Совершенствование разработки Северо-Альметьевской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при этом коэффициент нефтеизвлечения был незначительным.

В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения является заводнение. Цель заводнения - вытеснение нефти водой из пластов и поддержание при этом пластового давления на заданном уровне. Вид заводнения должен выбираться в зависимости от геологического строения, коллекторских свойств пласта и флюидов. При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем по мере роста объёма закаченной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.

Расчёт технологических показателей разработки - очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование изменений технологических показателей разработки во времени. В настоящее время создано несколько десятков методик расчётов технологических показателей разработки, которые могут быть применены для Северо - Альметьевской площади.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Северо-Альметъевская площадь расположена в северо-западной части Ромашкинского месторождения. Границами, отделяющими Северо- Альметьевскую площадь на севере от Березовской и на юге от Альметьевской площадей, являются разрезающие ряды, на западе естественный контур нефтеносности, на востоке - условная линия, отделяющая ее от Алькеевской площади. Площадь занимает территорию, равную 15558 га.

В административном отношении Северо-Альметьевская площадь находится на территории Альметьевского района.

В пределах площади протекает с юго-востока на северо-запад река Степной Зай. В геоморфологическом отношении площадь представляет собой среднепересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесом. Абсолютные отметки уровня поверхности земли колеблются в пределах от 90 до 230 м.

Климат района резко континентальный: суровая холодная зима и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - юго-западное.

На территории площади находятся г. Альметьевск и ряд населенных пунктов.

Северо-Альметьевская площадь разрабатывается НГДУ "Альметьевнефть" объединения "Татнефть". На площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Характеристика геологического строения

Северо-Альметьевская площадь расположена на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения.

Разрез Северо-Альметьевской площади сложен образованиями девонской, каменноугольной и пермской системы палеозоя.

К основному эксплуатационному объекту относятся пласты кыновских и пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют общий структурный план.

Северо-Альметьевскую площадь по различному гипсометрическому положению кровли пашийского горизонта (подошва “верхнего известняка”) разделили на три части: западную (1 блок), центральную (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание подошвы “верхнего известняка ” отмечается в центральной части площади (абсолютная отметка 1450-1460 м). В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок 1465-1475 м. На западной части происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения. Различное гипсометрическое залегание пластов-коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках.

Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород.

Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. Их толщина составляет 3,6 м.

На восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты, средняя толщина равна 2,7 м. На фоне сплошного развития пластов - коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков (Кр = 1,2). Коллектора пласта Д0 изолированы от верхне - пашийских отложений Д1 пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 до 10,0 м.

Средняя глубина залегания горизонта Д1 равна 1750 м. Залежь нефти горизонта Д1 относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные.

В пределах горизонта Д1 выделяется семь пластов: “а”, “б1”, “б2+3”, “в”, “г1”, “г2+3”, “д”.

Пласт “а” является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта “а”. На западном и центральном участках песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пласта “а” составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м.

Пласты пачки “б” имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88. Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты “б1” и “б2+3”. Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв = 0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пластов “б1 ” и “б2+3” соответственно, равна 2,4 м и 3,8 м, а алевролитов - 1,6 м и 1,9 м.

Коэффициент литологической связанности песчаников пласта “в” c выше и нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках.

Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания. На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.

Песчаники зонального интервала “гд” развиты, практически, на всей площади. Зональный интервал “гд” расчленен на три части: “г1” ,“г2+3” ,“д”.

Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59.

В силу структурных особенностей площади, пласт “гд” в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина песчаников пластов “г1”, “г2+3” и “д”, соответственно, равна 3,3м, 4,6м и 3,2м. Пласт “д” на Северо-Альметьевской водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор.

Распространение контактных зон отмечается на центральной части площади. Водонефтяной контакт прослеживается главным образом по пластам “гд”. Отметки ВНК колеблются - 1480,7 м до 1489,9 м, составляя в среднем - 1486,2 м.

По пласту “в” водонефтяная зона встречается в виде узких полос вокруг нефтеносных полей на восточном участке, с отметками ВНК - 1485,7 - 1487,7 м.

Средние абсолютные отметки ВНК представлены в таблице 1.

Таблица 1. Средние абсолютные отметки ВНК

Наименование	ВНК по данным геофизических исследований и опробованию скв.
Количество скважин с ВНК	170
Интервал изменения отметок ВНК, м	1480,7 - 1489,9
Средняя отметка ВНК по горизонту, м	1486,2

2.2 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Коллекторские свойства эксплуатационного объекта приведены в таблице 2. Они получены на основании исследования кернового и геофизического материалов. Средние значения, определенные по керну и геофизическим данным, имеют некоторое расхождение.

Были подсчитаны средние значения пористости и нефтенасыщенности геофизическими методами по каждому пласту горизонтов Д0 и Д1. Значения проницаемости по данным геофизических исследований изменяются в широких пределах (от 0,05 до 1,000 и более мкм2), что свидетельствует о неоднородности фильтрационных свойств горизонтов.

Горизонт Д1 расчленяется на 6 пластов, но в разрезах скважин число пластов колеблется от двух до шести. Наиболее прерывистый характер имеют пласты «б» площадное распространение имеют пласт «в» и «гд», которые встречаются во всех скважинах, вскрывших полный разрез.

