Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Плотность при пластовой температуре, г/см3	Вязкость при пластовой температуре, мПа*с	Коэффициент сжимаемости К*10-4МПа	Термический коэффициент К*10-4°С	Число скв./проб
при 17,5 МПа	при Рнас	при Ратм	при 17,5 МПа	при Рнас	при Р=0	17,5-10,0	до Рнас
0,881	0,875	0,885	200,0	17,0	32,5	6,8	6,9	8,2	16/43

Таблица 2.2

Компонентный состав нефтей ТТНК, %

Компоненты	Пластовая нефть	Поверхностная нефть
	мольный	весовой	мольный	весовой
H2S	-	-	-	-
CO2	-	-	-	-
N2	6,62	0,91	-	-
CH4	2,47	0,20	-	-
C2H6	1,71	0,25	0,27	0,03
C3H8	4,60	1,00	2,26	0,42
ИC4H10	1,51	0,43	1,10	0,27
HC4H10	3,76	1,07	3,13	0,78
ИC5H12	1,61	0,56	1,50	0,46
HC5H12	4,74	1,68	4,80	1,47
C6+ выше	11,05	5,33	5,54	13,82
Остаток	61,93	88,5	73,78	91,03
Мол.вес	203	235

Таблица 2.3

Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

Компоненты	Площади
	Арланская	Н.-Березовская	Новохазинская	Вятская
Сероводород	-	-	-	-
Углекислый газ	0,86	2,04	0,76	1,7
Азот	42,01	41,97	38,02	46,2
Метан	12,29	6,29	17,15	8,2
Этан	8,91	11,21	10,39	12,6
Пропан	19,60	20,30	17,70	17,8
Бутаны	10,80	11,20	10,40	9,9
Пентаны	6,75	6,75	5,81	4,0
Плотность газа (по воздуху)	1,261	-	1,986	-

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)

Площади	Представленные к утверждению запасы, тыс.т.	Утвержденные начальные запасы, тыс.т.
	балан-совые	КИН	извле-каемые	балан-совые	КИН	извле-каемые	С2
Арланская	301568	0,377	113625	316058	0,435	137661
Николо-Березовская	119475	0,343	41025	124269	0,415	51981
Новохазинская	522718	0,365	190790	544869	0,432	235435
Вятская	39720	0,475	18846	36614	0,474	17573	11201
Всего	983481	0,372	364233	1021810	0,448	442260	11201

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.)

Площади	Продуктивные объекты
	ТТНК	Средний карбон	Турнейский ярус	Алексинский горизонт
	Балан-совые	извле-каемые	Балан-совые	извле-каемые	Балан-совые	извле-каемые	Балан-совые	извле-каемые
Арланская	119,2	49,4	56,5	12,1	0,3	0,03	-	-
Николо-Березовская	315,6	137,2	56,9	14,5	10,7	1,6	-	-
Новохазин-ская	126,5	52,0	23,0	5,3	-	-	8,9	5,7
Вятская	548,1	236,3	14,7	2,3	16,6	2,5	-	-
Месторож-дение	1109,4	474,9	151,1	34,2	27,6	4,1	8,9	5,7

Таблица 2.6

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

Площади	Продуктивные объекты
	ТТНК	Средний карбон	Турнейский ярус	Алексинский горизонт
	балан-совые	извле-каемые	балан-совые	извле-каемые	балан-совые	извле-каемые	балан-совые	извле-каемые
Арланская	28,4	28,9	37,7	42,4	38,8	39,0	-	-
Николо-Березовская	11,4	10,9	15,2	15,5	-	-	100,0	100,0
Новохазинская	49,5	49,8	9,7	6,7	60,1	61,0	-	-
Вятская	10,7	10,4	37,4	35,4	1,1	0,7	-	-
Месторождение	85,5	91,5	11,6	6,6	2,1	0,8	0,7	1,1

