Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

18

Курсовая работа

«Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения»

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

1.9 Выводы

2. Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

2.2.1 Анализ обводненности скважин в первой стадии

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

2.3 Анализ эффективности принятой системы заводнения

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.4.1 Характеристика фонда скважин

2.4.2 Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

2.4.3 Анализ обводнения залежи

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

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

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Выводы

Библиографический список

Введение

Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр или увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы стала одной из самых важных. Наиболее актуальными являются вопросы, касающиеся проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в разных геолого-физических условиях и для различных стадий разработки нефтяных месторождений.

Отечественная нефтяная промышленность достигла многого в направлении повышения продуктивности скважин, интенсификации добычи нефти, искусственного воздействия на пласт. Применяемые методы, системы и технологии в целом отвечают современному уровню развития науки и техники. В настоящее время накоплен немалый опыт эксплуатации нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Появления методик расчетов процессов обводнения и нефтеотдачи в настоящее время проводится с широким использованием ЭВМ. Возможность использования новых программ прогнозирования технологических показателей разработки, позволяет проводить постоянный текущий контроль за состоянием разработки месторождений, делать оперативные пересчеты текущей нефтеотдачи пластов, корректировать проектные показатели разработки.

В настоящее время современные методы моделирования гидродинамических моделей пластов с большой степенью адаптации позволяют получать распределение нефтенасыщенности по объектам, направления дренирования фильтрационных потоков, что в свою очередь, позволяет намечать геолого-технические мероприятия, направленные на повышение конечной нефтеотдачи пластов, и осуществлять прогноз разработки нефтяных месторождений на более длительные периоды.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы.

В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара.

На юго-восточной границе площади проходит ж/д линия Куйбышев-Уфа.

Наиболее крупными населенными пунктами, расположенными в границах указанных районов являются поселок и села Подбельск, Кинель-Черкассы, Сарбай, Мочалеевка.

В юго-западной части площади проходит профилированная шоссейная дорога Кинель-Черкассы-Самара.

Климат района континентальный, относительная влажность воздуха составляет 80-85%, около 50% годового количества осадков выпадает в период с мая по сентябрь, изменения температур зафиксированы от +36^о летом до -33^оС зимой.

1.2 Орогидрография

Район месторождения расположен в пределах водоразделов рек Б. Кинель и Сарбай. Наиболее обширным является Кинельско-Сарбайский водораздел.

Максимальные абсолютные отметки рельефа водоразделов рек плюс 208-228 м. по северо-западному склону водораздела происходит равномерное понижение рельефа до абсолютных отметок плюс 94,4-123,6 м. самой крупной из рек является р. Б. Кинель, которая протекает с северо-востока на юго-запад. Река имеет хорошо разработанную долину с крутым правым склоном и более пологим левым. Русло реки достигает глубины 4 м и ширины 30-40 м. река Сарбай протекает в направлении с северо-востока на юго-запад, берет свое начало севернее села Сарбай. Самым крупным ее притоком является Шумарка.

Склоны водоразделов изрезаны сетью мелких и крупных оврагов открывающихся своими устьями в поймы рек.

Территория месторождения находится в лесостепной зоне с преобладанием лесов. Основные массивы леса приурочены к долинам рек. Район месторождения полностью технически обустроен с необходимыми промыслово-транспортными коммуникациями, пунктами сбора нефти и иными сооружениями.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Сарбайско-Мочалеевского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Ниже представлена краткая характеристика разреза вскрытых продуктивных отложений по данным структурного и глубокого поискового бурения.

Архей

Кристаллический фундамент сложен гранитно-гнейсами, розовато-серыми, биотитовыми, кварцевыми, плотными, крепкими с большим содержанием полевых шпатов и тонкими прожилками кальцита.

Вскрытая мощность до 5 м.

Девон

Отложения девонской системы представлены среднедевонскими и верхнедевонским и верхнедевонским отделами, причем на кристаллическом фундаменте залегают осадки живетского яруса. Эйфельский ярус на Мочалеевской площади отсутствует.

Верхний девон

Представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус

Подразделяется на два подъяруса - нижний и верхний. В состав нижнефранского подъяруса входят четыре горизонта: пашийский, кыновский, саргаевский, семилукский.

Пашийский горизонт

Представлен двумя пластами ДП и Д1, разделенных пачкой темносерых, оскольчатых глин. Нижняя граница горизонта отбивается по подошве пласта ДП, а верхняя по подошве нижнего кыновского известняка - репер «кинжал». Пласты ДП и Д1 сложены песчаниками и олевролитами. Песчаники светло-серые и серые, пористые, кровельные части пластов плотные, довольно крепкие. Алевролиты темно-серые, слюдистые, местами сильно глинистые, плотные.

Песчаники пласта Д1 в Скв. 39, 44, 42 нефтенасыщены. Глины темно-серые и зеленовато-серые, слоистые, алевретистые с обуглившимися растительными остатками. Мощность 47-60 м.

Кыновский горизонт

В подошве залегает 3-метровый прослой известняка серого, тонкокристаллического, плотного, крепкого, с отпечатками фауны, выше - глины, зеленовато-серые, листовато-оскольчатые, рыхлые. На глинах залегает алеврито-песчанистая пачка, именуемая пластом Дк. Пласт Дк сложен алевролитами серыми и зеленовато-серыми, неясно-слоистыми песчанистыми, с выпотами нефти, с прослоями песчаника коричневато-серого, тонкозернистого, алевритистого, иногда нефтенасыщенного (Скв 39). Над пластом Дк залегает глинистая пачка, представленная зеленовато-серыми и зелеными глинами. Мощность 30-34 м.