Таблица 2. Коллекторские свойства горизонтов Д0+Д1

Пласты	Тип коллектора	Пористость, %	Нефтенасыщенность, д.ед
Д0	Песчаник	20,52	0,836
	Алевролит	13,15	0,691
а	Песчаник	20,22	0,828
	Алевролит	13,62	0,664
б1	Песчаник	21,26	0,85
	Алевролит	13,47	0,649
б2+3	Песчаник	21,03	0,846
	Алевролит	13,77	0,665
в	Песчаник	20,29	0,835
	Алевролит	13,29	0,64
г1	Песчаник	20,42	0,837
	Алевролит	13,69	0,635
г2+3	Песчаник	20,68	0,838
	Алевролит	13,29	-

В таблице 3 приведены статистические ряды распределения проницаемости

Таблица 3

Распределение проницаемости по статистическим рядам

		Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Начальная	Насыщенность связанной воды, д.ед.
				Нефтенасыщенность,д.ед.	Газонасыщенность, д.ед.
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	3	3	3	-	1
	Количество определений	84	89	45	-	68
	Среднее значение	0,947	22,7	0,896	-	0,104
	Коэффициент вариации	0,547	0,096	0,074	-	63,5
	Интервал измерения	0,022-20239	12,2-26,3	0,641-0,984	-	0,016-0,359
Геофизические исследования	Количество скважин	439	448	417	-	-
	Количество определений	1560	1604	1337	-	-
	Среднее значение	0,269	18,7	0,802	-	-
	Коэффициент вариации	0,58	0,14	0,14	-	-
	Интервал измерения	0,009-1,000	10,0-27,0	0,450-0,960	-	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин	136	-	-	-	-
	Количество определений	149	-	-	-	-
	Среднее значение	0,269	-	-	-	-
	Коэффициент вариации	1,25	-	-	-	-
	Интервал измерения	0,0179- 1,29	-	-	-	-
Принятые для проектирования	Среднее значение	0,35	19,1	0,805	-	-
	Коэффициент вариации	0,58	0,2	0,12	-	-

2.2.2. Толщина пластов

Толщина пласта Д0 кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом Д0 и пластом “а” пашийского горизонта является самым выдержанным по площади. Средняя толщина его около 15м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 20 до 50м и в среднем составляет 34м. В горизонте Д1 выделяется 6 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов. К отличительной особенности Северо-Альметьевской площади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами “б2+3” и “в”, который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1 до 30м, среднее значение 11,8м. В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой величиной от 2,5 до 4,5м. Наибольшая толщина характерна для песчаников 5 - 12м в условиях слияния 2 - 4 пластов в разрезе.

Средние значения толщин пластов и интервалы их изменения приведены в таблице 4.

Таблица 4. Толщины пластов

Толщина	Наименование	Зоны пласта (горизонта)	По пласту в целом
		нефтяная	водонефтяная
Общая	Средневзвешенное значение, hоб	24,2	10,8	34
	Коэффициент вариации	0,23	0,46	0,13
	Интервал Изменения, м	5-45	0-30	20-50
Нефтенасыщенная	Средневзвешенное значение hн	8,9	5,3	11,8
	Коэффициент Вариации	0,61	0,69	0,52
Нефтенасыщенная	Интервал изменения, м	1-30	1-15	1-30
Эффективная	Средневзвешенное значение, hэф	8,9	9,3	17,4
	Коэффициент вариации	0,61	0,54	0,33
	Интервал изменения, м	1-30	1-25	5-40

2.2.3 Показатели неоднородности пластов

Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупнозернистые алевролиты.

Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчлененности представлены в таблице 5.

Таблица 5. Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчлененности

Количество скважин	Коэффициент песчанистости	Коэффициент расчлененности
	Среднее значение	Коэфф. вариации	Среднее значение	Коэфф. вариации
662	0,50	0,346	4,86	0,359

Статистическая обработка 662 скважин показала, что средняя расчлененность объекта составляет 4,86 пропластка на одну скважину. Коэффициент песчанистости показывает долю коллекторов в разрезе горизонта. Эта величина по скважинам меняется в довольно широких пределах от 0,20 до 0,86. Высокий коэффициент песчанистости связан с участками, где пласты сливаются в единый монолитный пласт.

Все вышеуказанное свидетельствует о неоднородном строении эксплуатационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения, на данной площади показатели неоднородности имеют лучшую характеристику.

Для изучения литологической изменчивости пластов были использованы карты распространения коллекторов. Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами.

Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты. На фоне сплошного развития пластов-коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д0 изолированы от верхне-пашпйских отложений ДI пачкой кыновских глин.

Средняя глубина залегания горизонта ДI равна. 1750 м. Залежь нефти горизонта ДI относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные. В пределах горизонта выделяется семь пластов: «а», «б2+3», «в», «гI», «г2+3» и «д». Расчленение и корреляций осуществлялась с использованием геолого-статистического разреза.

Пласт "а" является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта "а". На западе и центральном участие песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин.

Пласты пачки "б" имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88.

Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты «бI» и «б2+3». Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади.

Коэффициент литологической связанности песчаников пласта "в" с выше и нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания.

На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.

Песчаники зонального интервала "гд" развиты, практически, на всей площади. Согласно принятой индексации, зональный интервал «гд» расчленили на три части «гI», «г2+3» и «д». Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59, т.е. в половине скважин между ними отсутствует непроницаемый раздел.

В силу структурных особенностей площади пласт "гд" в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок.

2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов Северо-Альметьевской площади по кыновскому и пашийскому горизонтов проводился в течении I967-I982 г.г. Все глубинные пробы были отобраны из скважин при пластовом давлении, т.е. выше давления насыщения.

Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппаратуре с применением (в качестве рабочей жидкости) водного раствора хлористого натрия на установках УИПН-2, АСМ-300. Свойства поверхностных нефтей исследованы по существующим ГОСТам.

Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах типа УХ-2, ЛХМ - 8МД. В настоящее время исследование пластовых нефтей проведено по 62 скважинам или по 73 пробам.

Анализы выполнены силами лаборатории пластовых нефтей “TaтНИПИ нефть”, НГДУ "Альметьевнефть" и ЦНИПРа объединения “Татнефть”. Bce пробы нефти, как пластовые, так и поверхностные являются представительными.

В табл.5 приведены средние значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения: давления насыщения, газовый фактор I и П ступеней сепарации, пластовый газовый фактор, объемный коэффициент, плотность, вязкость.

Газовый фактор I и П ступеней сепарации определён при среднегодовой температуре на промыслах Татарстана равной +90 С.

Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,8МПа до 9,8МПа, пластовый газовый фактор колеблется от 37,2 м3/т до 72,6 м3/т, объемный коэффициент от 1,077-1,196, вязкость от 2,34мПа·с до 3,55мПа·с.

В табл.6 приведены средние значения состава газа, разгазированной и пластовой нефти. Азота в газе содержится 8,34% объемных, метана 33,14% объемных, пропано-бутановых фракций- 39,78% объемных.

Данные по фракционному составу разгазированной нефти сведены в табл.7, из которой видно, что содержание серы, согласно ГОСТа 912-66, составило - 1,68% вес, парафина - 5,11% вес, асфальтенов - 4,22% вес, смол селикагелевых 15,49% вес. Следовательно, нефти Северо-Альметьевской площади (горизонт кыновский+пашийский) сернистые, парафиновые.

Таблица 6

Среднее значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения

Наименование показателя	Диапазон, изменение	Среднее значение
Давление насыщения газом, (МПа)	7,6-9,8	8,8
Газосодержание, Rн (м3/ т),	37,2-72,6	63,6
Газовый фактор при условии сепарации, (м3/ т), приТ=90 при P1=0,5 МПа при P2=0,1 МПа	21,4-48,1 6,9-11,6	39,9 9,6
Объемный коэф, Вн	1,077-1,196	1,1607
Плотность, ?н г/см3	0,783-0,870	0,808
Вязкость ?н , мПа ·с	2,34-3,55	3,05
Температура насыщения парафином, С0	8,3-13,4	11,3

Таблица 7

Средние значения состава газа в разгазированной и пластовой нефти

Углекислый газ	0,42	0,72	0,07
Азот	8,34	8,67	0,51
Метан	33,14	44,56	1,52
Этан	23,79	24,97	1,84
Пропан	20,52	15,41	2,6
Изобутан	2,57	1,49	0,66
Н-бутан	6,69	2,91	1,69
Изопентан	1,78	0,54	0,98
Н-пентан	1,58	0,41	0,96
С6 + высшие	1,17	0,31	89,17

2.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды

Подземные воды горизонта Д1 Северо-Альметьевской площади по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 254-276 г/л (в среднем 265 г/л). Вязкость подземных вод в среднем составляет 1,89 мПа•с. Газонасыщенность вод в среднем не превышает 0,312 м3/м3, а объемный коэффициент 4,4•10-5 . Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод приведен в табл.8

Таблица 8. Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/т	0,280-0,418	0,312
Объемный коэф.,	4,4·10-5	4,4·10-5
Вязкость, мПа·с	1,38-1,195	1,89
Общая минерализация, г/л	254,2682-276,0721	265,1701
Плотность, г/см3	1,1754-1,1879	1,1816
Содержание ионов	Cl-, мг/л	158468-171785	165127
	SO 2-4, мг/л	13,1-20,0	16,5
	HCO-3, мг/л	0-9,4	4,7
	Ca2+, мг/л	21894-21950	21922
	Mg2+, мг/л	4252-4408	4330
	K+, Na+, мг/л	69567-77970	73768

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении

По состоянию на 1 января 2010 года на площади пробурено 1014 скважин, из них по назначению 753 добывающая и 261 нагнетательная - или 73,4 % от проектного уровня, плотность сетки составила 16,7га на скважину (без учета дублеров).

3.1.1 Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению

а) Добывающий фонд.

На 1.01.2010 года на площади работает 425 добывающих скважин. В течение 2009 г. из бурения введены 2 скважины. Бездействующий фонд скважин составляет 31 скважину; 3 скважины переведены в пьезометрический фонд, 3 скважины переведены в ППД (1 из них их пьезометрического фонда), 1 скважина переведена на верхний горизонт и 1 скважина на ликвидацию.

Таблица 9

Категория скважин	Количество скважин на	2009г./2008г.
	1.1.2009	1.1.2010		%
Эксплуатационный фонд в т.ч:фонтан ЭЦН ШГН В освоении	425 17 83 3250	425 18 79 3280	0 1 -4 30	100 105,8 95,2 100,90
Действующий фонд В т.ч:фонтан	384 1	394 0	10 -1	102,6 0
ЭЦН	81	77	-4	95,1
ШГН	302	317	15	105,0
Бездействующий фонд	41	31	- 10	75,6
В освоении	0	0	0	0

Число скважин, эксплуатируемых ЭЦН - 77, что составляет 19,5% от действующего фонда, а доля скважин, эксплуатируемых ШГН, увеличилась на 15 скважин, что составило 80,5 % от действующего фонда.

Средний дебит нефти на одну скважину уменьшился с 6,16т/сут до 5,63 т/сут; средний дебит жидкости с 25,93 т/сут до 24,74 т/сут; в том числе по скважинам, оборудованным ЭЦН, уменьшился на 0,97 т/сут нефти и составляет - 7,26 т/с; по скважинам, оборудованным ШГН - 5,21 т/сут, что на 0,46 т/сут ниже прошлогоднего.

На 1.01.2010 г. бездействующий фонд составляет 31 скважину или 7,3% эксплуатационного фонда, что на 10 скважин меньше прошлогоднего.

Из находящихся в бездействующем фонде скважин 26% требуют проведение капитального ремонта, в т.ч 5 скважин ожидают герметизации эксплуатационных колонн, 1 скважина чистки и углубления забоя, 2 скважины ликвидации осложнений.

б) Нагнетательный фонд.

По состоянию на 1.01.2010 на площади пробуренный фонд составил 261 скважину. По фактическому использованию структура нагнетательного фонда представлена в следующей таблице:

Таблица 10. Структура нагнетательного фонда

№	Категория скважин	Количество скважин на	2009/2008
		1.01.2009	1.01.2010	%
1.	Эксплуатационный нагнетательный фонд	319	321	100,6
2.	Действующий фонд,	285	300	105,2
	в т.ч. остановленные по технич. причинам	84	67	79,8
3.	Бездействующий фонд	33	20	66,6
4.	В освоении,	1	1	100
	в т.ч.: после бурения	0	0	0
	после эксплуатации	1	1	100

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн.

