 10-20% НБЗ.

5. В целом, учитывая сложнейшее геологическое строение объекта и высокую вязкость нефти, ожидается высокая выработка запасов нефти.

4. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПО АНК 'БАШНЕФТЬ' ЗА 2008 ГОД

Состояние фонда скважин

Пробуренный фонд по 'Арланнефть' на конец отчетного года составил 4832 скважины, относительно предыдущего года увеличился на 15 единиц. Распределение и изменения, в сопоставлении с предыдущим годом, приводятся ниже в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Состояние фонда скважин

Состояние разработки и выработки запасов.

В отчетном году из всех объектов разработки 'Арланнефть' добыто 1851,2 тыс. тонн нефти и отобрано 31889,6 тыс. тонн жидкости.

По сравнению с предыдущим годом добыча нефти выросла на 10,7 тыс. тонн (+0,6%), отборы жидкости снизились на 2096,0 тыс. тонн (-6,2%). Рост добычи нефти обусловлен увеличением действующего фонда добывающих скважин на 114. Снижение жидкости связано с остановкой 25 высокообводненных нерентабельных скважин, за счет МУН.

В декабре отчетного года суточная добыча нефти составила 5024,5 т/сут, по сравнению с декабрем месяцем 2005 года выросла на 89,1 т/сут (+1,8%). Суточный отбор жидкости в декабре отчетного года составил 85098,7 т /сут, относительно предыдущего периода 2003 года суточный отбор жидкости снизился на 3876,3 т /сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2006 г. составил по нефти - 2,2 т/сут и по жидкости - 34,1 т/сут. В 2005 году эти показатели составляли соответственно 2,1 и 38,2 т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Распределение добычи

В таблице 1-р приведены сведения о выработке запасов по каждому объекту разработки и в целом по 'Арланнефть'. Из всех объектов добыто 215205,6 тыс. тн нефти или 35,5% от начальных балансовых и 86,0% от начальных извлекаемых запасов, при этом по терригенным отложениям основного объекта разработки отобрано 38,9% и 88,4% соответственно. По песчаникам нижнего карбона Арланской площади, характеризующимся поздней стадией разработки и дающим 46,3% всей добычи по 'Арланнефть', добыто от начальных балансовых - 45,9% и от начальных извлекаемых запасов - 95,5%. Годовой темп отбора по 'Арланнефть' от начальных извлекаемых запасов составил - 0,7%, а от остаточных извлекаемых запасов - 5,0%.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В целом по 'Арланнефть', а также по всем площадям и объектам разработки, фактические показатели превышают или близки к проектным. В целом по 'Арланнефть' добыто 1851,2 т.тн нефти, что выше проекта на 226,6 тыс. тонн, это связано с превышением действующего фонда скважин над проектным на 233 единицы.

Фактическая обводненность (в весовых единицах) за отчетный год составила 94,2%, что на 1,5% ниже проектной. Добыча воды ниже проектной на 6494,6 тыс. тн, закачка воды ниже на 2476,8 т. мЗ, это связано с выполнением мероприятий по ограничению попутно - добываемой воды.

Геолого-технические мероприятия

За отчетный год выполнено 1348 геолого-технических мероприятий с дополнительной добычей нефти 194,1 тыс. тн, что на 5,9 тыс. тн выше прошлого года. Удельная эффективность одного мероприятия составила 144 тн.

Основной прирост дополнительной нефти получен за счет оптимизации давлений - 52,2 т. тн, увеличения параметров СКН -38,2 т. тн и за счет ввода скважин из бездействия - 37,8 т. тн.

В 2008 году продолжались работы, связанные с охраной недр и окружающей среды. Всего было ликвидировано 23 скважины. Ремонтно-изоляционные работы выполнены в 77 скважинах.

Состояние гидродинамических и промысловых исследований

Гидродинамические исследования выполняются силами исследовательских звеньев, объединенных в бригаду, в ЦНИПРе и звеном при цехе ППД, а также силами Арланского управления геофизических работ.

Для контроля герметичности колонн нагнетательного фонда скважин выполнено 869 исследований, в т. ч. по видам :

1.Исследование высокочувствительным термометром (ВТ)- 40 исследований в 39 скважинах.

