Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты - с. с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).

Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 єС.

По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие - плюс 20,6 єС. Самым холодным месяцем в году является январь - минус 13,1 єС. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 єС. Самая низкая температура воздуха минус 43 єС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.

Рис. 1.1

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений.

1.3 Стратиграфия

В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - 15 скважин; на Чаганском - 14; на Мало-Малышевском - 2; на Пеньковском - 1; на Можаровском -4 и Шарлыкском -1.

В геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении (лист 1).

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

АРХЕЙ

Породы кристаллического фундамента относятся к роговообманковым габброноритам. Максимально вскрытая толщина архея-52 м.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА

Девонские отложения, представленные верхним и средним отделами, с размывом залегают на породах кристаллического фундамента.

Средний отдел

Живетский ярус

Воробъевский горизонт среднего девона живетского яруса сложен глинами черными крепкими, встречаются зеркала скольжения. Толщина горизонта от 8 до 27 м.

Ардатовский горизонт сложен песчаниками, алевролитами, глинами.

В основании горизонта залегает песчаный пласт ДIII, являющийся промышленно нефтеносным. Песчаники светло-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, в различной степени алевритистые. Алевролиты темно-серые, сильно песчанистые, содержат обуглившиеся остатки флоры. В верхней части разреза прослеживается прослой плотного известняка (репер «остракодовый известняк»), который перекрывается пачкой глин. Толщина горизонта 58 - 83 м.

Муллинский горизонт залегает в кровле живетского яруса и представлен алевритисто-глинистыми отложениями, иногда с прослоями известняка. Толщина 4 - 20 м.

Верхний отдел

Франский, фаменский ярусы

Отложения среднего девона живетского яруса перекрываются осадками пашийского и тиманского горизонтов верхнего девона франского яруса, сложенных также терригенными породами.

Пашийский горизонт сложен песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинистыми породами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, сильно алевритистые до перехода в алевролиты. Они слагают пласты ДI^/ (на Можаровском поднятии) ДI и ДII, с которыми связана промышленная нефтеносность. Раздел между пластами ДI и ДII сложен плотными глинами и алевролитами темно-серыми до черных, плотными, крепкими. Толщина горизонта 20 - 64 м.

В основании тиманского горизонта залегает глинистая пачка - репер «провал». Выше залегают известняки черного цвета, сильно глинистые с прослоями доломита. Толщина тиманского горизонта 16 - 60 м.

Выше залегают карбонатные отложения саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано-ливенского горизонтов средне-и верхнефранского подъярусов, а также фаменского яруса. В основном, это плотные известняки, прослоями глинистые и доломитизированные.

Толщина карбонатного девона составляет 447 - 784 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА

Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел

Турнейский, визейский, серпуховский ярусы

Нижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса; терригенной толщей бобриковского горизонта, терригенно-карбонатной-тульского горизонта и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса.

Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены алевролитами глинами и песчаниками. Глины аргиллитоподобные, темно-серые, чёрные, слюдистые, углистые, плотные, крепкие, с прослоями углистого сланца. Алевролиты углистые, участками песчанистые и пиритизированные, плотные, крепкие. В породах бобриковского горизонта прослеживаются прмышленно-нефтеносные пласты Б₂ и Б₂^/, сложенные песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми, неравномерно пористыми с примесью углистого материала. В ряде скважин песчаники пласта Б₂^/ замещены алевролитами и глинами. Толщина бобриковского горизонта 24 - 43 м.

Покрышкой залежи пласта Б₂ служат известняки плотные, крепкие, с включениями кальцита, местами с прослоями ангидрита (репер «плита»), переходящие выше по разрезу в переслаивание карбонатов и глин. В кровле тульского горизонта залегает песчаный пласт Б₀, являющийся промышленно-нефтеносным. Песчаники темно-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, слабо и средне сцементированные, с включениями углистого материала. Толщина тульского горизонта 39 - 57 м.

Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, прослоями доломитизированные, плотные, кавернозные, уплотненные, окремнелые, в отдельных образцах керна по свежему сколу с запахом сероводорода и нефти. В кровле надгоризонта встречаются кристаллы ангидрита. Толщина 171 - 190 м.

Серпуховский ярус сложен известняками светло-серыми, скрыто кристаллическими, плотными, в подошве яруса залегают глины тарусского горизонта. Толщина серпуховского яруса 143 - 238 м.