Средняя приемистость одной скважины на конец отчетного года составила 59 м3/сут.

На 1.01.2010 бездействующий нагнетательный фонд составляет 20 скважин или 6,2% от эксплуатационного фонда. Из находящихся в бездействии скважин 55% требуют капитального ремонта (в т.ч. 1 скважина- бурение второго ствола, 4 скважины герметизации эксплуатационной колонны, 3 скважины ликвидации осложнений и 3 скважины с углублением и чисткой забоя).

в) Прочие скважины.

По состоянию на 1.01.2010г. на Северо - Альметьевской площади 5 добывающих скважин находятся в консервации: 2 скважины из-за высокой обводненности и 3 скважины из-за малодебитности.

По состоянию на 1.01.2010г. контрольный фонд составил 45 пьезометрических скважин (в т.ч. 2 наблюдательные). В отчетном году в пьезометрический фонд переведены 3 скважины.

В ожидании ликвидации находятся 6 скважин.

Количество ликвидированных скважин на 1.01.2010г. составляет 120 скважин, в том числе 1 скважина ликвидирована после бурения, 119 скважин после эксплуатации. В отчетном году ликвидирована 1 добывающая скважина из ожидания ликвидации.

3.1.2 Характеристика система заводнения на данном объекте разработки

В 2009 году на площади выполнены следующие геолого-технические мероприятия:

Технология ОРЗ внедрена на 5 скважинах с дополнительной добычей 0,417 тыс.тонн, ОРЭ на 1 скважине с дополнительной добычей 0,455 тыс.тонн.

ГРП на 3 добывающих скважинах и на 1 нагнетательной скважине с дополнительной добычей 2,805 тыс. тонн.

Добыча нефти по 21 скважине, введенным из бездействия составила 6,3 тыс. т нефти (план 1,8 тыс. тонн), средний дебит на 1 скважину составил-2,0т/с.

Под нагнетание воды в отчетном году освоено 3 скважины, в т.ч. 1 скважина из пьезометрического фонда с общей дополнительной добычей 12,599 тыс.тонн.

Основной объем добычи нефти происходит за счет регулирования процессов разработки (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков жидкости и др.)

С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов ДI и Д0 добыто 111,447 млн. т нефти, или 88,1 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,48.

Добыча газа.

На 1.01.2010г. все добывающие скважины подключены к системе газосбора. В течение отчетного года из продуктивных пластов девона добыто 38,181 млн.м3 попутного газа. С начала разработки площади добыто 6475,357 млн. м3 нефтяного газа. Средний газовый фактор составляет 52,1м3/т.

Закачка воды.

В 2009 году освоено под очаговое заводнение 3 скважины (скважины: №№2182, 5704, 10076 - после эксплуатации на нефть).

В 2009 году годовая закачка по промысловому учету составила 3,905 млн. м3 воды. Технологическая закачка 3,905 млн. м3 воды, это на 0,083 млн. м3 больше, чем в 2008 году. Соотношение закачки к отбору жидкости - 118,1%. Объем закачки за контур нефтеносности - 0,165 млн.м3. В результате компенсация отбора жидкости производительной закачкой составила 113,1%.(таб. №№ 22,23). Производительная закачка составляет - 3,656 млн. м3, или 90,5 % от общего объема технологической закачки. Компенсация годовых объемов отборов жидкости в пластовых условиях закачкой по пластам приведена ниже:

Таблица 11

Пласты	Закачка, тыс.м3	Компенсация, %	Рпл.	Рпл.
	2008г	2009г	2008г	2009г	На 1.01.09	На 1.01.10
До	1,442	1,442	130,8	125,5	158,0	157,5
«а»	0,948	1,088	154,7	179,7	152,6	156,0
«б1»	0,424	0,400	128,0	105,8	152,5	156,3
«б2»	0,595	0,594	147,1	127,5	152,0	155,8
«б3»	0,093	0,089	66,6	75,2	149,0	152,2
«в»	0,116	0,090	48,1	40,4	148,2	148,0
«г1»	0,182	0,168	47,2	54,8	154,0	154,0
«г2+3»	0,022	0,034	33,1	57,2	149,0	154,3
Итого:	3,823	3,905	116,4	118,1	152,9	155,5

С начала разработки в продуктивные пласты горизонтов Д1+Д0 закачано 353,891 млн.м3 технологической жидкости. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 104,8 .

Обводненность добываемой продукции, добыча воды.

По состоянию на 1.01.2010г. все 394 скважины действующего фонда обводнены.

В процентном отношении скважины распределяются следующим образом:

Таблица 12

Степень Обводненности	На 01.1.2009г.	На 01.01.2010г.	к началу 2009 г.
до 2%
От 2% до 20%	52	50	-2
От 20% до 50%	70	64	-6
От 50% до 90%	160	161	1
Свыше 90 %	102	119	-17
Всего	384	394	10

Добыча воды за 2009 год составила 2,489 млн. тонн. За год сокращен отбор попутной воды на - 189,8 тыс.тонн, в том числе за счет остановки 7 предельно обводненных скважин на 138,6 тыс.т; изоляции водопритоков без отключения пластов на 6 скважинах на 3,1 тыс. т, отключения обводненных пластов на 10 скважинах на 23,5тыс.т.

С начала разработки по площади отобрано 195,421 млн. тонн воды. Водонефтяной фактор 1,77.

Состояние пластового давления.

В течение 2009 года пластовое давление в зоне отбора увеличилось. Основное снижение пластового давления приходится на 3 блок, что связано с целенаправленным регулированием объемов закачки в связи с переводом КНС-117 на закачку сточной воды.