Карбон

Среднекаменноугольный отдел

Башкирский ярус

Сложен известняками светло серыми до белых и желтовато-серыми, тонкокристаллическими, органогенно-обломочными, участками глинистыми, трещиноватыми. В кровле яруса известняки нефтенасыщенны (пласт А4).

Мощность яруса до 120 м.

Московский ярус

Расчленяется на нижнемосковский и верхнемосковский подъярусы. В состав нижнемосковского подъяруса входят верейский и каширский горизонты. Мощность до 82 м.

Верейский горизонт

В большинстве скважин представлен нефтенасыщенными песчаниками - пласт А3, глинами и алевролитами. Песчаники, представляющие пласт А3, серые и коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые, слабослюдистые, хорошо сцементированные.

Глины - зеленовато серые и темно серые, слоистые слюдистые, плотные, средней крепости, с обуглившимися растительными остатками.

Алевролиты серые и зеленовато-серые, тонкозернистые, неясно слоистые, сильно слюдистые участками пиритизированные, плотные.

В отдельных участках пласт А3 подвергался эрозионным процессам с последующим заполнением монотонной пачкой глин - область палеовреза.

Мощность горизонта до 25 м.

Четвертичные отложения

Представляют собой современные аллювиальные отложения рек и оврагов и делювиальные образования. Слагаются они глинистыми мелкозернистыми песками и желто-бурыми суглинками. Толщина четвертичных отложений составляет 3-5 м.

Таким образом, стратиграфический разрез Сарбайско-Мочалеевского месторождения согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Особенностью месторождения является отсутствие на Мочалеевской площади эйфельского яруса в составе девонской системы.

Продуктивными на Сарбайско-Мочалеевском месторождении являются пласты А₃ (верейский горизонт), А₄ (башкирский ярус), Д₁ (пашийский горизонт) и пласт Д_к (кыновский горизонт).

1.4 Тектоника

Все пробуренные разведочные и эксплуатационные скважины на 01.01.88 год, в основном вскрыли осадочный чехол до намюрского яруса.

Сарбайско-Мочалеевская структура приурочена к Сидоровскому выступу кристаллического фундамента. Проведенные исследования позволяют выделить в пределах Сидоровского выступа ряд структурных зон, трассирующихся параллельно Большекинельскому валу.

Сарбайско-Мочалеевская зона поднятий расположена к югу от Аделяковской, имеет юго-восточное простирание и только в северо-западной части наблюдается поворот оси в северном направлении.

В пределах зоны выделяются такие поднятия, как Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское.

Собственно можно проследить две параллельные складки, к которым приурочены Саврухинское и Сарбайско-Мочалеевское месторождения. Пробуренные разведочные скважины, которые вскрыли осадочный покров в восточном направлении от Саврухинского поднятия, установили лишь наличие двух небольших залежей нефти в отложениях башкирского яруса (пласты А4 и А5) в куполах юго-восточного простирания и полное отсутствие нефтенасыщенности в пласте А3 - верейского горизонта, тогда как на юго-восточном продолжении Сарбайской складки разведочными скважинами №6, 9, 20, 8, 17, 12, 14, 7, 21 открыта крупная залежь нефти пласта А3 в отложениях верейского горизонта. Пробуренные затем многочисленные эксплуатационные скважины установили единство залежи нефти в границах Сарбайского и Мочалеевского участков.

Выявленные структурным и глубоким бурением Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское, Аделяковское, Садовое и Сидоровское поднятия говорят о ступенчатости фундамента к западу и юго-западу от Большекинельского вала.

Практически по всем выявленным структурам, разбуренным большим количеством скважин, наблюдается хорошее совпадение сводов структур по основным маркирующим горизонтам.

Незначительное несовпадение пермского структурного плана со структурой глубоких горизонтов на некоторых площадях, которое выражается в смещении осей простирания, связано с поздними тектоническими подвижками фундамента, наложивших свой отпечаток на осадконакопление.

Наиболее полно нефтенасыщен разрез в границах Сарбайско-Мочалеевского месторождения - пласты А3, А4, Дк и ДI.

1.5 Нефтегазоводоносность

В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах:

А3 - верейский горизонт, средний карбон;

А4 - башкирский ярус, средний карбон;

Дк - кыновский горизонт, верхний девон;

Д1 - пашийский горизонт, верхний девон.

Основным объектом разработки является пласт А3 верейского горизонта.

Пласт А3

Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. пласт А3 вскрыт в 82-х скважинах и достаточно полно изучен. Характерной особенностью строения залежи является то обстоятельство, что в участках расположения скв. 50, 95, 7 и 21 коллектор пласта А3 эродирован в процессе осадконакопления - область палеовреза. Участки полного отсутствия коллектора пласта А3 заполнены монолитной пачкой глин верейского яруса.

На границе палеовреза нефтенасыщенный коллектор по всей вскрытой толщине контактирует с глинами, а не выклинивается до нуля.

Кроме того, коллектор пласта также был подвержен частичной эрозии на стыке Сарбайского и Мочалеевского участков (районы скв. 69, 100, 130). Не исключено, что область эрозии распространяется далее на север в направлении скв. 45 и 41, 20 и 14.

Начальное положение водонефтяного контакта по залежи пласта А3 определено по материалам ГИС и данным опробования скважин.

На Сарбайском участке самое низкое положение подошвы полностью нефтенасыщенного коллектора определено в скв. 63 и 66 на абсолютных отметках минус 1175 и 1175,1 м.