Общая толщина отложений нижнего карбона достигает 793 м.

Средний отдел

Средний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов московского яруса.

Башкирский ярус представлен известняками местами глинистыми, массивными, пиритизированными. В кровле яруса залегает пласт А₄, с которым связаны промышленные залежи нефти. Коллектором нефти служат известняки коричневато-серые, в основном органогенные и органогенно-обломочные, пористые, слабо кавернозные, средней крепости. Покрышкой залежи пласта А₄ служит вышележащая глинисто-алевролитовая толща верейского горизонта. Толщина яруса 114 - 143 м.

На Западно-Коммунарском поднятии песчаники разно-, средне- и мелкозернистые; на Чаганском мелкозернистые, алевритистые, прослоями переходящие в алевролиты песчанистые. Толщина горизонта 75 - 91 м.

Каширский горизонт представлен известняками от темно-серого до черного цвета, глинистыми. Известняки содержат включения кальцита, фауну и обугливающиеся остатки флоры. К каширскому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Ао. Толщина горизонта 90 - 140 м.

Подольский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки темно-серые, плотные, крепкие, пористые, местами с примесью глинистого материала, местами содержат включения кальцита и остатки фауны. По свежему сколу отмечается запах сероводорода. Доломиты темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие. В отложениях подольского горизонта выделяются 5 прдуктивных пластов: Pd-V, Pd-II, Pd-II^/, Pd-I и Pd-I^/, нефтенасыщение которых выявлено по данным ГИС. Толщина горизонта 110 - 152 м.

Мячковский горизонт сложен известняками от светло - до темно-серых, крепкими, плотными, глинистыми, с включениями кальцита, частично доломитизированными, органогенно - обломочными, кавернозными. В известняках встречается глинистый материал и фауна. По материалам ГИС в пластах Мч-V, Мч-III, Мч-II отмечено нефтенасыщение. Толщина горизонта 110 - 150 м.

Верхний отдел

Верхний карбон представлен известняками с прослоями доломитов. Толщина отложений верхнего карбона 400 - 503 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА

Выше по разрезу залегают отложения пермской системы, представленные верхним и нижним отделами.

Нижний отдел

Нижний отдел представлен ассельским, сакмаро-артинским и кунгурским ярусами. Сложены они доломитами, иногда переслаивающимися с известняками и ангидритами. Толщина нижнего отдела достигает 303 м.

В отложениях кунгурского яруса выделяется газонасыщенный пласт KIIа, газонасыщение которого выявлено на Чаганском поднятии по данным ГИС и опробования ИПГ. Пласт сложен известняками серыми и тёмно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, прослоями кавернозными и доломитами пелитоморфными.

Верхний отдел

Верхняя пермь представлена уфимским, казанским и татарским ярусами. Отложения уфимского яруса сложены, в основном, мергелями иногда с прослоями сульфатных пород. Казанский ярус включает в себя калиновскую, гидрохимическую и сосновскую свиты. Калиновская свита сложена преимущественно известняками, в виде прослоев встречаются глины. Гидрохимическая свита представлена ангидритами с прослоями доломитов и гипсов. Сосновская свита сложена доломитами, мергелями, с прослоями ангидритов. Татарский ярус сложен, в основном, глинами, алевролитами и песчаниками. Известняки и доломиты играют подчинённую роль и встречаются, в основном, в нижней части яруса.

Толщина отложений верхней перми колеблется от 264 до 370 м.

Скоплений нефти и газа пермские отложения не содержат.

КАЙНОЗОЙ

Неогеновая система.

С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена толщиной от 0 до 119 м.

Четвертичная система

Завершается разрез широко распространенными по площади четвертичными осадками, представленными глинами, суглинками, алевролитами и разнозернистыми песками, толщиной от 1 до 37 м.

1.4 Тектоника

Западно-Коммунарское месторождение нефти в региональном плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону приурочено к западной бортовой части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западному (внешнему) борту Муханово-Ероховского прогиба (рис. 1.2).