Комплекс РГД+ВТ - 130 исследований в 122 скважинах, в т. ч. 69 исследований прибором ГЕО на проволоке.

Опрессовка колонн - 175 исследований в 163 скважинах.

4. Снятие КВД - 524 исследования в 407 скважинах.

Новые методы повышения нефтеотдачи пластов

Опытно - промышленные работы осуществлялись на основании рабочих программ. Дополнительная добыча нефти по физико-химическим методам рассчитывалась цехом НИПР по кривым вытеснения, изложенным в 'Методическом руководстве по определению эффективности применения тепловых, газовых и физико - химических методов увеличения нефтеотдачи пластов'.

В отчетном году дополнительная добыча нефти от новых методов составила 221,1 тыс. тонн, в том числе от обработок прошлых лет - 187,6 тыс. тонн. Объем сокращения попутно-добываемой воды составил 3018,8 тыс. тонн. Всего в 2008 году на методы повышения нефтеотдачи пластов израсходовано 1400 тн различных реагентов.

В 2010 году по гидродинамическим методам предстоит продолжить работы по бурению горизонтальных скважин и зарезке боковых стволов. Из физико-химических методов продолжить внедрение технологий закачки СЩР, СЩВМ, ЩПР, закачки силинома, обработки призабойных зон добывающих скважин реагентом ДН-9010, ДН-8700, виброволновое воздействие, ЗГРП, ДВВ и др.

5. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ

5.1 Оценка экономической эффективности химических методов борьбы при эмульсияобразовании

Решение о целесообразности расширенного применения технологии увеличения нефтеотдачи принимают на основе результатов расчета экономической эффективности. В качестве основного экономического показателя, характеризующего эффективность предлагаемого мероприятия, используют годовой экономический эффект.

Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов (с учетом затраченного труда, материалов капитальных вложений, производственных затрат и налогов), получаемую предприятием в результате применения новой технологии, которая, в конечном счете, выражается в увеличении дохода и рентабельности.

Определение фактического технологического эффекта (дополнительной добычи нефти) от применения технологии увеличения нефтеотдачи пластов на стадии внедрения проводится методом сравнения вариантов разработки данного месторождения (разница между фактической добычей нефти по участку и добыче нефти по базовому варианту).

За базу сравнения принимают технико-экономические показатели разработки при обычном заводнении.

Расчет годовой экономической эффективности производится по формуле:

Э = С₁А₁ + Н?А - С₂А₂ - Е_н?К, (5.1)

где С₁ и С₂ - себестоимость добычи 1 т нефти соответственно без использования и с использованием новой технологии по УДНГ, руб.;

А₁ и А₂ - годовая добыча нефти соответственно без использования и с использованием новой технологии по НГДУ, т;

?К - дополнительные капитальные вложения на внедрение новой технологии и единовременные затраты, руб.;

Н - замыкающие затраты на 1 т прироста добыча нефти, руб.;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,15;

?А - годовой прирост добычи нефти, полученный в результате применения новой технологии, т.

Прибыль, остающаяся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия, определяется по формуле:

П_t = P_t - C_t - H_t,(5.2)

где П_t - прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (за год), руб.;

P_t - выручка от реализации нефти (за год), руб.;

C_t - себестоимость продукции (за год), руб.; H_t - налоги, отчисляемые в бюджет.

В варианте с применением новой технологии учитывают дополнительные капитальные вложения на монтаж установок по приготовлению растворов, складов для хранения реагентов, химической лаборатории для контроля раствора (определяется исходя из фактически сложившихся затрат, подтвержденных бухгалтерской справкой), объекты подготовки, затраты на НИОКР.

В составе дополнительных эксплуатационных затрат учитывают налоги и платежи, расходы по закачке реагентов и добыче дополнительной нефти (условно-переменные затраты).

Расходы по закачке реагентов включают в себя затраты на реагенты с учетом их транспортирования и хранения, амортизационные отчисления от стоимости дополнительных капитальных вложений, дополнительные текущие расходы по обслуживанию нового технологического процесса и оборудования.

К расходам, связанным с добычей дополнительной нефти, относится условно-переменная часть эксплуатационных затрат, включающая энергию по извлечению нефти; искусственное воздействие на пласт (в случаях увеличения объемов закачки агентов); сбор и транспортирование нефти; технологическую подготовку нефти; отчисления в фонд стабилизации.