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

Годы	Действующий фонд нефтяных скважин	Добыто за год, млн.т	Добыто с начала разработки, млн.т	Добыто с начала разработки, млн.м3 пл.усл.	Среднегодовые дебиты	Суммарная добыча нефти, %	Темп отбора % от НИЗ
		нефти	воды	жидкости	нефти	воды	жидкости	нефти	воды	жидкости	нефти, т/сут	жидкости, м3/сут.	от НБЗ	от НИЗ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1958	18	0,1	-	0,1	0,1	-	0,1	0,1	-	0,1	56,7	67,5	-	0,1	0,1
1959	31	0,4	0,02	0,4	0,5	-	0,5	0,6	-	0,6	52,2	63,3	0,2	0,4	0,3
1960	89	0,8	0,03	0,8	1,3	0,1	1,3	1,5	-	1,5	41,3	50,0	0,4	0,9	0,6
1961	163	1,3	0,1	1,4	2,5	0,2	2,7	3,0	0,2	3,1	32,1	40,6	0,8	1,8	0,9
1962	271	2,3	0,4	2,7	4,8	0,6	5,4	5,7	0,6	6,2	31,5	42,7	1,5	3,5	1,7
1963	359	3,0	0,9	3,9	7,8	1,5	9,3	9,2	1,4	10,5	28,9	41,5	2,5	5,7	2,2
1964	480	3,7	2,0	5,7	11,5	3,5	15,0	13,5	3,0	16,5	28,8	46,7	3,6	8,4	2,7
1965	615	4,3	3,4	7,7	15,8	6,9	22,8	18,5	6,0	24,5	25,4	47,2	5,0	11,5	3,1
1966	630	4,5	5,1	9,6	20,3	12,0	32,3	23,8	10,2	34,1	20,8	44,1	6,4	14,8	3,3
1967	682	4,8	5,4	10,1	25,1	17,4	42,5	29,4	15,0	44,4	20,6	44,9	7,9	18,3	3,5
1968	741	5,0	7,0	11,9	30,1	24,4	54,4	35,2	21,2	56,5	19,8	48,0	9,5	21,9	3,6
1969	818	5,2	7,8	13,0	35,3	32,2	67,5	41,4	28,2	69,6	18,9	47,6	11,2	25,7	3,8
1970	853	5,3	9,0	14,3	40,6	41,2	81,8	47,6	36,3	83,9	22,4	60,0	12,9	29,6	3,9
1971	885	5,3	9,8	15,0	45,9	51,0	96,8	53,8	45,1	98,9	21,4	60,7	14,5	33,4	3,8
1972	947	5,1	10,4	15,5	50,9	61,4	112,3	59,8	54,5	114,2	16,0	48,3	16,1	37,1	3,7
1973	1035	4,9	11,3	16,2	55,8	72,7	128,6	65,5	64,7	130,2	14,2	46,1	17,7	40,7	3,6
1974	1119	4,8	12,0	16,8	60,6	84,8	145,4	71,1	75,5	146,6	12,6	43,6	19,2	44,2	3,5
1975	1172	4,8	13,8	18,6	65,4	98,6	164,0	76,7	88,0	164,7	11,8	44,6	20,7	47,7	3,5
1976	1207	4,5	15,9	20,4	69,9	114,5	184,4	82,0	102,3	184,4	10,8	46,7	22,2	51,0	3,3
1977	1241	4,5	16,6	21,1	74,4	131,1	205,5	87,3	117,3	204,5	10,3	46,2	23,6	54,2	3,3
1978	1255	4,3	19,8	24,1	78,7	150,8	229,6	92,4	134,9	227,2	9,7	51,1	25,0	57,4	3,2
1979	1267	4,3	23,7	28,0	83,0	174,6	257,6	97,4	156,0	253,4	9,6	58,6	26,3	60,5	3,1
1980	1273	4,2	26,9	31,0	87,2	201,4	288,6	102,3	179,9	282,2	9,2	63,8	27,6	63,6	3,0
1981	1279	4,1	32,4	36,5	91,3	233,8	325,1	107,1	208,6	315,7	9,0	73,8	28,9	66,5	3,0
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1982	1309	3,9	35,9	39,8	95,2	269,7	364,9	111,7	240,5	352,1	8,5	79,5	30,2	69,4	2,8
1983	1337	3,8	38,6	42,4	99,0	308,3	407,3	116,1	274,6	390,7	8,1	81,9	31,4	72,1	2,8
1984	1350	3,6	40,2	43,9	102,6	348,5	451,2	120,4	310,1	430,5	7,6	83,4	32,5	74,8	2,7
1985	1367	3,5	41,0	44,5	106,1	389,5	495,6	124,4	346,2	470,6	7,2	83,4	33,6	77,3	2,5
1986	1380	3,3	46,5	49,8	109,4	436,0	545,4	128,3	387,1	515,4	6,7	91,3	34,7	79,7	2,4
1987	1416	3,2	49,4	52,6	112,6	485,4	598,0	132,1	430,5	562,5	6,4	95,2	35,7	82,0	2,3
1988	1462	3,1	53,1	56,2	115,7	538,5	654,2	135,7	477,2	612,9	6,0	98,3	36,6	84,3	2,2
1989	1484	3,0	53,4	56,4	118,7	591,9	710,6	139,2	524,0	663,2	5,8	96,7	37,6	86,5	2,2
1990	1465	2,8	55,0	57,7	121,4	646,9	768,3	142,4	572,1	714,6	5,3	98,9	38,5	88,5	2,0
1991	1463	2,5	53,7	56,2	123,9	700,5	824,4	145,4	619,1	764,4	4,9	97,9	39,3	90,3	1,8
1992	1469	2,3	53,2	55,5	126,2	753,7	879,9	148,1	665,5	813,6	4,5	96,4	40,0	92,0	1,7
1993	1439	2,1	51,9	54,0	128,3	805,6	933,9	150,5	710,7	861,2	4,1	94,8	40,7	93,5	1,5