Начальное положение ВНК уверенно фиксируется по ГИС на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46, которая вскрыла водонефтяную зону пласта. Кровля полностью водонасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных отметках минус 1177,8 м и минус 1182,6 м (скв. 45 и 41).

Безводные притоки нефти получены из скв. 69 при нижнем отверстии перфорации на отметке минус 1172,2 м. Из скв. 66, где коллектор по ГИС нефтенасыщен до подошвы (абс. отм. минус 1175,1 м), при нижнем отверстии перфорации на этой же отметке, что и подошва пласта, получен приток нефти с дебитом 11 т/с при 15% воды. Этот результат говорит о близости водонефтяной зоны и подтверждает начальное положение ВНК на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46.

На основании изложенного, ВНК по залежи нефти пласта А3 в границах Сарбайского участка принят на абсолютной отметке минус 1175 м. Размеры залежи в принятых границах - 2,5x1,9 км. Водонефтяной контакт по залежи пласта А3 в пределах Мочалеевского участка также определен по ГИС и данными опробования пласта. На северном крыле по материалам ГИС ВНК определен в скв. 79 на отметке минус 1173,4 м. подошва полностью нефтенасыщенного коллектора вскрыта до абсолютных отметок минус 1174,1 м (скв. 86) и минус 1174,9 м (скв. 135). Кроме того, в скв. 135 при нижнем отверстии перфорации на абс. Отметке минус 1174,9 м получен безводный приток нефти с дебитом 29 т/с. На основании изложенного ВНК на северном крыле залежи нефти пласта А3 принимается в интервале отметок минус 1173,4-1175 м. На южном крыле залежи среднее положение ВНК определяется отметкой минус 1173,3 м по данным ГИС скв. 81, 8, 116, 123, 122, 117, 76. Высотная отметка начального положения ВНК установлена на абсолютной отметке минус 1172,8 по скв. 121. Учитывая изложенное, контур нефтеносности южного крыла залежи нефти пласта А3 Мочалеевского участка проведен по изогипсе минус 1173 м до участка расположения скв. 12, 84 и 85.

Среднее начальное положение ВНК в районе скв. 85, 12 и 84 определяется данными ГИС и опробованием на абсолютной отметке минус 1178,5 м. В целом по материалам ГИС и опробования скважин начальное положение ВНК на Мочалеевском участке залежи нефти пласта А3 установлено в интервале абсолютных отметок минус 1173-1178,5 м. Колебание высотных положений ВНК на отдельных участках залежи связано с литолого-фациальными условиями формирования ловушки, что в свою очередь, обусловило различную активность контурных вод и тем самым высотные положения водонефтяных контактов. Размеры залежи нефти в принятых границах Мочалеевского участка составляют 5,2x3 км.

Структурный план по кровле коллектора пласта А3 представлен брахиантиклиналью субширотного простирания. Размеры залежи нефти в границах палеовреза и внешнего контура нефтеносности в целом составляют 2,5x7.8 км. Высота залежи в районе скв. 126 достигает 22,4 м. Ширина водонефтяной зоны по линии скв. 117, 122 составляет 1,1 км.

1.6 Коллекторские свойства пласта

Продуктивный пласт А3 сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Коллектором нефти служат песчаники слюдисто-полевошпатово-кварцевые, разнозернистые, алевритистые, глинистые, известковые, доломитистые. По минералогическому составу песчаники преимущественно кварцевые, значительно меньше полевого шпата, слюды (мусковит и биотит), хлорита, лептохлорита, глауконита. Из акцессорных минералов отмечены циркон, гранат, рутил.

Цемент смешанный: поровый, пленочно-поровый, контактовый. Базальный тип цементации локализуется участками. Состав цемента в основном глинистый и глинисто-карбонатный и сульфатно-карбонатный - имеет подчиненное значение. Для песчаников с контактовым и пленочно-поровым цементом характерны высокие значения пористости. За счет сульфатно-карбонатного цемента емкостная характеристика пород уменьшается. Отмечается наличие битуминозного цемента, также снижающего пористость. Коллектор поровый. В нем развиты межзерновые поры. Размеры их на Сарбайском участке от 0,01 до 0,04 мм, на Мочалеевском участке - от 0,02 до 0,3 мм, а более крупные поры достигают 0,5 мм (скв. 123).

В границах внутреннего контура нефтеносности величины нефтенасыщенных толщин изменяются незначительно, в большинстве случаев составляя 10-12 м и достигают максимума 16,4 м и 16,6 м. на участках расположения скв. 94 и 80. В межконтурной зоне нефтенасыщенные толщины изменяются в более широких пределах от 3 м (скв. 78) до 18,4 м (скв. 117). максимальная эффективная толщина пласта А3 зафиксирована в скв. 117 и 121 и составляет 23,6 и 21 м соответственно. Основной объект разработки - пласт А3 представлен слаборасчлененными песчаниками, состоящими из 1-2, реже 3-х пропластков, толщиной от 1 до 10 м. На Сарбайском участке по данным ГИС 17 скважин коэффициент расчлененности составил 1,62, а коэффициент песчанистости определен величиной 0,70.

Исследование проходили в лабораторных условиях, геофизически и гидродинамически. Представлено в таблице 1.1.