Таблица 13

Зоны	Пластовые давления	Изменение давления за год
	На 1.01.2009г.	На 1.01.2010г.
В зоне отбора	152,9	155,5	2,6
В зоне нагнетания	190,7	196,0	5,3
В целом по площади	169,8	173,6	3,8

Динамика контуров нефтеносности.

Контроль за подъемом ВНК, продвижением контуров нефтеносности осуществлялся по результатам бурения новых скважин, по промысловым данным обводнения добывающих скважин и по результатам геофизических исследований.

В 2009 году на площади пробурили 2 скважины, на них ВНК не отмечается.

Средняя глубина отметки ВНК по площади составляет -1485,0.

Состояние выработки пластов горизонтов девона ( в целом по площади и блокам).

За 2009 год из продуктивных горизонтов Д1+Д0 добыто 733,737 тыс. тонн нефти, с начала разработки площади добыто 111447,3 тыс. тонн нефти (88,1% от НИЗ). Годовой отбор, темп отбора от НИЗ и выработка от НИЗ представлены в следующей таблице:

Таблица 14

Пласт	2008 г.	2009 г.	С начала разработки	Проектный НИЗ Т.т
«а»	171	0,71	156	0,65	21830	90,3	24174,97
«б1»	65	0,67	78	0,8	8368	85,8	9752,91
«б2»	106	0,73	110	0,7	12714	88,2	14414,97
«б3»	26	0,33	22	0,28	6644	84,5	7862,72
«в»	43	0,37	37	0,32	9668	84,3	11468,56
«г1»	44	0,31	31	0,22	13160	93,9	14014,91
«г2+3»	6	0,04	5,5	0,04	13275	89,4	14848,99
«д»	0	0	0	0	558	92,4	603,9
Д0	297	1,01	294	1,0	25230	86,0	29337,21
Д1+Д0	758	0,6	734	0,58	111447,3	88,1	126500,91

Основная добыча нефти, как и прежде, ведется из коллекторов 1 группы с глинистостью менее 2%: -377 тыс. т или 51,4 % от годовой добычи по объекту. Из трудноизвлекаемых коллекторов II группы добыто 140 тыс. т (19,1 % от добычи по объекту), из ВНЗ - 5,768 тыс. т (0,79 %). Остальная добыча ведется из коллекторов песчаников с глинистостью более 2 %, группа (1) - 210 тыс. тонн - 28,7%.

С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов Д1+Д0 извлечено - 87,63% от НИЗ, в том числе из коллекторов 1 группы 72661 тыс. т или 92,5 % от НИЗ; из ВНЗ добыто 14,332 тыс. т - 86,1% от НИЗ; из коллекторов II группы 10,495 тыс. т - 70,5 % от НИЗ, из коллекторов (1) группы добыто 13,959 тыс. т нефти или 85,5 % от НИЗ .

3.2 Анализ выработки пластов

На 1.01.2010 года в активную разработку вовлечено 108418 тыс. тонн запасов, в том числе 87,614 тыс. тонн за 2009 год. В настоящее время основной задачей является интенсификация выработки низкопродуктивных коллекторов.

По третьему блоку в 2009 году добыто 187 тыс.тонн нефти, что ниже норм на 2,0 тыс.тонн. Обводненность по блоку составляет 75,0% при выработке запасов 88,9%. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 124,7%. Пластовое давление в зоне отбора - 165,2 атм.

За год по блоку провели ГРП на 2 добывающих скважинах с дополнительной добычей 1,433 тыс. тонн, внедрение ОРЗ на 1 скважине-ведется освоение.

В течение года капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн выполнены на 7 добывающих и на 4 нагнетательных скважинах.

Введено из бездействия 6 добывающих скважин.

Основной проблемой по блоку в последние годы являлось наличие участков с повышенным пластовым давлением, что было связано с вынужденной перекачкой сточных вод. В связи с переводом КНС-117 с пресной закачки на сточную воду запланированы и проводятся мероприятия по снижению количества зон с аномально высоким пластовым давлением. В течение года положение на участках с высокими аномальными давлениями заметно улучшилось, на 47 скважинах со средним давлением 190 атм нормализовалось давление в среднем до 167 атм, из них на 2 скважинах был проведен КРС и на 20 скважинах ПРС с дополнительной добычей 3,0 тыс.тонн нефти.

В 2010 году по 3 блоку планируется добыть 180 тыс. тонн нефти, закачать 980 тыс.м3 воды.

В 2010 году намечено внедрение ОРЗ на 3 скважинах, а также продолжить мероприятия по ГРП.

Проведенные мероприятия и намеченные на 2010 год позволят удержать набранный темп.



Рисунок 1

Анализ процесса разработки:

· Первая стадия (до 1973 года) - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

- быстрым увеличением действующего фонда скважин;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции ;

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн .

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой.

· Вторая стадия (1973-1974 года) - поддержание высокого уровня добычи нефти -характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв;

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

· Третья стадия (с 1975-1998 года) - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

- снижением добычи нефти;

- темпом отбора нефти на конец стадии 1? 2, 5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ? 85 % при среднем росте обводненности 7 ? 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ? 90 % извлекаемых запасов нефти.

· Четвертая стадия (с 1999 по настоящее время) - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн ;

- большими темпами отбора жидкости Тдж ;

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения.

Оценка прогнозных начальных извлекаемых запасов и ВНФ по характеристикам вытеснения:

· Из рисунка 2 видно, что прогнозный НИЗ составляет 127000 тыс.т. ( отличие от проектных данных, приведенных в таблице 14, составляет 0,4%).

· По рисунку 3 определяем, что Qжнак , при “НИЗ” равных 127000 тыс.т., равен 370000 тыс.т. Прогнозный ВНФ вычислим по формуле:

м3/м3

Рисунок 2



Рисунок 3

3.2.1 Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте

Увеличение нефтеотдачи пластов - степени извлечения нефти из недр - одна из самых актуальных проблем на протяжении всей истории нефтяной промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет качества вытеснения, ОПЗ, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации и др.

