Министерство образования и науки Российской федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Альметьевский государственный нефтяной институт"

Факультет нефти и газа

Кафедра: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

на тему: Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"

Альметьевск, 2010

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Характеристика геологического строения

1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности

2.2 Анализ выработки пластов

3. Анализ эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях рассматриваемого объекта разработки

4. Определение технологической эффективности

4.1 Выбор участка

4.2 По методу "прямого" счета

4.3 По характеристикам вытеснения

5. Расчет технологических показателей разработки при применении метода

6. Выводы и рекомендации

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

За 40-летний период разработки из продуктивных пластов горизонта Д₁ Западно-Лениногорской площади извлечено 67970 тыс.т нефти, что составляет 95% от утвержденных НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,5, обводненность нефти составляет 85,3 %, ВНФ - 1,9. Основное количество нефти отобрано из высокопродуктивных коллекторов -75, 6%, а из малопродуктивных - всего 7,9%;

Геолого-промысловый анализ показал, что в условиях выявленных сложных особенностей геологического строения объекта, происходит опережающая выработка запасов нефти высокопродуктивных песчаников нефтяной зоны и значительно отстает выработка запасов высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов, в связи с чем за время разработки на площади произошло изменение структуры запасов в сторону ухудшения. Если в начальный период разработки извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных коллекторов составляли 70,1%, высокопродуктивных глинистых - 21,7%, малопродуктивных - 15,2% запасов площади, то текущие извлекаемые запасы распределились, соответственно, 35,5%, 36,3% и 36,2% остаточных извлекаемых запасов площади, т.е доля трудноизвлекаемых запасов выросла.

Из-за неоднородности состава пород и характера распространения коллекторов по разрезу происходит неравномерная выработка запасов по пластам. Появилась необходимость воздействия на пласты с целью увеличения охвата пласта и коэффициента вытеснения нефти. Одним из таких мероприятий является микробиологическое воздействие.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Общие сведения о районе работ

Ромашкинское месторождение, одно из десяти крупнейших месторождений в мире, расположено в центре Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на юго-востоке Татарстана. В административном отношении площади находятся на территории Альметьевского, Лениногорского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарии. С севера на юг через месторождение проходит железнодорожная ветка от станции Бугульма до станции Круглое поле. На территории района широко развита гидрогеографическая сеть. Все реки небольшие: Зай-Каратай, Вязовка, Ик. Рельеф поверхности в значительной мере определяется наличием оврагов, балок и долин, образованных действием рек. Абсолютные отметки его колеблются от +140м до +340м. В пределах района расположен ряд населенных пунктов, соединенных между собой сетью шоссейных и грунтовых дорог. Климат района умеренно-континентальный: холодная зима с сильными ветрами и буранами и теплое лето; переход от зимы к лету быстрый, с неустойчивыми атмосферными осадками. Самый холодный месяц - январь, имеющий среднюю температуру минус 13-15С. В отдельные годы температура понижается до минус 40 - 49С. Средняя температура самого жаркого месяца июля +18+20С, максимальные температуры могут достигать +36+38С. По растительному покрову данная территория относится к лесостепной зоне. В пределах района основным полезным ископаемым является нефть. Кроме нефти здесь имеются каменный уголь, строительные материалы: известняки, глины, гипс и песок.

1.1 Характеристика геологического строения

Наиболее древними образованиями, вскрытыми скважинами, являются породы кристаллического фундамента. Сложены они, в основном, гнейсами, диоритами и диабазами. Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами - средним D₂ и верхним D₃.