Как видно из таблицы проницаемость равна 190,9 мД, пористость равна 19,3%, начальная нефтенасыщенность 0,74 доли ед., насыщенность связанной водой 22,3%.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Сарбайско-Мочалеевское месторождение изучено по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

Пласт А3

Свойства нефти и газы приняты по данным исследований проб из скважины 40, 61, 65 (две пробы), 67.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа•с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8654 г/см³, газовый фактор 14,5 м³/т, объемный коэффициент 1,034, динамическая вязкость разгазированной нефти 22,2 мПа•с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,90%), смолистая (11,34%), высокопарафиновая (6,02%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300^оС - 39%.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта А3.
Метод определения	Зона	Наименование	Проницаемость, мД	Пористость, %	Начальная нефтенасыщен-ность, доли ед.	Насыщенность связанной водой, %
Лабораторные исследования керна	нефтенасыщенная	Количество скважин, шт.	2	2	-	-
		Количество определений, шт.	18	71	-	-
		Среднее значение	175.5	18.6	-	-
		Интервал изменения	8-456	14-24.5	-	-
	водонасыщенная	Количество скважин, шт.	2	2	-	-
		Количество определений, шт.	7	13	-	-
		Среднее значение	13	15.3	-	-
		Интервал изменения	7-17	12-17.6	-	-
	в целом по пласту	Количество скважин, шт.	4	4	-	-
		Количество определений, шт.	25	84	-	-
		Среднее значение	130	18.1	-	-
		Интервал изменения	7-456	12-24.5	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	16	16	16	-
	Количество определений, шт.	65	65	38	-
	Среднее значение	272.1	19.3	0.736	-
	Интервал изменения	121-459	13.9-25.5	0.612-0.879	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-
	Количество определений, шт.	-	-	-	-
	Среднее значение	-	-	-	-
Принятые при проектировании	190.9	19.3	0.74	22.3

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,41%, азота 21,02%, метана 22,52%, этана 26,96%, пропана 15,38%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,12%, гелия 0,029%. Относительная плотность газа по воздуху 1,133.

Таблица 1.2 - Компонентный состав разгазированной и пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Наименование	Пласт A3.
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
- сероводород	0.35	0.01	0.41	0.02	0.07
- двуокись углерода	0.83	-	0.97	0.01	0.13
- азот+редкие	18.15	-	21.02	-	2.61
в т.ч. гелий	0.025	-	0.029	-	-
- метан	20.04	0.02	22.52	0.04	2.83
- этан	25.27	0.74	26.96	1.04	4.29
- пропан	19.88	2.26	15.38	3.13	4.75
- изобутан	3.75	0.74	6.76	3.8	1.16
- н.бутан	6.9	2.54	3.8	3.02	3.21
- изопентан	2.46	2.44	1.08	2.59	2.48
- н.пентан	0.73	1.05	0.37	1.05	1
- гексан	1.19	5.04	0.5	4.81	4.43
- гептан	0.45	5.38	0.17	5.1	4.65
остаток С8	-	79.78	0.06	75.39	68.39
Молекулярная масса, %	-	237	-	234	207
Плотность нефти, кг/м3	-	0.8723	-	0.869	0.8537

Как видно из таблицы плотность нефти составляет 0,869 кг/м^3, молекулярная масса 234, в выделившемся газе большое содержание этана, пропана и метана.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Пласт	Участок	Пластовая температура, оС	Давление насыщения, МПа	В пластовых условиях	При дифференциальном разгазировании нефти в рабочих условиях
				плотность, г/см3	вязкость, мПа*с	газосодержание, м3/т	объемный коэффициент
А3	Сарбайский	32	3.5	0.8537	10.58	14.5	1.038

Как видно из таблицы пластовая температура равна 32 ^оС, давление насыщения 3,5 МПа.

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт А3
	Количество исследованных	Диапазон	Среднее
	скв.	проб	изменения	Значение
Вязкость динамическая, мПас:
при	20С	6	15	7,32 - 14,87	9,08
	50С	-	-	-	-
Вязкость кинематическая, м2/с
при	20С	6	15	(6,55 - 17,22) х10-6	10,65 х10-6
	50С	-	-	-	-
Температура застывания, С	4	12	-2 - (-13)	-6,0
Температура насыщения парафином, С	-	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	8	18	1,25 - 2,05	1,62
	Смол силикагелевых	8	18	4,77 - 10,37	6,54
	Асфальтенов	8	18	1,43 - 4,09	2,61
	Парафинов	8	18	3,99 - 7,84	5,63
	Солей	-	-	-	-
	Мех. примесей	-	-	-	-
Содержание воды, % об	7	17	0,0 - 36,0	8,3
Температура плавления парафина, С	8	18	48,0 - 69,5	62,0
	н.к.-100С	8	18	4,0 - 12,0	7,0
Объемный	до 150С	8	18	13,0 - 22,0	17,0
выход фракций, %	до 200С	8	18	23,0 - 33,0	27,0
	до 250С	8	18	33,0 - 44,0	38,0
	до 300С	8	18	41,5 - 56,0	49,0
Классификация нефти	сернистая, смолистая, парафиновая

Таблица 1.5 - Результаты анализа пластовой воды

Содержание	Мг-экв/л
HCO3	3,3
Cl	4100
SO4	29,3
Ca	260
Mg + К	3600
Содержание нефти, мг/л	40 - 50
Содержание мех. примесей, мг/л	40

Как видно из таблицы по данным анализа пластовой воды содержание нефти в воде составляет 40-50 мг/л, содержание мех. примесей 40 мг/л.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количество и качество находящихся в недрах углеводородов и определяют возможность их извлечения. Эти оценки используются для планирования региональных, поисковых, оценочных и разведочных работ и добычи нефти и газа, поэтому им всегда придают огромное значение.

Запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов в открытых залежах, наличие которых в недрах обосновывается геолого-геофизическими исследованиями и данными бурения, опробованием скважин в колонне, опытной или промышленной эксплуатацией.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В и С₁) и предварительно оцененные (категория С₂).