Таблица 3.1(часть2)

Годы	Действующий фонд нагнетательных скважин	Закачка воды, млн.м3	Средняя приемистость, м3/сут	% обеспечения отбора закачкой	Обводненность, %	Водный фактор, м3/м3 пл.усл.	Пластовое давление, МПа
		за год	с начала разработки		за год	с начала разработки	весовая	пластовые условия	годовой	суммарный	в зоне отбора	по пласту
1	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28
1958	-	-	-	-	-	-	1,7	1,4	-	-	-	-
1959	1	-	-	728,0	6,0	4,9	3,8	3,2	-	-	-	-
1960	4	0,1	0,2	308,0	15,8	11,6	3,6	3,1	-	-	-	-
1961	12	0,9	1,1	542,0	55,6	34,0	8,6	7,4	0,1	0,1	-	-
1962	22	1,8	2,9	372,0	57,6	45,8	15,4	13,4	0,2	0,1	-	-
1963	42	4,3	7,2	507,0	100,7	68,2	23,9	18,3	0,2	0,1	-	-
1964	48	5,1	12,3	426,0	85,0	74,3	34,9	27,7	0,4	0,2	-	-
1965	62	6,1	18,4	362,0	76,2	74,9	44,5	36,7	0,6	0,3	9,02	-
1966	133	8,3	26,7	281,0	86,9	78,3	52,8	44,7	0,8	0,4	8,92	-
1967	150	10,8	37,4	232,0	104,2	84,3	53,2	46,1	0,9	0,5	9,49	11,47
1968	159	12,7	50,2	225,0	105,5	88,9	58,3	51,5	1,1	0,6	9,77	11,81
1969	171	12	62,2	202,0	91,5	89,4	60,0	53,4	1,1	0,7	9,95	12,18
1970	184	12,7	74,9	201,0	88,7	89,2	62,8	56,3	1,3	0,8	10,05	12,14
1	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28
1971	194	13,3	88,2	202,0	88,9	89,2	65,0	58,7	1,4	0,8	10,00	12,16
1972	201	13,6	101,8	221,0	88,6	89,1	67,2	61,2	1,6	0,9	10,51	12,49
1973	208	13,8	115,6	209,0	86,4	88,8	69,8	63,9	1,8	1,0	10,50	12,74
1974	225	13,7	129,3	205,0	83,5	88,2	71,7	66,1	2,0	1,1	10,23	12,84
1975	224	14,4	143,7	202,0	79,4	87,2	74,2	68,9	2,2	1,1	10,56	12,70
1976	241	15,1	158,8	198,0	76,9	86,1	77,8	72,9	2,7	1,2	10,67	12,88
1977	239	15,6	174,4	206,0	77,4	85,3	78,7	73,9	2,8	1,3	9,87	12,16
1978	248	17,0	191,3	218,0	74,7	84,2	82,2	77,6	3,5	1,5	9,42	11,68
1979	279	20,1	211,5	229,0	77,0	83,5	84,7	80,8	4,2	1,6	9,01	11,26
1980	285	23	235,2	250,0	82,4	83,3	86,6	83,0	4,9	1,8	9,46	11,79
1981	284	27,2	262,4	286,0	81,1	83,1	88,8	85,7	6,0	1,9	9,35	11,60
1982	262	30,2	292,6	335,0	82,9	83,1	90,2	87,5	7,0	2,2	9,15	11,62
1983	271	34,2	326,8	404,0	88,6	83,6	91,0	88,4	7,6	2,4	9,07	11,80
1984	277	35,9	362,7	400,0	90,3	84,2	91,7	89,3	8,3	2,6	9,00	11,78
1985	272	38,8	401,6	429,0	96,6	85,3	92,2	89,9	8,9	2,8	8,99	11,80
1986	284	42,3	443,9	454,0	94,6	86,1	93,4	91,3	10,5	3,0	9,09	11,84
1987	310	44,3	488,2	456,0	93,9	86,8	94,0	92,1	11,5	3,3	9,46	12,21
1988	296	45	533,2	458,0	89,5	87,0	94,5	92,8	12,9	3,5	9,52	12,27
1989	305	46,3	579,5	479,0	92,0	87,4	94,7	93,0	13,2	3,8	9,34	11,88
1990	279	47,7	627,2	524,4	92,9	87,8	95,2	93,7	14,9	4,0	9,93	11,99
1991	260	47,	674,6	546,1	95,1	88,2	95,6	94,1	16,1	4,3	9,24	12,10
1992	226	45,	719,8	579,3	92,0	88,5	95,9	94,5	17,2	4,5	11,05	12,15
1993	200	42	762,6	648,7	89,9	88,6	96,2	94,9	18,6	4,7	9,41	12,04