Для района Западно-Коммунарского месторождения от Можаровского до Мало-Малышевского поднятия характерно региональное погружение палеозойских отложений в юго-восточном направлении. Градиент погружения возрастает с глубиной от 9 м на 1 км по горизонту «В», до 21 м на 1 км по горизонту «А». Это осложняет локальные выступы фундамента, объединенные условно в непротяженные гряды (валы) и разделяющие их прогибы. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных в 2005 году в пределах Западно-Коммунарского месторождения, на Можаровском и Шарлыкском поднятиях поверхность кристаллического фундамента погружается от абс. отм. минус 3075 м до 3150 м, на Чаганском и Пеньковском поднятиях от абс. отм. минус 3146 м до 3200 м и отмечается блоковое его строение. На формирование структурных планов по отражающим горизонтам «Т» и «У» значительное влияние оказало наличие Муханово-Ероховского прогиба. В восточной части участка, при сохранении общего структурного плана, он делится на внутреннюю и внешнюю бортовые зоны МЕП. Шарлыкское и Можаровское поднятия относятся к внешней бортовой зоне. Выше по разрезу отмечаются изменения размеров, конфигурации и амплитудной выразительности, иногда происходит выполаживание структурных форм, иногда поднятия в виде замкнутых не выделяются и им соответствуют структурные носы. В восточной части площади в субмеридиональном направлении картируются Низовский и Западно-Пеньковский локальные выступы. Вдоль западной границы участка прослежен фрагмент Сидоровского-Георгиевского грабенообразного прогиба, борта которого осложнены разрывными нарушениями. По отражающему горизонту «Д», сопоставляемому с поверхностью терригенных отложений девонского возраста, Сидоровско-Георгиевский прогиб не выделяется. Над северо-западным склоном локального выступа, осложняющего по отражающему горизонту «А» западный борт Сидоровско-Георгиевского ДГП, картируется Чаганское поднятие. Низовское и Пеньковское поднятия осложняют непротяженную приподнятую зону субмеридиональной ориентации, ограниченную сбросами того же направления. По отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта, над куполами Чаганской структуры картируется единое локальное поднятие северо-восточной ориентации. Размер Пеньковского поднятия уменьшается. По данным бурения и данным сейсморазведки на Чаганском и Пеньковском поднятиях установлены несоответствия структурных планов по отражающим горизонты «У» и «Д».

1.5 Нефтегазоводоносность

Залежь пласта ДIII залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14-ю скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12-ти скважин (56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной 56.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс. отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи - 3,2Ч2,1 км, высота - 40 м.

1.6 Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства изучаются по керну, ГИС и ГДИС. Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть», ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз» и института «СамараНИПИнефть».

Пористость (Кп) керна определялась по ГОСТ 26450.1-85 [7] методом жидкостенасыщения по Преображенскому, измерение газопроницаемости - в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 [8] - методами стационарной и нестационарной фильтрации воздуха. Измерения проницаемости (Кпр) производились на образцах в направлении параллельном напластованию.

Оценка водоудерживающей способности пород производилась методом центрифугирования.

По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.

Промыслово-гидродинамические исследования пластов (ГДИ) проводились ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть», ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Контроль-Сервис», ООО «СИАМ-Мастер». Расчет проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - по результатам исследований 11 скважин.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Отобраны и изучены восемь глубинных проб из скважин 56 (четыре пробы), 58, 60 (две пробы), 64 и тринадцать поверхностных проб: двенадцать из вышеперечисленных скважин и одна из скважины 200.

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м³, маловязким - с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м³/т.

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м³, газовый фактор - 60,10 м³/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71%, азота 8,66%, сравнительно много гелия - 0,124%. Мольное содержание метана - 46,99%, этана - 18,45%, пропана - 16,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,986, а теплотворная способность - 49622,0 кДж/м³.

Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82%), малосмолистая (2,58%), парафиновая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300⁰С - 53,0%.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * с * л (1.1)

Q_бал - это балансовые запасы, тыс. т

F - площадь нефтеносности - 6005 тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10,4 м

m - коэффициент пористости - 0,16 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 доли ед.

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,811 т/м³

q - пересчетный коэффициент - 0,868 доли. ед

q= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс. т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал х К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624 доли ед

Q_изв = 6190 х 0,624= 3863 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011 г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал - Q_доб (1.3)

Q_доб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс. т.

Q_{ост. бал.}= 6190 -2172 = 4018 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011 г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл - Q_доб (1.4)

Q_{извл.ост} = 3863-2172= 1691 тыс. т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.

_{V бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн. м³

Г - газовый фактор по пласту - 72,9 м³.

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г = 3863 х72,9 = 281,6 млн. м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011 г.