Категория А - запасы залежи, изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и размеров, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характеры изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава с свойства нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависит условие ее разработки.

Запасы категории А подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи, разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или газа.

Расчет.

Подсчет запасов производится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * с * л *

где Q_бал - это балансовые запасы

F - площадь нефтеносности - 12987 тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 9,6 м

m - коэффициент пористости - 0,25 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,77

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,864 т/м³

- пересчетный коэффициент - 0,97

= где В объемный коэффициент

Q_бал = 12987 х 9,6 х 0,25 х 0,77 х 0,864 х 0,97 = 20113 тыс.т.

Q_извл = Q_бал х К

где К - коэффициент нефтеизвлечения. Принят равным 0,517

Q_изв = 20113 х 0,517 = 10398 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2009 г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал - Q_доб

Q_доб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-10100,6 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 20113 -10100,6 = 10012,4 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2009 г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл - Q_доб

Q_{извл.ост} = 10398-10100,6 =297,4 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

I_{бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 20113 х 20,8 = 418,35 млн. м³

Г - газовый фактор по пласту - 20,8 м³

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г

I_{нач.изв} = 12331 х 20,8 = 216,3 млн. м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2009.

Q_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г

Q_{бал.ост.газа} = 10012,4 х 20,8 = 208,3 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г

Q_{извл.ост.газа} =297,4 х 20,8 =6,2 млн. м³

Таблица 1.6 - Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти т.т	Запасы газа млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв.	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
20113	12331	10012,4	297,4	418,35	216,3	208,3	6,2

1.9 Выводы

Таким образом, можно сделать следующие заключения:

· Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы. В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара. Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. Приурочен к верейскому горизонту.

· В геологической части в полном объеме описаны стратиграфия, тектоника, нефтеносность пластов Сарбайско-Мочалеевское месторождения, изучены их коллекторские свойства и физико-химические характеристики нефти, газа и воды. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа•с.

· Пласт А3 залегает на средней глубине 1180. В границах внутреннего контура нефтеносности величины нефтенасыщенных толщин изменяются незначительно, в большинстве случаев составляя 10-12 м и достигают максимума 16,4 м и 16,6 м. на участках расположения скв. 94 и 80. В межконтурной зоне нефтенасыщенные толщины изменяются в более широких пределах от 3 м (скв. 78) до 18,4 м (скв. 117). максимальная эффективная толщина пласта А3 зафиксирована в скв. 117 и 121 и составляет 23,6 и 21 м соответственно. Основной объект разработки - пласт А3 представлен слаборасчлененными песчаниками, состоящими из 1-2, реже 3-х пропластков, толщиной от 1 до 10 м. Коэффициент песчанистости - 0,74, расчленённости -1,5. Пористость - 19,9. Проницаемость 1,66.

· Произведен подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом, которые составляют соответственно 20113 тыс.т. и 12331 тыс.т.

· В итоге, необходимо отметить, что наличие водонефтяных зон в дальнейшем будет влиять на разработку месторождения, имеется возможность обводнения продукции с начала разработки.

2. Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

пласт месторождение скважина нефть

По месторождению утверждены следующие проектные документы:

· «Технологическая схема разработки Сарбайско-Мочалеевского месторождения» (протокол ГПК треста «Востокнефть» №461 от 30.11.1938 г.);

· «Проект пробной эксплуатации продуктивных пластов Сологаевского месторождения» (протокол ГПК треста «Востокнефть» №19а от 26.08.1940 г.);

· «Проект пробной эксплуатации пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения», (протокол ГПК треста «Востокнефть» №21 от 27.08.1942 г.)

· «Уточненная технологическая схема разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения» (протокол ГПК треста «Востокнефть» №26 от 28.09.1944 г.);

· «Проект разработки продуктивных пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения» и «Дополнение к Проекту разработки продуктивных пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения» (протокол ГПК треста «Востокнефть» №11 от 23.08.1951 г.);

Действующим проектным документом является «Дополнение к проекту разработки Сарбайско-Мочалеевского месторождения» (протокол ЦКР №3525 от 21.12.2005 г.).

Детальные геологические исследования описываемого района начали проводиться с 1938 года, когда ГПК треста «Востокнефть» была проведена структурно-геологическая съемка. Были изучены отложения татарского яруса пермской системы, установлен моноклинальный подъем слоев в северном направлении. В 1941 году Средне-Волжским геологоразведочным трестом начато структурное бурение на соседней Новоаманкской площади, где в отложениях калиновской свиты премии была выявлена газовая залежь. По следующим геофизическим работам и структурным бурением подтверждена Большекинельская гравитационная ступень и отмечен ряд максимумов силы тяжести.

На основании данных электроразведки в 1950-1951 гг. в пределах Сарбайско-Мочалеевской площади проводилось структурное бурение трестом «Куйбышевгаз». Всего было пробурено 37 скважин.

За период 1964-1968 гг. на площади пробурено 12 разведочных скважин. По результатам глубокого разведочного бурения установлены промышленные залежи нефти пласта А3 - верейский горизонт.

В период 1969-1973 разведочное бурение продолжено. По результатам которого установлено единство залежи пласта А3 в границах Сарбайского -Мочалеевского месторождения.

Разработка нефтяных залежей пласта А3 началась в 1971 г. За период 1964 - 1987 гг. реализованы составленные институтом «Гипровостокнефть» техсхема и проект разработки Сарбайско-Мочалеевского месторождения.