В среднем отделе D₂ выделяются два яруса - эйфельский D₂ef и живетский D₂gf. Породы бийского горизонта D₂^bs эйфельского яруса D₂ef ложатся на кристалический фундамент почти по всей южной и центральной частях Ромашкинского месторождения. На севере месторождения отложения бийского горизонта установлены в разрезах единичных скважин. Мощность горизонта изменяется от нуля (на юго-востоке) до 36м (на юго-западе месторождения). В составе бийского горизонта D₂^bs выделяются две пачки - базальтная гравийно-песчанная (пласт D₅) и, перекрывающая её, алевролито-аргиллитовая, иногда с прослоями известняка (репер "нижний известняк"). Нижняя пачка слагается песчаниками разнозернистыми, неравномерно глинистыми, с примесью гравийного, реже мелкогалечного материала. Верхняя пачка представлена в нижней части аргиллитами иногда с прослоями известняка, в средней - аргиллитами с алевролито-песчаными прослоями и в верхней - аргиллитами.

Отложения живетского яруса D₂gv в пределах Ромашкинского месторождения развиты повсеместно и представлены старооскольским горизонтом D₂^St,в составе которого выделяются воробьевские, ардатовские и муллинские слои. Воробьевские слои залегают с размывом на породах эйфельского яруса D₂ef и кристалического фундамента. В составе слоев выделяются песчаная пачка (пласт D₄), разделенная нередко на две части глинистым прослоем, и пачка глинистых пород, залегающая на песчаном пласте. Мощность воробьевских слоев составляет на юго-западе месторождения 32 - 33м, в центральной и западной частях 16 - 35м и в восточной части 8 - 16 м. Пласт D₄ представлен в основном песчаниками и алевролитами, реже глинистыми породами. В наиболее полных разрезах воробьевских слоев пласт D₄ имеет мощность 16 - 23 м, на востоке и северо-востоке месторождения 4 - 8м. Верхняя аргиллитовая пачка воробьевских слоев слагается темно-серыми аргиллитами и глинистыми алевролитами с прослоями мергелей и доломитов.

Ардатовские слои подразделяются на две пачки: нижнюю - песчано-алевролитовую и верхнюю- карбонатно-глинистую. Нижняя пачка слагается преимущественно глинистыми алевролитами, в меньшей мере песчаными алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов. В пласте D₃ выделяются два прослоя: нижний D ₃-б и верхний D ₃-а. Мощность пласта на юго-западе 26м, на северо-востоке 11 - 8 м. Верхняя пачка сложена карбонатными породами и аргиллитами. Мощность пачки 5 - 20 м. Мощность ардатовских слоев от 15 до 40 м.

Муллинские слои подразделяются на две пачки: нижнюю - алевролито-песчаную, сложенную алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, и верхнюю - алевролито-аргиллитовую, сложенную переслаиванием аргиллитов и алевролитов. На юге месторождения (Западно-Лениногорская площадь) в кровле верхней пачки аргиллиты переходят в мергель (аналог "черного известняка"). Пласт D₂ имеет мощность от 2 до 30 м и часто сливается с пластами пашийского горизонта D₃^p. Мощность муллинских слоев изменяется от 7 до 35 м.

Верхний девон D₃ подразделяется на франский D₃f и фаменский D₃fm ярусы. Франский ярус D₃f подразделяются на нижне-франский D₃f₁ и верхне-франский D₃f₃ подъярусы. В составе нижнефранского D₃f₁ подъяруса установлены отложения пашийского D₃^p, кыновского D₃^kn, саргаевского D₃^sr и семилукского D₃^sm горизонтов.

Пашийский горизонт D₃^p нижне-франского подъяруса D₃f₁ является основным промышленным объектом Ромашкинского месторождения. Нижняя его граница - кровля аргиллитовой пачки (репер "глина") над пластом DII. Верхняя граница пашийского горизонта D₃^p проводится по подошве карбонатной пачки "верхний известняк". Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть). Пашийский горизонт D₃^p представлен пятью алевролито-песчаными пачками (пласты DI-а, DI-б, DI-в, DI-г, DI-д), разделенными алевролито-глинистыми прослоями.