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

Годы	Действующий фонд нефтяных скважин	Добыто за год, млн.т	Добыто с начала разработки, млн.т	Добыто с начала разработки, млн.м3 пл.усл.	Среднегодовые дебиты	Суммарная добыча нефти, %	Темп отбора % от НИЗ
		нефти	воды	жидкости	нефти	воды	жидкости	нефти	воды	жидкости	нефти, т/сут	жидкости, м3/сут.	от НБЗ	от НИЗ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1958	18	0,1	-	0,1	0,1	-	0,1	0,1	-	0,1	56,7	67,5	-	-	-
1959	36	0,4	0,01	0,4	0,5	0,02	0,5	0,6	0,02	0,6	52,2	63,2	-	0,1	0,1
1960	99	0,8	0,03	0,8	1,3	0,05	1,3	1,5	0,04	1,5	41,1	49,7	0,1	0,3	0,2
1961	204	1,5	0,1	1,6	2,7	0,2	2,9	3,2	0,2	3,4	31,7	39,7	0,2	0,6	0,3
1962	378	2,9	0,4	3,4	5,7	0,6	6,3	6,7	0,6	6,9	30,5	40,3	0,5	1,2	0,6
1963	601	4,6	1,0	5,6	10,2	1,6	11,8	12,0	1,4	13,5	25,3	34,4	0,9	2,2	1,0
1964	892	6,7	2,4	9,1	16,9	4,0	20,9	19,8	3,5	23,3	28,3	41,8	1,5	3,6	1,4
1965	1230	8,5	4,4	12,9	25,4	8,4	33,8	29,8	7,2	37,0	24,9	40,1	2,3	5,4	1,8
1966	1482	10,0	6,7	16,8	35,4	15,1	50,5	41,6	12,8	54,4	21,2	36,9	3,2	7,5	2,1
1967	1796	11,5	7,9	19,5	46,9	23,0	70,0	55,1	19,8	74,9	20,2	35,9	4,2	9,9	2,4
1968	2134	13,3	11,4	24,6	60,2	34,4	94,6	70,6	30,0	100,6	19,3	37,5	5,4	12,7	2,8
1969	2441	14,6	13,9	28,5	74,8	48,3	123,1	87,7	42,5	130,2	18,3	37,2	6,8	15,8	3,1
1970	2689	15,5	17,2	32,8	90,4	65,5	155,9	106,0	58,0	164,0	18,7	40,7	8,2	19,1	3,3
1971	2871	15,9	20,6	36,6	106,3	86,2	192,5	124,7	76,7	201,4	18,1	42,4	9,6	22,4	3,4
1972	3092	16,1	24,3	40,5	122,5	110,5	232,9	143,6	98,8	242,2	16,2	41,1	11,1	25,8	3,4
1973	3346	16,1	28,9	45,0	138,5	139,4	277,9	162,5	125,2	287,7	14,5	40,7	12,5	29,2	3,4
1974	3569	15,7	32,6	48,2	154,2	172,0	326,2	180,9	154,9	335,8	13,1	40,1	13,9	32,5	3,3