На основании исходных данных эксплуатационных затрат по новой технологии определяют основные экономические показатели, к числу которых относятся:

- себестоимость добычи нефти за счет применения МУН;

- прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (за вычетом всех налогов);

- дисконтированная чистая прибыль;

- рентабельность;

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджет страны);

- доля налогов в выручке;

- удельный экономический эффект на 1 скважино-обработку или 1 т композиции.

Эффект от внедрения технологий достигается за счет увеличения текущей добычи нефти, конечной нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин.

Однако на хозрасчетные показатели экономической эффективности его применения влияет еще множество факторов, связанных с уровнем затрат на добычу нефти по конкретному НГДУ, уровнем цен на реагенты, нефть и оборудование (стоимостные характеристики технологии). Достаточно полная экономико-статистическая модель, отражающая влияние различных факторов на хозрасчетные показатели, имеет следующий вид:

П_у = (Ц - У_н) · Т_э + (У_т + У_в · К_к) · К_ж - З_з;(5.3)

Э_у = (Ц - У_н - Е · К_у) · Т_э + (У_т + У_в · К_к) · К_ж - З_з,(5.4)

где П_у, Э_у - прибыль и экономический эффект, получаемые с каждой тонны закачиваемого реагента, руб/т;

У_н, У_т, У_в - условно-переменные затраты соответственно на добычу 1 т нефти, подъем, перекачку 1 м³ жидкости и закачку 1 м³воды, руб.;

К_ж - снижение общей добычи жидкости на 1 т закачиваемого реагента, м³/т;

К_к - коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой воды; Ц - цена на нефть, руб/т;

З_з - затраты на приготовление и закачку 1 т реагента, руб/т;

Т_э - технологический эффект,т/т;

К - капитальные вложения на среднегодовую добычу 1 т дополнительной нефти, руб/т;

Е - коэффициент нормативной эффективности (Е=0,15).

На стадии проектирования технологии по конкретному месторождению необходимо определить предварительную эффективность технологии, предельные значения параметров технологии, обеспечивающих экономическую эффективность применения метода.

Предельные значения технологических параметров метода рассчитывают при значениях удельных показателей эффективности равных нулю. При превышении предельных значений параметров метод дает хозрасчетный эффект.

Предельные значения параметров рассчитывают по формулам:

При принятых нормативах экономических затрат по конкретному НГДУ, цене на нефть и стоимости закачивания реагентов зависимости принимают следующий вид:

Т_э = А - ВК_ж,(5.7)

где А и В - const и равны:

Анализ показывает, что область эффективной эксплуатации технологии определяется неравенством Т_э > А - ВК_ж.

5.2 Расчет экономической эффективности проведения химической обработки

1. Рассчитаем затраты на проведение химической обработки в скважинах для предотвращения образования сульфидосодержащих отложений.

Расход материалов на одну обработку приведен выше, в технологических расчетах. Цены взяты по данным НГДУ 'Арланнефть'.

Затраты на проведение химобработки рассчитывается по формуле:

Зм = ? Mi Цi, (5.10)

где Mi - расход i-го материала на обработку одной скважины, кг

Цi - цена i-го материала, руб

СНПХ-5313: М₁ = 319,6 кг, Ц₁ = 15,6 руб;

Соляная кислота: М₂ = 25 кг, Ц₂ = 20,5 руб;

Малеиновая кислота: М₃ = 29,6 кг, Ц₃ = 15 руб.

Зм = 319,6 15,6 + 25 20,5 + 29,6 15 = 5942,3 руб

Заработная плата бурильщика:

ЗП = Ст t + Hс, (5.11)

где Ст - часовая тарифная ставка, бурильщика 6-го разряда, руб

t - время работы бурильщика,

Нс - отчисление соц. страх. на ЗП - 35,6%

ЗП = 27 8,2 + (27 8,2) 0,356 = 300,2 руб

Затраты на использование спец. транспорта по предотвращению образования сульфидосодержащих отложений на 1 скважине:

З_{спец.тр}. = ?Смч_i tр, (5.12)