В 1988 г. институтом «Гипровостокнефть» была выполнена работа «Пересчет запасов нефти и газа Сарбайско-Мочалеевского месторождения» с представлением в ГКЗ РФ.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Разработка пласта началась в 1972 году, в этот год было пробурено 4 разведочных скважины. Сейчас месторождение находится на третьей стадии (стадия падающей добычи нефти). В разработке пласта можно выделить три стадии:

- первая стадия - с 1972 по 1977 год,

- вторая стадия - с 1978 по 1985 год,

- третья стадия - с 1986 до настоящего времени.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Уже на первой стадии наблюдается обводненность продукции. Ее появление связано с большими количеством и площадью водонефтяных зон. Закачка воды в пласт началась, начиная с 1974 года, с целью поддержания пластового давления. Разработка велась с пониженным темпом отбора, порядка 3%. В 1985 году по сравнению с первым годом разработки резко выросла обводненность с 9,9% до 15,1%. На мой взгляд, это связано увеличением темпа отбора с 4,5% до 6,6%.

Первая стадия разработки пласта А3- с 1972 до 1977 год, темп отбора увеличивается с 0,1% до 7,8%. Количество добывающих скважин увеличивается с 4 до 43. С увеличением количества добывающих скважин, а также с вводом в эксплуатацию нагнетательных скважин темп отбора начинает возрастать. На первой стадии разработки в эксплуатацию введено 10 нагнетательных скважин.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Продолжалась с 1978 до 1984 года. Обратим внимание на график темпа отбора от начальных извлекаемых запасов нефти (график 2 приложения). Видно, что в 1979 году - максимальный темп отборов нефти (10,7%), за этот год добыто 1035,4 тыс. тонн нефти. Количество добывающих скважин в это время составляет 42 шт. Более или менее стабильная добыча нефти достигается за счет активного разбуривания скважин, а также ввода в эксплуатацию системы ППД, к 1984 году количество нагнетательных скважин увеличивается до 18.

Обводненность за весь период увеличилась с 15,8% до 64,3%.

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме. К 1986 году обводненность продукции достигла 78,7%, что было связано с большой закачкой воды в пласт для ППД, а также негерметичностями эксплуатационных колонн. В последующие годы, после проведения РИР обводненность немного уменьшилась и к 1988 году составила 71%.

С 1988 по 1992 годы вновь возросла обводненность добываемой продукции (с 71% до 76,5%) в связи с увеличением количества нагнетательных скважин до 22 штук.

В 1993 году произошло отключение 7 нагнетательных скважин, в результате чего произошло уменьшение годовых отборов нефти. Обводненность продукции увеличилась до 78%. В 1994 году было отключено еще 8 нагнетательных скважин, темп отбора упал в два раза, добыча нефти со 142 тыс.т. снизилась до 114,1. Обводненность уменьшилась до 70,5%.

В 1996 и 1997 годах система ППД не применялась, но после небольшого снижения пластового давления в 1998-99 гг. была вновь произведена закачка жидкости в пласт, и после восстановления Pпл ее уже отключили окончательно.

С 1994 года обводненность постепенно увеличивалась и к 2009 году достигла 84%.

2.2.1 Анализ обводненности скважин в первой стадии

Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.

На первой стадии разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения обводненность добываемой продукции варьируется в пределах 13,3% - 15,8%.

Среднее значение обводненности - 12,9%.

Обводненность, к концу первой стадии достигает 15,8%. Она объясняется тем, что основной объект разработки - пласт А3 - подстилают подошвенные воды. То есть присутствует ВНЗ. При работе скважин образуются конусы депрессии, в которые попадает вода из подстилающего слоя воды.

Накопленная добыча нефти достигает 2143,9 тыс.т нефти при накопленной добычи жидкости 2458,2 тыс.т.

Обводненность продукции на первой стадии разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения можно объяснить геолого-физическими причинами, такими как:

· Неоднородность пластов по толщине (послойное обводнение) и по простиранию (прерывистость пластов, линзовидность), обводнение по площади залежи

· Наличие обширных водонефтяных зон (ВНЗ)

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Для воздействия на залежи нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения по проектному документу планируется технологический комплекс обработки призабойной зоны пласта, который решает задачу повышения продуктивности малодебитных скважин и вовлечения в активную разработку недренируемых и слабодренируемых запасов нефти в низкопроницаемых зонах и интервалах пластов. На месторождениях наиболее эффективным методом увеличения проницаемости как призабойной зоны, так и более удаленной зоны являются соляно-кислотные обработки добывающих и нагнетательных скважин, реагентная разглинизация, химические обработки скважин.

Очистка и промывка забоя осуществляется путем спуска в скважину специального устройства (желонки), которое позволяет очистить забой скважины от шлама и прочих механических примесей.

Ниже приведена таблица проведенных за последние три года мероприятий ГТМ за 2007-2009 гг.

Таблица 2.1

Мероприятия	2007 год	2008 год	2009 год
	Кол-во скв. Штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. Штук	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв. Штук	Эффект т.тонн нефти
ГРП	-	-	-	-	-	-
Очистка и промывка забоя	1	0	-	-	1	0,4
Вывод из бездействия прошлых лет	-	-	-	-	1	0,9
ЗБС	-	-	1	1,6	-	-
РИР	1	0,7	-	-	1	0,9
Увел-е произв-сти ЭЦН	-	-	2	0,9	1	0,6
ОПЗ	-	-	1	0,5	-	-
ВСЕГО	3	1,6	4	3,0	4	3,1

Забуривание бокового ствола - технологический процесс бурения боковых ответвлений с горизонтальной частью. Необходимость разработки технологии бурения БС из обсаженных скважин обусловлена прежде всего ростом числа малодебитных, нерентабельных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться на 10...50% дешевле, чем бурение новых скважин. Эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Бурение БС, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

Ремонтно-изоляционные работы характеризуются ликвидацией путей поступления воды в скважины: "чужой" - аварийно-восстановительные, "своей* - технологические. Поэтому иногда решение проблемы РИР подменяется ограничением объема добываемой вместе с нефтью воды. Чаше всего решается задача поиска реагентов для селективного закупоривания обводненных интервалов пласта. Поэтому под методом изоляции очень часто подразумевается изоляционный материал, разобщающее устройство и т.д.