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн. м³

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс. отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м³, маловязким - с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м³/т, проницаемость - 0,1859 мкм², пористость - 17%

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м³, газовый фактор - 60,10 м³/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

Начальные балансовые запасы нефти - 6190 тыс. т, начальные извлекаемые - 3863 тыс. т. Остаточные балансовые запасы нефти - 4018 тыс. т., извлекаемые - 1691 тыс. т.

2. Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

До 1990 г. все поднятия Западно-Коммунарского месторождения считались самостоятельными месторождениями, и соответственно проектные документы на разработку составлялись отдельно по поднятиям и в разные годы. В 1990 г. принято решение об объединении собственно Западно-Комунарской, Чаганской, Мало-Малышевской, Пеньковской, Можаровской и Шарлыкской площадей в единый объект разработки по сходству геологического строения и положению к системе сбора (протокол геолого-технического совещания «Куйбышевнефть» от 6.01.90 г.).

За весь период разработки месторождения составлены следующие проектные работы:

В 1988 году был составлен ТЭС ОКН протокол №37 - «Проект пробной эксплуатации пластов А₄ и ДIII Западно-Коммунарского месторождения». Первым проектным документом на разработку залежей пластов А₄ и ДIII является «Проект пробной эксплуатации пластов А₄ и ДIII», выполненный в 1988 г. Согласно этой работы, на залежь пласта А₄ предусматривалось бурение 3-х проектных скв. 81,82,83 с вводом их в эксплуатацию в 1990 г., расстояние между скважинами 400 м, залежь пласта ДIII рекомендовалось разрабатывать двумя скважинами: разведочной 56 и проектной 84 с расстоянием между скважинами 400 м, ввод скв. 84 был запланирован на 1991 г.

В 1990 году был составлен ТЭС ОКН протокол №7 «Технологическая схема Западно-Коммунарского месторождения». В 1990 г. была составлена «Технологическая схема», в которой рассматривались вопросы разработки пластов А₄, Б₂, ДIII. К моменту составления техсхемы на куполе были пробурены 3 разведочные скважины 58,60,64, по данным бурения которых были уточнены структуры пластов А₄ и ДIII.

По пласту ДIII было рассмотрено два варианта разработки, предусматривающие бурение 11 проектных скважин: 84,91,92,93,94,95,96,97,98,99,100. К реализации был рекомендован 2 вариант - с применением очагового заводнения в 4 скважины (60,56,58,100).

Согласно этой работы, на залежь проектировалось бурение двух проектных скв. 121,122 по треугольной сетке 300х300 м; кроме того, к бурению была утверждена одна резервная скважина. Вопрос о поддержании пластового давления должен быть решен по итогам пробной эксплуатации залежи.

В 2000 году был составлен протокол ЦКР №2923 «Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Коммунарского месторождения», выполненного институтом «СамараНИПИнефть»

Согласно «Дополнения к технологической схеме…» 2000 г. разработка залежи должна была вестись 11 добывающими и 4 нагнетательными скважинами. Для чего в 2002 г. планировался ввод скважины 60 из бездействия, а к бурению утверждены 6 скважин (90,92,93,94,95,97). Бурение скважин планировалось на 2002-2006 гг. В дополнение, из 3 скважин (90,92,94) предусматривается забуривание боковых горизонтальных стволов, с протяженностью горизонтального участка 300 м каждый. Бурение боковых стволов запланировано на 2009-2011 гг. по одному стволу в год. Четыре скважины (56,58,60,100) переводятся под закачку воды с биополимером марки БП-92 (скв. 100 - на 2001 г., скв. 58 - 2003 г., скв. 60 - на 2004 г., скв. 93 - на 2009 г.). Закачку биополимера решено начать после окончания формирования системы заводнения - в 2010 г.

Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)

На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011 гг. (всего - 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут.

Сетка скважин неравномерная по площади залежи.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия (1988-2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

Разработка началась в 1988 году одной разведочной скважиной. С 1989 года началось эксплуатационное разбуривание еще 3 скважин, что привело к резкому росту годовой добычи.

В течение первых четырнадцати лет разработки (1989-2001 гг.) добыча нефти удерживалась в среднем в диапазоне от 64 до 84 тыс. т, несмотря на увеличение действующего фонда скважин за счет ввода новых скважин. Всего за этот период пребывало в эксплуатации до 8 скважин. С 2002 года наблюдается рост годовых уровней отбора в связи с изменением режимов работы скважинного оборудования и проведением геолого-технических мероприятий.