1975	3822	15,4	36,4	51,8	169,6	208,3	378,0	199,0	188,0	387,0	12,0	39,7	15,3	35,8	3,2
1976	4061	15,2	43,9	59,1	184,8	252,2	437,0	216,8	226,2	444,9	11,0	41,9	16,7	39,0	3,2
1977	7284	15,1	48,7	63,8	199,9	300,9	500,8	234,5	272,6	507,2	10,3	42,4	18,1	42,2	3,2
1978	4446	15,0	56,8	71,7	214,9	357,6	572,5	252,1	324,3	576,4	9,8	45,2	19,4	45,3	3,2
1979	4604	15,1	67,8	82,8	230,0	425,4	655,4	269,7	385,9	655,7	9,5	50,0	20,8	48,5	3,2
1980	4751	15,2	78,5	93,7	245,1	503,9	749,0	287,5	457,3	744,9	9,2	54,1	22,2	51,7	3,2
1981	4860	15,0	89,5	104,5	260,2	593,4	853,5	305,2	538,7	843,8	8,8	58,2	23,5	54,9	3,2
1982	4974	14,8	98,1	113,0	275,0	690,9	965,9	322,6	627,5	950,1	8,5	61,0	24,9	58,0	3,1
1983	5050	14,4	104,6	119,0	289,4	795,5	1084,9	339,4	722,2	1061,6	8,2	63,3	26,2	61,0	3,0
1984	5169	13,8	114,0	127,8	303,2	906,5	1212,3	359,7	825,1	1180,8	7,6	65,7	27,4	64,0	2,9
1985	5261	13,2	120,8	133,9	316,3	1030,3	1346,6	371,1	933,9	1355,0	7,1	67,4	28,6	66,7	2,8
1986	5308	12,5	133,0	145,5	328,9	1163,3	1492,2	385,6	1053,5	1439,2	6,7	71,5	29,7	69,4	2,6
1987	5406	11,9	135,9	147,9	340,8	1299,2	1640,0	399,8	1175,6	1575,4	6,3	71,5	30,8	71,9	2,5
1988	5553	11,5	144,2	155,7	352,3	1438,4	1795,7	413,2	1305,0	1718,3	5,9	73,1	31,8	74,3	2,4
1989	5679	11,1	148,7	159,8	363,4	1592,0	1955,5	426,3	1438,2	1864,5	5,6	73,3	32,9	76,7	2,3
1990	5706	10,4	149,9	160,2	373,9	1741,9	2115,8	438,4	1618,0	2010,6	5,2	72,6	33,8	78,9	2,2
1991	5710	9,5	146,2	155,7	383,3	1888,1	2277,1	449,6	1749,5	2152,0	4,8	70,9	34,7	80,9	2,0
1992	5523	8,6	142,2	150,8	391,9	2030,3	2427,9	459,6	1877,1	2288,7	4,4	69,7	35,4	82,7	1,8
1993	5666	7,8	136,4	144,2	399,7	2166,7	2572,1	468,8	1999,1	2418,8	4,1	68,2	36,1	84,3	1,6

Таблица 3.2(часть2)