Увеличение производительности ЭЦН означает замену ЭЦН на подобный насос большей мощности.

Вывод из бездействия прошлых лет подразумевает ввод ликвидированной скважины обратно в эксплуатацию.

В итоге можно сказать, геолого-технические мероприятия, проведенные в скважинах, эксплуатирующих пласт А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения, за последние три года, в большинстве своем успешны и способствуют улучшению фактических показателей добычи, что в свою очередь приближает эти показатели к проектным.

2.3 Анализ эффективности принятой системы заводнения

Для пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения принята законтурная система заводнения в сочетании с приконтурным и очаговым заводнением.

При разработке пласта А3 принята три ряда добывающих скважин потому, что проницаемость коллектора хорошая (1,66 мкм²) и вязкость нефти лишь немного повышена (10,58 мПа. сек).Вначале использовалась законтурная система заводнения с последующим переводом добывающих скважин под нагнетательные.

С 1974 года начинается искусственное заводнение пласта, до 1989 года вводится в эксплуатацию 22 нагнетательных скважины, интенсивность системы заводнения- =22/22=1.

В 1989 году текущая компенсация отбора достигает 131,8%. Закачено 823,5 тыс. м³ воды.

По причине высокой обводненности продукции после 1989 года закачка воды в пласт была прекращена.

Анализ изменения энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения составило 10,2 МПа. До 1982 года давление существенно не изменялось. Но с 1983 года пластовое давление начало расти и к 1989 году составило 12,8 МПа. В последующие года давление установилось на одном уровне и к 2008 году оно составило 13,1 МПа.

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения

Накопленные показатели на 2009 год:

-добыча нефти - 28,1 тыс. тонн за год;

-добыча жидкости - 148,1 тыс. тонн;

-закачка воды- 0 тонн;

-обводненность - 84%.

2.4.1 Характеристика фонда скважин

За время разработки из продуктивных пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения извлечено 11446,72 тыс. т. нефти и 15691,99 тыс.т. жидкости.

В пределах пласта А3 пробурено 43 добывающая и 22 нагнетательных скважин, из них 32 добывающая скважина находиться в бездействии.

Таблица 2.2 - Расшифровка фонда Сарбайско-Мочалеевского месторождения пласта А3

Категория скважин	Номера скважин	Всего
Добывающий фонд	Фонтан		0
	ЭЦН	67, 91, 92, 127, 133, 135	6
	ШГН	40, 100, 130, 134	4
	В простое
	В освоен.
	В бездействии	61, 63, 64, 65, 69, 68, 6, 9, 12, 17, 71, 73, 74, 76, 82, 87, 88, 90, 93, 95, 98, 118, 119, 120, 122, 121, 126, 124, 80, 81, 125, 128	32
Нагнетательный фонд	Под закачкой
	В простое
	В режим. ост.
	Ожид. освоен.
	В бездействии	46, 62, 66, 8,72,75,77,78,79, 83,84,85,86,89,96 97,99,116,117,123,129,132	22
	Всего наг.		22
	нет. Скв

Как видно из таблицы 2.2 добывающий фонд Сарбайско-Мочалеевского месторождения в 2009 г. составляет 10 скважин. Из них 6 эксплуатируются ЭЦН, а 4 ШГН.

Таблица 2.3 - Фонд скважин

Фонд скважин (на 2009 год).
Категория скважин	Количество скважин
Эксплуатационный фонд	43
Проектные	0
Нагнетательные	22
Ликвидированные	0
Ожидание ликвидации	0
Пьезометрические, контрольные	0
Водозаборные	0
Поглощающие	0
Артезианские	0
Всего	65

Как видно из таблицы 2.3 эксплуатационный фонд Сарбайско-Мочалеевского месторождения составляет 39 скважин.

2.4.2 Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

Дебиты скважин по нефти находятся в пределах от 0,1 до 55,7 т/сут. Как видно из рисунка большая часть скважин имеет дебиты менее 5 т/сут. Низкие дебиты по нефти в значительной степени обусловлены значительной обводненностью продукции. Для данной группы скважин возможно проведение геолого-технических работ по увеличению дебита нефти, таких как обработка призабойной зоны пласта, удаление АСПО, ремонтно-изоляционные работы.

В связи с повышенной вязкостью нефти (10,58 мПа. сек), в пласте могут образоваться области не промываемые системой ППД. Рекомендуется применение потокоотклоняющих технологий.

2.4.3 Анализ обводнения залежи

На рис. представлено распределение скважин по обводненности продукции. Как видно из рисунка преобладающая доля скважин эксплуатируется с обводненностью продукции более 75%.

Обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. Приведенный график "Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи" позволяет наглядно видеть изменение этих показателей по залежи.

Как видно из графика, по мере разработки месторождения увеличивается число добывающих скважин, увеличивается обводненность продукции. Средний дебит по нефти в процессе разработки уменьшается.