где Смч_i - стоимость работы 1 машиночаса, руб,

tр - продолжительность работы, ч

Транспорт ЦА - 320: Смч₁ = 102,63 руб,

3 ед. бардов: Смч₂ = 68,42 руб

З_{спец.тр.} = (102,63 + 68,42 3) 7 = 2155,2 руб

Общепроизводственные расходы (13%):

З_{общ. хоз.} = (Зм + ЗП + З_{спец.тр}. + Зц) 0,13, (5.13)

где Зц - цеховы расходы (93%):

Зц = Ст t 0,93 = 27 8,2 0,93 = 205,9 руб

З_{общ. хоз.} = (5942,3 + 300,2 + 2155,2 + 205,9) 0,13 = 1118,5 руб

Общие затраты на проведение 1 хим. обработки скважины:

З = Зм + ЗП + З_{спец.тр.} + З_{общ. хоз.} + Зц, (5.14)

З = 5942,3 + 300,2 + 2155,2 + 1118,5 + 205,9 = 9722,1 руб

Таблица № 5.1

Расчет экономической эффективности.

2. Дополнительная добыча нефти за счет снижения на 13 ремонтных работ и увеличения дебита скважин по нефти в среднем на 1,2 раза

ДQ= 13 t_рем q_0сут + t_защ (q_сут - q_0сут), т (5.15)

где t_рем - средняя продолжительность ремонтных работ, - 3 сут;

t_защ - предполагаемое время защиты оборудования и скважины от солеотложения -180сут;

q_0сут - среднесуточная добыча нефти по 20-и скважинам- 6,9 т/сут,

q_сут - среднесуточная добыча нефти после обработки - 8,28 т/сут

ДQ = 13 3 6,9 + 180 (8,28 - 6,9) = 517,5 т

Годовая добыча нефти

Q₂ = Q₁ + ДQ = 2092,2 +0,52 = 2092,72 тыс.т, (5.7)

где Q₁ - валовая добыча нефти (табл. 5.1), тыс.т

3. Затраты на дополнительную дабычу нефти:

З_ДQ = ДQ С_{усл.пер.} = 517,5 319,76 0,35 = 54916,5 руб, (5.16)

4. Себестоимость добычи нефти по новой технологии:

С₂ = , (5.17)

где З₁ - затраты на подземный ремонт без применения хим. обр., руб

З₂ - затраты на подземный ремонт с применением хим. обр., руб

С₂ = руб/т,

5. Снижение себестоимости нефти:

ДС = С₁ - С₂ = 319,76 - 319,61 = 0,15 руб/т (5.18)

6. Прирост прибыли за счёт проведения новой технологии по обработке сульфидосодержащих скважин:

ДП = (Ц - С₂) Q₂ - (Ц - С₁) Q₁, (5.19)

где Ц - оптовая цена на нефть, руб

П = (508,1 - 319,76) 2092,2 - (508,1 - 319,61) 2092,72 = 411,85 тыс.руб.,

7. Прирост чистой прибыли:

ДПч = ДП - налоги, (5.20)

Налог жилищный:

Нж = ДQ Ц 0,015 = 517,5 508,1 0,015 = 3,94 тыс.руб., (5.21)

Налог на прибыль:

Нпр = (ДП - Нж) 24 / 100 = (411,85 - 3,94) 24 / 100 = 98 тыс.руб., (5.14)

ДПч = 411,85 - 3,94 - 98 = 309,9 тыс.руб.,

8. Прирост фондоотдачи:

Дf = Q² / Ф² - Q¹ / Ф¹, руб/руб, (5.22)

где Q¹,Q² - валовая продукция до и после применения новой технологии, тыс.руб.

Ф¹,Ф² - среднегодовая стоимость произв. фондов, тыс.руб.

9. Дf = 1063148,2 / 3512916 -1062884 / 3512916 = 0,0075 коп/руб

10. Повышение производительности труда:

ДП_тр = Q₂ / Ч - Q₁ / Ч, (5.23)

где Ч - среднесписочная численность промышленно-производственного персонала, чел

ДП_тр = 2092,72 / 3836 - 2092,2 / 3836 = 0,14 т/чел,

Итак, сумма чистой прибыли от проведенных работ по удалению и предотвращению образования комплексных осадков составляет 309,9 тыс.руб.