В 1998-2000 гг. по скважине 91 проводились ОПЗ ПАВ и горячей нефтью. В 2003-2004 гг. на 5 скважинах (58,91,94,95,200) проведено ГРП, после которого, на скважинах 58,91,95 получено увеличение дебита нефти в 1,5 - 3,4 раза и снижение обводненности на 5-20%.

Организация системы ППД по залежи начата на десятом году разработки пласта в 1997 г. Под закачку воды была переведена из добывающего фонда скважина 100, расположенная в южной части залежи. В 1999-2000 гг. нагнетательная скважина 100 находилась в бездействии и закачка воды в пласт не велась. В августе 2004 г. под нагнетание переведена добывающая скважина 60, расположенная на северном крыле залежи.

На конец первой стадии среднесуточный дебит составлял 62,6 т/сут, а годовая добыча нефти была 219,1 тыс. т, обводненность - 27,1%, темп отбора увеличился до 5,7%.

2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год. На этой стадии дебит нефти был максимальный, и составлял 273,6 т. Обводненность составила 17,8%. Степень выработки составляет 41,7%.

В 2004 г. скважина 100 переведена на пласт ДI в качестве добывающей, а вместо нее на южном крыле пласта ДIII под закачку воды была освоена пьезометрическая скважина 69.

3-ая стадия (2005-2011 гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

Обводненность увеличилась и стала составлять 41,5%. Достигнута максимальная степень выработки 56%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.

До 1996 г. разработка велась без ППД. Основными причинами обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%. Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта, и высоким темпом отбора нефти начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось, в среднем, на 4 МПа.

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.

Применение перечисленных технологий на объектах разработки Западно-Коммунарского месторождения в период с 1997 по 2011 гг. рассмотрим подробно.

1. ОПЗ горячей нефтью скважины 91 пласта ДIII (дважды). Результата от обработок нет.

2. ОПЗ ПАВ -2 обработки на скважине 91 пласта ДIII. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая - вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 т.т.

3. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине 99 пласта ДIII. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м³/сут, а по нефти - с 1,0 до 8,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти - 0,56 т.т.

4. На 6 добывающих скважинах пласта ДIII проведен гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003 г. фирмой Шлюмберже. Скважина 68 была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 т.т дополнительной добычи нефти за год от обработки, значительно увеличить дебит скважин.

Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

В настоящее время Западно-Коммунарское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивного нефтяного пласта Д_III. Закачка воды была начата с 2004 г. на Западно-Коммунарском поднятии в нагнетательную скважину №60.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97%. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011 г. составляло 19,7 МПа.

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

С начала разработки было отобрано 2172 тыс. т нефти и 2922.9 тыс. т жидкости. Cтепень выработки извлекаемых запасов, числящихся на балансе, достигла 50,5% при обводненности 41,5%. Текущий КИН равен 0,315.

Накопленная закачка воды в пласт составила 814.7 тыс. м³.

Компенсация годовых отборов жидкости закачкой колебалась в пределах - 0,11% - 77,5%, компенсация суммарного отбора составляет -21,2%

2.4.1 Характеристика действующего добывающего фонда объекта ДIII

На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства.

2.4.2 Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости

Распределение фонда скважин пласта ДIII по дебитам жидкости и нефти на 01.01.2011 г. Показано в табл 2.4.1, 2.4.2

Максимальный дебит нефти в скважине №93 равный 498 т/сут, скважина №58 введена в накопление, следовательно, у неё нулевой дебит. Минимальный дебит в скважине №64 равный 3,2 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 10 и выше 120 т/сут, в интервале 80-110 т/сут отсутствуют скважины с таким дебитом нефти. Малодебитных скважин нет. Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №56 и №58 со значением 4-5 м³/cут, поэтому скважину №56 ввели в бездействие. Максимальный дебит на объекте в скважине №93 со значением - 704 м³/cут.

2.5 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

2.5.1 Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

По формуле

рассчитываем эффективную толщину.

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

;

где м _н - вязкость нефти в пластовых условиях, равная для нашего примера 5,22 мПас; м _В-вязкость воды, равная 1,00 м. Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 5,22.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2):

;

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 1100,1 тыс. т.; Q_{бал.ост} - начальные балансовые запасы нефти, равные 6190 тыс. т. Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Как видно, достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,37 приблизительно сравним с проектным 0,315.