Эффективность МУН зависит от множества геолого-физических и технологических факторов.

Третичные подразделяются на физико-химические, микробиологические, газовые, тепловые и комплексные.

Первые опытные работы по испытанию физико-химических методов были проведены в середине пятидесятых годов. Более чем сорокалетнее применение методов МУН показало, что нет универсальных третичных МУН пригодных для любых геолого-промысловых условий и на любой стадии разработки. В настоящее время разработано и испытано более пятидесяти различных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Широкое применение современных методов МУН позволяет стабилизировать добычу нефти, создать условия для обеспечения проектных коэффициентов нефтеизвлечения, вовлечь в разработку недренируемые запасы. В настоящее время 18,6% добычи нефти обеспечивается за счет их применения.

На 1.01.2009 года методами повышения нефтеотдачи пластов охвачено 1965 участка нагнетательных и 2962 участка добывающих скважин, дополнительная добыча за счет реализуемых методов достигла 12022,676 тыс.т. по НГДУ «Альметьевнефть».

Методы повышения нефтеотдачи такие как - внутрипластовое сульфирование, закачка сульфированного «тощего» абсорбента (СТА), закачка раствора тринатрийфосфата (ТНФ), закачка полимер-дисперсных систем (ПДС) в настоящее время в НГДУ «Альметьевнефть» не применяются.

Методы повышения нефтеотдачи пластов

В 2008 году НГДУ «Альметьевнефть» продолжило проведение обработок методами повышения нефтеотдачи пластов c привлечением различных подрядчиков. Были привлечены ООО «Силен» (термобароимплозионные методы), ООО «Нефтеимпульс», «ВУГЭЦ». Методы повышения нефтеотдачи пластов подразделяются на три группы:

1. Методы вытеснения. Методы, направленные на выравнивание профиля приемистости основаны на использовании различных материалов и реагентов, которые при закачке в пласт блокируют обводненные высокопроницаемые пласты и подключают в разработку слабодренируемые пропластки. Нагнетательные скважины, подбираемые для этих технологий должны иметь приемистость не менее 80 - 300 м3/сут, иметь не менее двух пропластков и окружающие скважины должны быть с обводнённостью не менее 70 %. Эффективность от данных методов увеличения нефтеотдачи пласта довольно высокая. Принцип действия технологий, направленных на выравнивание профиля приемистости сравнительно одинаковый.

В 2008 году продолжается эффект от ранее проведенных обработок нагнетательных скважин сшитыми полимерными системами (СПС). Технология СПС направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах вследствие снижения проницаемости, перераспределения потоков по пласту и вовлечения в работу низкопроницаемых зон. В 2008 году от ранее проведенных обработок получено 18,443 тыс. тонн дополнительной нефти, от обработок 2008 года - 7,42 тыс. тонн.

В 2008 году продолжается эффект от проведенных ранее обработок по гидрофобной эмульсии. ГЭР повышает фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, за счет чего увеличивается охват пласта по толщине. Во время движения водоизолирующей массы по промытым водой пропласткам происходит, отмыв остаточной пленочной нефти. Так как в нагнетательной скважине выравнивается профиль приемистости, происходит стабилизация и снижение обводненности продукции добывающих скважин, повышается нефтеотдача пласта по обрабатываемому участку. На 01.01.2009 г. от обработок гидрофобной эмульсией накоплено 104,18 тыс.тонн дополнительно добытой нефти, из них от новых обработок 2008 года - 8,939 тыс. тонн нефти.

2. Методы водоизоляции. Разработка нефтяных месторождений в условиях поддержания пластового давления за счет закачки в продуктивные пласты воды приводит к закономерному обводнению добывающих скважин.

Повышение доли воды в продукции скважин приводит к повышению энергетических затрат, усложняет процесс подготовки нефти усиливает коррозию оборудования и т.п. В конечном итоге рост обводненности продукции скважин приводит к тому, что дальнейшая эксплуатация их становится нерентабельной.

Одним из направлений решения проблемы снижения обводненности скважин - является ограничение и изоляция обводненных пропластков.

Широкое применение в нефтяной промышленности нашли методы изоляции водопритоков, основанные на использовании водорастворимых полимеров, главным образом, акрилового ряда - гипан и полиакриламид. Однако, полиакриаламид обладает низкой стойкостью к механическим воздействиям и к повышению температуры. Отмеченные недостатки привели к поиску более эффективных технологий. На сегодняшний день в НГДУ «Альметьевнефть» применяют в качестве водоизоляции МПС, СНПХ-9633.

В 2008 году технологией СНПХ-9633 обработано 21 добывающие скважины, дополнительная добыча по ним составила 9,869 тыс. тонн, по переходящим участкам в 2008 году добыто 33,174 тыс. тонн дополнительной нефти.

Для ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ используются композиции МПС на основе водорастворимых полиакриламидов (сополимеров акриламида с акриловой кислотой); технических, пластовых, пресных и вод используемых в системах ППД, сшивателей - ацетата хрома (соль трехвалентного хрома), щелочи (гидроксид натрия), соды пищевой (натрий двуулекислый). Дополнительная добыча от 13 обработок составила 1,955 тыыс.тонн нефти.

3. Методы обработки призабойной зоны (ОПЗ). В процессе эксплуатации скважин происходит ухудшение продуктивности пласта призабойной зоны. Основными причинами ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны является:

-проникновение глинистых растворов в призабойную зону при бурении,

-проникновение технологических жидкостей при глушении скважин перед проведением работ при текущем и капитальном ремонте скважин,

- выпадение и адсорбция на поверхности породы асфальтенов, парафинов и т.д.

Ухудшение проницаемости ПЗП приводит к самоотключению нефтенасышенных пропластков, понижению проницаемости и в связи с этим консервации извлекаемых запасов.

Методы ОПЗ делятся на чисто физические и с использованием химических реагентов.