Годы	Действующий фонд нагнетательных скважин	Закачка воды, млн.м3	Средняя приемистость, м3/сут	% обеспечения отбора закачкой	Обводненность, %	Водный фактор, м3/м3 пл.усл.
		за год	с начала разработки		за год	с начала разработки	весовая	пластовые условия	годовой	суммарный
1958	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1959	1	0,03	0,03	730	6,0	4,9	3,8	3,2	-	-
1960	4	0,1	0,2	308	15,7	11,5	3,6	3,0	-	-
1961	12	0,9	1,1	541	48,0	31,4	7,7	6,7	0,1	0,1
1962	22	1,8	2,9	372	46,3	41,6	12,9	11,2	0,1	0,1
1963	51	4,7	7,6	500	75,3	56,2	18,0	13,6	0,2	0,1
1964	71	6,7	14,2	412	67,7	61,1	26,7	20,7	0,3	0,2
1965	97	9,2	23,4	360	67,4	63,4	33,9	27,0	0,4	0,2
1966	250	15,8	39,3	332	90,7	72,1	40,0	32,5	0,5	0,3
1967	341	24,6	63,9	255	120,1	85,3	40,9	34,1	0,5	0,4
1968	391	29,9	93,7	253	116,0	93,1	46,1	39,5	0,7	0,4
1969	463	31,2	124,9	245	105,5	95,9	48,8	42,3	0,7	0,5
1	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
1970	513	35,3	160,2	235	104,4	97,7	52,5	45,9	0,8	0,5
1971	554	38,7	199,0	230	103,7	98,8	56,4	50,0	1,0	0,6
1972	617	42,6	241,6	229	103,8	99,6	60,1	53,9	1,2	0,7
1973	635	45,7	287,3	231	101,1	99,9	64,3	58,3	1,4	0,8
1974	677	46,6	333,9	226	97,0	99,5	67,5	61,8	1,6	0,9
1975	693	46,3	380,3	216	90,4	98,3	70,2	64,7	1,8	0,9
1976	789	50,3	430,6	209	86,9	96,8	74,3	69,3	2,3	1,1
1977	812	54,6	485,2	221	87,7	95,7	76,3	71,5	2,5	1,2
1978	855	60,2	545,4	233	87,0	94,6	79,2	74,6	2,9	1,3
1979	922	68,2	613,3	242	86,0	93,5	81,8	77,7	3,5	1,4
1980	988	77,6	690,0	251	87,0	92,8	83,8	80,1	4,0	1,6
1981	1030	86,3	777,2	259	87,2	92,1	85,6	82,2	4,6	1,8
1982	1070	94,8	872,0	273	89,2	91,8	86,9	83,6	5,1	1,9
1983	1121	101,5	973,4	285	91,0	91,7	87,9	84,9	5,6	2,1
1984	1161	107,8	1081,2	277	90,4	91,6	89,2	86,4	6,4	2,3
1985	1181	114,8	1196,0	306	92,4	91,6	90,2	87,6	7,1	2,5
1986	1222	124,2	1320,1	296	92,5	91,7	91,4	89,1	8,1	2,7
1987	1306	127,9	1448,1	305	94,0	91,9	91,9	89,7	8,7	2,9
1988	1328	134,3	1582,3	309	94,0	92,1	92,6	90,6	9,6	3,2
1989	1384	137,5	1682,3	308	94,1	90,2	93,0	91,1	10,2	3,4
1990	1322	137,8	1857,7	316	94,3	92,4	93,5	91,7	11,0	3,7
1991	1328	135,1	1992,8	319	95,5	92,6	93,9	92,1	11,7	3,9
1992	1237	128,8	2121,6	318	94,3	92,7	94,3	92,6	12,5	4,1
1993	1147	120,6	2242,3	329	92,7	92,7	94,6	93,0	13,3	4,3

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

Месторождение, площадь	Число пластов	Удельный вес НИЗ в основных пластах
	совместно экс-плуатируемых	основных
Арланское: Новохазинская Николо-Березовская Арланская Вятская	8 8 8 8	2 2 2 2	0,86 0,85 0,81 0,87
Саузбашевское	8	1	0,54
Таймурзинское	4	1	0,90
Бураевское	1	1	1,00
Кузбаевское	4	1	0,98
Игровское	5	3	0,31
Четырманское	5	2	0,80
Югомашевское	6	2	0,69
Орьебашское	6	2	0,83

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.