Для наиболее полной и эффективной выработки запасов нефти пласта необходимо:

- бурение проектных скважин на неохваченных выработкой участках залежи в зонах максимальных остаточных нефтенасыщенных толщин;

- внесение корректив в существующую систему ППД;

- внедрение методов физико-химического воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Степень выработки НИЗ составляет 56,0%. Система размещения скважин неупорядоченная. Пласт не достаточно охвачен дренированием. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м.

В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть. В скв. 89 предполагается приобщение пласта ДII в 2015 г. для проведения совместно-раздельной закачки. Замер закачиваемой воды в случае проведения совместной закачки будет производиться раздельно по каждому пласту.

Скважины расположены на структуре по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между скважинами 350-450 м в зонах остаточных нефтенасыщенных толщин до 6 м.

Бурение добывающих скважин намечается: в 2012 г. скв. 109. Резервные скв. 198 и 199 намечаются к бурению в 2019 г. Бурение нагнетательных скважин намечается: в 2011 г. - скв. 191, зависимой от результатов бурения скв. 190; в 2013 г. скв. 195 зависимой от результатов бурения скв. 93. Дальнейшая разработка залежи будет осуществляться 15 добывающими и 6 нагнетательными скважинами.

Разработка включает комплекс мероприятий по физико-химическому воздействию на пласт и призабойную зону скважин.

Для снижения скин-фактора в призабойной зоне рекомендуются глинокислотные обработки. С целью снижения обводненности добывающих скважин и выравнивания профиля притока предлагается использовать для ОПЗ полимерные материалы - кремнийорганические соединения, а именно составы «АКОР», разработанные в ОАО «НПО «Бурение».

Для повышения степени выработки слабодренируемых запасов нефти предлагается к внедрению потокоотклоняющая технология на основе неорганического геля, включающая в себя закачку реагента «ГАЛКА» через систему нагнетательных скважин.

К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

К концу разработки, в 2067 г., накопленный отбор нефти составит 3,661 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,1%, конечный КИН будет равен 0,589 при утвержденном 0,624.

Разработка пласта ДIII предполагает в отдельных скважинах совместно-раздельную эксплуатацию: в скв. 103 совместно с пластом ДI, в скв. 111 совместно с пластом ДII. Изменения учитываются в экономических расчетах с учетом дополнительных затрат на совместную эксплуатацию.

Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.

Максимальный годовой отбор нефти - 219,6 тыс. т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

Выводы

Пласт ДIII терригенный, характеризуются средними коллекторскими свойствами (проницаемость 0,1859 мкм², пористость 17%, соответственно). Нефть - маловязкая. Пластовая температура - 76⁰С. Пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут. Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)

На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011 гг. (всего - 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия (1988-2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.

3-ая стадия (2005-2011 гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97%. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011 г. составляло 19,7 МПа.

Залежь нефти пласта ДIII вступила в разработку в марте 1988 г. скважиной №56.

Пласт ДIII является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Сетка скважин неравномерная по площади залежи. Наиболее плотно разбурена северо-восточная часть залежи. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м. Пласт не достаточно охвачен дренированием в центральной части, на юго-западном и юго-восточном участках залежи. Плотность сетки скважин в среднем по залежи составляет 42,5 га/скв.

Остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину равны 196,9 тыс. т.

Начальное пластовое давление по залежи принято равным 36,2 МПа. Динамика пластового давления говорит о снижении его за 20 лет разработки в среднем по залежи на 15 МПа. Разработка залежи в начальный период при стабильных годовых отборах жидкости указывает на то, что залежь разрабатывалась на естественном упруговодонапорном режиме с достаточно активной связью с пластовой водонапорной областью.

Для дальнейшего проектирования разработки построена трехмерная модель пласта и проведен расчет технологических показателей разработки на перспективу имеющимся фондом скважин (1 вариант), построены карты текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на 01.01.2011 г. и остаточных нефтенасыщенных толщин на конец разработки. Согласно расчету, при существующей системе разработки величина конечного КИН составит 0,519, коэффициент охвата вытеснением - 0,745.

В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть

Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.

Максимальный годовой отбор нефти - 219,6 тыс. т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.

Библиографический список

пласт нефть залежь месторождение

1. Спутник нефтяника. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа, М.: Недра, 1971 г.

2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Д. Уолкотт, М.: ЮКОС, 2001 г.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2008.

Размещено на Allbest.ru