В 2008 году продолжены работы по обработкам призабойной зоны технологией СНПХ-9030. В технологии КХДВ-СНПХ-9030 применяется метод глубокой комплексной обработки пласта с использованием физико-химического воздействия в попеременном сочетании с депрессионным воздействием, способствующим улучшению условия диспергирования и выноса из заданной по глубине зоны ПЗП, кольматирующих коллектор загрязнителей (АСПО, мехпримеси, частицы горных пород). Дополнительная добыча от 29 обработок составила 8,215 тыс. тонн нефти, от обработок же прошлых лет в 2008 году дополнительно было получено 27,416 тыс. тонн нефти.

Одна из наиболее эффективных технологий по обработке призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах считается композиция ДН-9010. Композиция ДН-9010 предназначена для повышения производительности низкопродуктивных скважин в карбонатных коллекторах, способствует увеличению радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета пород и очистки поровых каналов от механических загрязнений и глинистых частиц, что приводит к увеличению дебита нефти, наличие ПАВ предотвращает возникновение водонефтяных эмульсий, образующихся при солянокислотных обработках. В 2008 году было произведено 20 обработок на добывающем фонде скважин и 1 обработка на нагнетательном фонде, эффективность которых составила 5,673 тыс.тонн нефти, дополнительная добыча в текущем году от обработок прошлых лет составила 13,673 тыс.тонны нефти.

Растворитель для удаления АСПО и нефтешламов «МИА-пром» в 2008 году был применен на 6 добывающих скважинах, дополнительная добыча от которых составила 2,355 тыс.тонн нефти, от обработок же прошлых лет в 2008 году получено дополнительно 2,820 тыс.тонн нефти.

Также в 2008 году продолжались работы по депрессионной перфорации, выполняемой фирмой ООО «Силен». Было обработано 8 добывающих и 1 нагнетательных скважин, технология сравнительно недорогая, выполняется при ПРС. Дополнительно получено 2,105 тыс.тонн нефти от мероприятий 2008 года, накопленная дополнительная добыча всех обработок составила на 01.01.2009 составила 3,191 тыс.тонн нефти.

В 2008 году продолжены обработки скважин газоимпульсным воздействием ООО «Нефтеимпульс». Газоимпульсное воздействие на призабойную зону скважины заключается в том, что в интервале продуктивного пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин специально формируются периодические гидравлические импульсы резкого повышения и понижения давления в зоне перфорации, сопровождаемые кавитационными ударами, которые достигнув стенки скважины (перфорационных отверстий), создают микротрещины, разрушают и смещают закупоривающие частицы и способствуют выносу их из поровых каналов. Все эти процессы приводят к восстановлению или же улучшению фильтрационных свойств пористой среды в призабойной зоне. В 2008 году обработана 1 добывающая скважина. С учетом обработок прошлых лет в 2008 добыто 8,364 тыс. тонн дополнительной нефти.

В 2008 году продолжается эффект от обработки скважин технологией газоразрыва пласта с помощью термогазогенератора ТИС и термобароимплозионных обработок призабойной зоны пласта с помощью заряда СТГГ-80, разработанные НТП «ВУГЭЦ». Работы выполняются силами каротажной партии в течение 2-4 часов в период капитального или подземного ремонта скважин. Методы характеризуются экологической чистотой и щадящим воздействием на цементный камень и обсадную колонну. Дополнительная добыча в отчетном году по данным методам составила 3,243 тыс. тонн нефти, общая дополнительная добыча на 01.01.2009 составила 9,05 тыс.тонн нефти.

Глубокое внедрение в пласт боковых ответвлений

Работы по глубокому внедрению в пласт боковых ответвлений начаты в декабре 1996 года. Всего зарезки проведены на 111 скважинах (Миннибаевская площадь - 24 скважин, Альметьевская площадь - 27 скважины, Северо - Альметьевская площадь - 13 скважин, Березовская площадь - 13 скважин, Залежь №5 - 13 скважин, Залежь №8 - 18, залежь №221 - 1скважина, залежь №224 - 2). Дополнительная добыча за 2008 год составила 107,91 тыс. т нефти.

В 2008 году глубокое внедрение боковых ответвлений провели на 2-х скважинах Альметьевской площади (№14858, 21022), на 1-ой скважинах Северо-Альметьевской площади (№21265), на 2-х скважинах залежи №224 (№5747, 16334), на 4-х скважинах залежи № 8 (№2314, 5912, 16532, 21574) и на 1-ой скважине залежи №5 (№9564). Дополнительная добыча по ним в 2008 году составила 6,833 тыс. тонны нефти.

Гидроразрыв пласта

В 2008 году продолжены работы по гидроразрыву пластов, было проведено 50 обработок, в т.ч. 39 на добывающем фонде скважин, дополнительная добыча по ним составила 32,637 тыс.тонн нефти. Доля добычи нефти за счет ГРП превысила 7% от всей добычи по НГДУ. Количество обработок достигло 297 скважин, в т.ч. 46 нагнетательных скважин. С начала внедрения ГРП, по добывающим скважинам средний прирост суточной добычи составляет 4,0 т/сут, что является более, чем двукратным увеличением дебита этих скважин. Среднесуточный прирост по добывающим скважинам после ГРП в текущем году составляет 4,8 т/сут.

С целью оценки влияния ГРП на обводненность добываемой продукции в НГДУ по согласованию с комиссией были проведены экспериментальные гидроразрывы:

- на скважинах с начальной обводненностью более 50%;

- на скважинах с малой перемычкой между продуктивным нефтенасыщенным и ранее выработанным обводненным пластом (4м);

- на скважинах, вскрывших разрез с перемычкой между пластами более 10м (проведение двойного ГРП).

Объемы работ по ГРП нагнетательных скважин были резко сокращены после 2004 г. В целях дополнительного изучения факторов влияющих на эффективность ГРП, было принято решение о продолжении работ по ГРП на нагнетательном фонде, в 2008 году выполнено 11 обработок.