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Таблица 2.4 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели	2005	2006	2007	2008	2009
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5	6
Добыча нефти всего, тыс.т/год	49,1	47,97	57,6	56,9	48	47,1	32,1	34,4	29,4	31,6
Обводненность среднегодовая по (массе),%	81	83,2	82,1	83,4	83,6	84,3	89,5	89,1	90,1	89,3
Среднесуточный дебит одной добыв. скв. по нефти	13	12,3	16,1	15,8	21,6	20,5	17,2	14,2	11,2	12
Закачка рабочего агента годовая, тыс. м3	2354	1421	2103	1834	1526	1106	1589	1583	2302	2421
Темп отбора от изв. запасов, %	3,4	2,9	3,7	3,4	3,1	3,0	2,1	2,2	1,6	2,0

В 2008 году фактическая добыча нефти превысила проектную на 2,2 тыс. тонн нефти. Этого удалось достичь за счет проведения РИР, также проводились работы по закачке поверхностно-активного полимеросодержащего состава ПАПС (раствор полимера в мицеллярном растворе), с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи. Также за счет проведения этих работ удалось снизить обводненность на 0,8% по сравнению с проектной, и увеличить средний дебит по нефти на 0,8 т/сут. Темпы отборов в 2005-2009 годах также как и накопленная добыча нефти отстает от проектной, так как в 2005-2007 годах фактическая добыча нефти была ниже проектной. Это объясняется обводненностью выше проектной, а также малыми объемами закачки рабочего агента по сравнению с проектными.

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

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Определяем остаточную нефтенасыщенную толщину на дату анализа разработки и строим карту остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.

С помощью этой карты можно определить остаточные балансовые запасы, участки с наибольшими запасами и КИН.

Существует достаточное количество методов определения конечного коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей. В данной работе рассмотрен метод определения конечного коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений и зависит от предельной обводненности добываемой из пласта нефти.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определяем с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определяем достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по следующей формуле:

Где: Н - начальная эффективная толщина пласта, м;

- соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях;

f_B - обводненность добываемой продукции, доли ед.

1. По формуле рассчитываем эффективную толщину. Расчет проводится по всем скважинам, которые находились в эксплуатации на данном пласте: и те которые на расчётную дату находятся в бездействии и те, которые были переведены в нагнетательный или другой фонд.

2. Расчетные данные, для построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин по пласту вносим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Расчетная таблица h_ОСТ

Номер скважины	H, эффективная начальная толщина, м.	Обводненность FB, доли ед.	Остаточная нефтенасыщ. толщина hост., м.
40	9,7	0,98	0,2
67	7,6	0,96	0,4
91	10,5	0,98	0,2
92	12,3	0,76	3,8
100	1,4	0,24	1,1
127	10,7	0,98	0,3
130	1,3	0,80	0,3
133	8,2	0,93	0,8
134	8,0	0,98	0,2
135	9,1	0,98	0,2

3. толщина с помощью метода треугольников (см. приложение). За основу берем карту начальных нефтенасыщенных толщин.

4. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле:

где ?Q_н. - накопленная добыча нефти за весь период разработки залежи, тыс.т.

Q_{бал. нач.} - начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, тыс.т.

Q_{бал. ост. -} остаточные балансовые запасы нефти, полученные расчетным путем, тыс.т.

Таким образом, для того, чтобы рассчитать коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта, необходимо определить остаточные балансовые запасы нефти:

а) Для определения остаточных балансовых запасов нефти используем зависимость:

Q_{бал.ост.}= V·m· а··и

где V (F h) - объем залежи, 40436 тыс. м³

m- коэффициент пористости, 0,12 д. ед.

а - коэффициент нефтенасыщенности, 0,88 доли ед.

- плотность нефти в поверхностных условиях, 0,849 т/м³

и - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, 0,920 доли. ед.

и=1/b, где b - объемный коэффициент.

V - объем зон дренирования определяется как сумма объемов между граничными толщинами, построенной карты остаточных нефтенасыщенных толщин. Затем, суммируя значения объемов, определяем объем пласта.

V1 = 821·5,2 = 4479 тыс. м³;

V2 = 525·2,9 = 1573 тыс. м³;

V3 = 1100·3,4 = 4740 тыс. м³;

V4 = 649·7,1 = 4712 тыс. м³;

V общ = V1 + V2 + V3 + V4= 20436 тыс. м³;

Подставим полученные значения в формулу

Q_{бал.ост}=20436·0,12·0,88·0,849·0,92=1653,6 тыс.т.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле…

Как видно, достигнутый коэффициент нефтеотдачи 0,32 больше проектного 0,24.

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется не эффективно.

- значения показателей степени выработки 60,1% и обводненности 86,6% косвенно определяют не эффективность разработки;

- сравнение проектных и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические. Кроме того, и накопленная добыча нефти ниже проектной;

- проведенные расчеты, подтвердили не эффективность системы разработки.

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

1. Для восстановления продуктивности скважин я предлагаю комплексную технологию обработки призабойных зон добывающих скважин растворами на углеводородной основе и раствором ПАВ.

2. С целью интенсификации добычи нефти за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон скважин, а также для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения движения вод в обводненных зонах пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления водонасыщенных зон пласта предложена технология применения гидрофобизатора многофункционального действия.

3. Для уменьшения обводненности - потокоотклоняющие технологии, химические реагенты.

4. Т.к. разбуривание новых добывающих скважин не целесообразно необходимы операции по зарезке боковых и горизонтальных стволов

Выводы

· В технологической части проведен анализ состояния разработки и выработки запасов нефти пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения, произведено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Пласт разрабатывается с 1972 года.