Основные выводы и рекомендации

Анализ показателей разработки за 2008 год показал следующее:

1. В 2008 году добыто 1851,2 тыс. тонн нефти, отобрано 31889,6 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти выросла на 10,7 тыс. тонн, а отбор жидкости снизился на 2096,0 тыс. тонн. В целом по 'Арланнефть' с начала разработки отобрано 35,5% начальных балансовых и 86,0% начальных извлекаемых запасов.

2. Основная часть добытой нефти приходится на скважины, оборудованные ШГН. На конец отчетного года действующий фонд таких скважин составил 2178, из которых добыто 1151,4 тыс. тонн нефти (62,2%).

3. Сокращение попутно - добываемой воды за отчетный год, без методов нефтеотдачи, составило 137,0 тыс. тонн.

4. 3амеры пластовых и забойных давлений выполнены на 115,1%, замеры уровней жидкости в скважинах на 119,5%.

5. В области охраны недр и окружающей среды выполнены следующие работы:

- ликвидировано 23 скважины;

- выполнены ремонтно-изоляционные работы в 77 скважинах;

6. 3а счет новых методов повышения нефтеотдачи пластов добыто дополнительно 221,1 тыс. тонн, при плане 173,0 тыс. тонн.

7. В целом по 'Арланнефть' фактические объемы добычи нефти превышают проектные.

ВЫВОДЫ

1. Арланское месторождение отличается исключительно сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и флюидов, которые предопределили сложность его разработки.

Пласты основного объекта разработки - ТТНК - нефтенасыщенны на огромной площади. Месторождение протяженностью более 100 км разделено на 4 площади, каждая из которых разрабатывается как самостоятельное месторождение.

Коллекторы продуктивной толщи чрезвычайно неоднородны: в разрезе выделяется до 9 пластов-песчаников, развитых на площади месторождения неповсеместно, их мощность, пористость, проницаемость, глинистость варьируют в широких пределах. Нефть вязкая, с малой газонасыщенностью. Начальный гидродинамический режим большинства залежей замкнутый, упругий. Лишь на северной части месторождения в одном из основных пластов - VI - проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильное влияние литологического фактора, вследствие чего большинство залежей литологического типа. Основной объект в настоящее время находится на заключительной стадии разработки. Залежи в среднем карбоне и в турнейском ярусе в активную разработку еще не введены и эксплуатируются небольшим числом скважин.

Разработка месторождения на начальном этапе осуществлялась по Генеральной схеме, утвержденной в 1965 г. Основные положения Генсхемы сводились к следующим принципиальным решениям:

- месторождение расчленяется на 4 площади для самостоятельной разработки;

- разработка осуществляется с заводнением пластов ТТНК через законтурные и внутриконтурные нагнетательные скважины. Внутриконтурное заводнение производится в ряды нагнетательных скважин, разрезающих площади на эксплуатационные участки-поля, расположенные вдоль длинной оси месторождения;

- на некоторых площадях предусматривалась раздельная закачка воды в две пачки пластов - нижнюю и верхнюю;

- все пласты ТТНК объединены в единый объект и эксплуатируются совместно одной системой добывающих скважин;

- плотность разбуривания составляет 24 га/скв. На участках, где нефтеносны пласты обеих пачек; 42 - на участках Н.-Березовской площади и 48 - в зонах развития пластов одной пачки;

- давление нагнетания воды различное на каждую пачку (10,0-15,0 МПа);

- способ эксплуатации механизированный;

- максимальный уровень добычи нефти 21 млн. т в год. Максимальный фонд скважин: добывающих -2952, нагнетательных - 1024, прочих - 211.

Резервный фонд скважин - 20-33% от основного фонда (всего 938 ед.). ВНФ (за весь проектный период) - 4,2 м³/т.

2. В процессе реализации и в последующие годы выявилось, что большинство положений Генсхемы либо оказались неправильными, либо нуждались в серьезной корректировке, в частности:

2.1. Законтурное заводнение оказалось неэффективным и впоследствии резко сокращено практически до нуля.

2.2. Предусмотренные Генсхемой эксплуатационные поля оказались слишком широкими (до 6 рядов добывающих скважин), вследствие чего потребовались дополнительные ряды нагнетательных скважин.