3.2.1 Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти

Эффективность от мероприятий ЗАО

С 2001 года раздел продукции по ОАО «Татнефть» прекращен. Вся дополнительная добыча нефти от мероприятий МУН остается в ОАО «Татнефть».

Ниже рассмотрены методы увеличения нефтеотдачи, выполненные закрытыми акционерными обществами:

ЗАО «Татнефтеотдача»

С 1994 года проводились работы по закачке реагентов совместно с ЗАО «Татнефтеотдача» по трем направлениям: повышение нефтеотдачи пластов (ПДС, ПДС+ALCL3, СНПХ-95М, ВДС, СНПХ-9630, ПСК, СПГ, ЩСПК+ALCL3), изоляционные работы (СНПХ -9630, гипан + жидкое стекло, биополимер) и обработка призабойной зоны (СНПХ-9010, декальматация, разглинизация).

Для повышения нефтеотдачи пластов закачкой полимер-дисперсной системы (ПДС) в 21 нагнетательную скважину, на этих участках получено 52,265 тыс. т дополнительной нефти.

В 1995 году проведены опытные работы по закачке ПДС+CACL2, на четырех участках получено 20,686 тыс.т дополнительной нефти.

Закачка полимер-суспензионной композиции (ПСК) - обеспечивает не только коррекцию профилей приемистости нагнетательных скважин, но и доотмыв нефти из обводненных интервалов и зон пласта. Сущность технологии заключается в том, что в промытые зоны пласта чередующимися порциями закачивается глинистая суспензия, затворенная на щелочном растворе и щелочно-полимерном растворе. В 1994 - 1995 гг. эта композиция была закачана в 5 нагнетательных скважин Березовской площади (№№ 21517, 8057, 21527, 21642, 21513), по характеристикам вытеснения технологическая эффективность на 1.01.2007г. составила 27,075 тыс.т.

Закачка силикатно-полимерных гелей (СПГ) - проводилась с целью избирательного уменьшения водопроницаемости промытых высокопродуктивных зон нефтяного пласта в нагнетательных скважинах при сохранении проницаемости низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Процесс состоит в последовательной закачке в пласт оторочек пресной воды, силикатного раствора, гелеобразующего состава, с выдержкой последнего до образования геля. В 1994 - 95 г.г. опытные работы были проведены на 5 скважинах Березовской площади (№№ 21719, 21717, 21718, 8173, 8185), дополнительная добыча по характеристике вытеснения составила 13,653 тыс. тонн.

В 1995 - 2001 г.г. закачка волокнисто-дисперсной системы (ВДС) проведена на 9 участках. Всего с начала применения метода получено - 55,107 т.т.

Изоляционные работы: с 1994 года с целью ограничения водопритоков в добывающие скважины проводились работы по закачке реагента СНПХ - 9630 и СНПХ - 9633. Его применение основано на способности при взаимодействии с водами, обводняющими нефтяной пласт, образовывать устойчивые высоковязкие эмульсии. На 1.01.2007 года всего обработано 48 скважины, накопленная добыча 54,808 тыс. тонн.

С 1996 году обработано 23 добывающих и 5 нагнетательных скважин биополимером с целью изоляции водопритока. На 1.01.2007 г. по ним получено 57,729 тыс. т дополнительной нефти.

Обработка призабойной зоны СНПХ - 9010 на залежи №221 начата в 1993 году, всего обработано 33 скважины, накопленная дополнительная добыча составляет 24,825 тыс. тонн.

Декольматация, разглинизация - обработка призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых коллекторах проводилась в 1994 - 95 г.г.: целью обработок является стабилизация и увеличение приемистости благодаря повышению фазовой проницаемости для воды и снижению набухаемости и стабилизации глин. Для обработки используются растворы хлористого калия и катионного ПАВ (гидрофобизатораВ 1999 году совместно с НИВП «Нефтеотдача» обработаны призабойные зоны скважин кислотно-поверхностно активными веществами (КПАС), на 30 скважинах (с применением установки «Колтюбинг»), по ним получено 27,218 тыс.т нефти.

Также с целью повышения нефтеотдачи пластов в 4 скважины залежи №8 закачали сшитую полимерную систему (СПС). На 1.01.2007 г. от метода получено 27,906 тыс.т нефти.

В рамках ОПР выполнялись закачки ТатНО-20011 на 9 скважинах, дополнительная добыча составила 1,142 тыс.т нефти, ТатНО-20012 на 1 скважине - дополнительная добыча 0,331 тыс.т нефти, КТУН - на 4 скважинах - дополнительная добыча 0,495 тыс.тонн нефти, ВДП (волокнисто-дисперсная пыль) на 3 скважинах - дополнительно получено 3,011 тыс.тонн нефти. В 3 скважины (№№135а, 5812, 32826) закачали ТатНО-2000-01 дополнительно получено 3,424 тыс.т нефти, в 3 скважины (№№163, 3174, 14781) закачали ТатНО-99-01 дополнительная добыча составила 0,871 тыс.т нефти и в 1 скважину (№11203) провели Комплексное воздействие на призабойную зону.

Всего в рамках ЗАО «Татнефтеотдача» нарастающая дополнительная добыча составила 578,875 тыс. тонн нефти.

ЗАО «Татойлгаз»

С 1997 года проводились работы по глубокой стимуляции добывающих скважин растворами ПАВ. На 1.01.2006г. обработано 32 скважины, дополнительно добыто 66,617 тыс. т нефти, технологический эффект на 1 обработку составил 2078 тонн. Также проводились работы по термобароимплозионным методам. Обработано 19 скважин. По ним дополнительно получено 0,9 тыс.т нефти. Всего по ЗАО «Татойлгаз» дополнительно получено 67,506 тыс. т нефти.

ОАО «Нократойл»

С сентября 1998 года обработано 19 скважин методами ОПЗ. Дополнительная добыча составила 10,589 тыс.т нефти.