2.3. Система внутриконтурного заводнения разрезающими рядами оказалась более или менее достаточной только для основных пластов. Промежуточные пласты практического воздействия не испытывали. Пришлось дополнительно размещать большое число очаговых скважин.

2.4. Раздельная закачка в пачки не реализована, что впоследствии осложнило регулирование разработки даже основных пластов.

Объединение всех пластов в один объект оказалось совершенно неправильным, так как выработка запасов особенно низкопродуктивных промежуточных пластов производилась низкими темпами. На многих участках они вообще не вовлечены в разработку. Регулирование выработки запасов оказалось невозможным. Устранять эту ошибку пришлось в процессе разработки вплоть до поздней стадии.

2.5. Плотность сетки скважин, предусмотренной Генсхемой, не обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов и поэтому уже в процессе разработки была изменена за счет уплотнения проекта в 1,8 раза.

2.6. Рекомендованное разное давление нагнетания на верхнюю и нижнюю пачки не реализовано, и вряд ли осуществимо, так как в этом случае было бы необходимо строительство двух систем нагнетательных станций и коммуникаций.

2.7. Максимальный уровень добычи нефти составил около 16 млн.т, т.е. на четверть ниже проектного.

2.8. Суммарный объем воды за весь период разработки более чем вдвое больше проектного.

2.9. Бурение уплотняющих скважин на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.

Перечисленные недостатки объясняются, в основном, отсутствием в период проектирования опыта разработки месторождений, подобных Арланскому (сложное строение, высокая вязкость нефти).

3. В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие:

3.1. Доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти.

3.2. На практике доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях. Реально достигнутая плотность 10-12 га/скв., видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше.

3.3. На многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин.

Для Арланского месторождения, возможно, более рациональной была консервация залежей промежуточных пластов в начальной стадии его разработки и только после полного ввода основных пластов - разбуривание консервированных залежей самостоятельной сеткой скважин.

3.4. Разработка водонефтяных зон залежей высоковязкой нефти на Арланском месторождении так и не была удовлетворительно решена и требует изыскания новых технологий.

Подводя итоги разработки Арланского месторождения можно, констатировать, что, несмотря на ошибки и сложности, в целом результаты оцениваются как хорошие. Достижение нефтеотдачи на уровне 43-48% в таких сложнейших условиях, несомненно, может считаться большой заслугой нефтяников Башкирии.

РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Снижение годовых уровней отбора жидкости по ТТНК площадей Арланского месторождения происходило с 1991 г. До 1998-1999г. Вначале ввиду спада производства, в последующие годы с целью снижения объемов технологически неоправданных объемов попутнодобываемой воды, закачки воды и уменьшения текущих затрат на добычу нефти.

2. Дальнейшее интенсивное снижение объемов жидкости нецелесообразно, ввиду потерь в текущей добыче нефти, конечном КИН и в денежных доходах от реализации добываемой продукции. Конкретные уровни добычи жидкости по годам разработки устанавливаются по конъюктуре рынка.

3. Главным направлением стабилизации добычи жидкости по годам разработки является интенсификация дебитов жидкости добывающих скважин с применением ГТМ и ОПЗ всех видов, снижение обводненности добываемой продукции путем применения РИР и методов увеличения нефтеотдачи пластов.

По результатам анализа по сравнительной эффективости раздельной и совместной перфорации пластов в скважинах было получено, что по удельному показателю годовой добычи нефти на один скважино-пласт по всем площадям предпочтительна перфорация в скважине одного пласта. Снижение этого показателя при совместной перфорации пластов ( при незначительной зависимости от числа совмещаемых в скважине пластов) составляет 2,6 раза для Арланской площади и до 1,6-1,8 раза по остальным площадям.

Аналогичные исследования о влиянии числа перфорируемых в скважинах пластов по ТТНК Арланского месторождения на дебит жидкости добывающих и приемистость нагнетательных скважин проводились в БашНИПИнефть К.С.Баймухаметовым, результаты - в пользу раздельной перфорации пластов и нагнетательных скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК 'Башнефть', 1997.-424 с.

2. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. - Уфа: РИЦ АНК 'Башнефть', 1997.-368 с.

3. Словарь по геологии нефти. М.: Гостопиздат, 1962.

4. Годовой отчет о производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления 'Арланнефть' за 2008 год.