Отложения кыновского горизонта D₃^kn распространены по всему Ромашкинскому месторождению и характеризуются выдержанной мощностью и однотипным литологическим строением. В составе горизонта выделяется два подгоризонта: нижнекыновский и верхнекыновский. Нижне-кыновский объединяет карбонатную пачку "верхний известняк" и вышележащие аргиллиты. Верхнекыновский включает песчано-алевролитовую пачку D0, "среднекыновский известняк" и толщу аргиллитов с прослоями алевролитов, в кровле которой отмечается прослой карбонатных пород ("верхнекыновский известняк"). Мощность кыновского горизонта D₃^kn 18-38 м и уменьшается в северо-восточном направлении. Пачка "верхний известняк", мощностью до 2,5м, является прекрасным репером, сложена известково-доломитовыми породами и имеет повсеместное развитие. Пласт D0 представлен песчано-алевролитовыми породами и наиболее развит в северо-западной части месторождения (Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская, Ташлиярская площади). Мощность пласта равна 3 - 9 м.

Саргаевский горизонт D₃^sr залегает с размывом на нижележащих кыновских отложениях. Слагается известняками зеленовато-серыми, глинистыми, битуминозными с прослоями мергелей, содержание которых в разрезе увеличивается к юго-западу месторождения. Мощность горизонта изменяется от 3 до 58 м.

Отложения семилукского горизонта D₃^sm представлены переслаива- нием темно-серых и черных, битуминозных, глинистых, часто перекристаллизованных и окремнелых известняков и мергелей с прослоями горючих сланцев. Мощность горизонта изменяется от 25 до 50 м.

Отложения верхнефранского подъяруса D₃f₃ широко развиты на территории Ромашкинского месторождения и включают бурегский D₃^bg, воронежский D₃^vr, евлановский D₃^cv и ливенский D₃^lv горизонты.

Бурегский горизонт D₃^bg залегает с размывом на породах семилукского горизонта D₃^sm, слагается известняками микро- и разно -зернистыми, серыми, темно-серыми, иногда черными, глинистыми, битуминозными, участками доломитизированными. Отмечаются прослои мергелей, черных, битуминозных и органогенных известняков. Мощность горизонта изменяется от 21 до58 м.

Отложения воронежского горизонта D₃^vr залегают с размывом на поверхности бурегского горизонта D₃^bg. Представлены известняками темно-серыми и серыми, часто микро- и равнозернистыми, неравномерно глинистыми, в различной степени доломитизированными до перехода в отдельных прослоях в доломит известковый. Встречаются редкие прослои мергелей. Мощность горизонта изменяется от 44 до 87 м.

Евлановский D₃^cv и ливенский D₃^lv горизонты представлены известняками серыми, темно-серыми с буроватым оттенком, доломитизированными, кальцинизированными, разнозернистыми, стилолитизированными и трещиноватыми, иногда перекристаллизованными. Отмечаются прослои мергелей и доломитов. Наибольшим распространением из встречен- ного комплекса фауны пользуются фораминеферы, образующие прослои органогенных известняков. Мощность горизонта неравномерна и колеблется от 10 до 159 м.

Фаменские D₃fm образования имеют широкое развитие на Ромашкинском месторождении и залегают с размывом на верхнефранских отложениях. Фаменский ярус D₃fm подразделяется на нижнефаменские D₃fm₁ и верхнефаменские D₃fm₃ подъярусы, а в составе нижнефаменского подъяруса выделяются задонский D₃^z и елецкий D₃^el горизонты.

Отложения задонского D₃^z горизонта залегают с размывом на породах верхнефранского D₃f₃ подъяруса. Слагается задонский горизонт D₃^z вестняками микрозернистыми светло-серыми, стилолитизированными, доломитизированными и доломитами разнозернистыми, серыми, часто пористо-кавернозными и трещиноватыми. Мощность горизонта изменяется от 25 до 53 м.

Елецкий горизонт D₃^el представлен известняками серыми, тонкослоистыми, часто перекристализованными, стилолитизированными и доломитами светло-серыми с включениями гипса и ангидрита. Мощность горизонта изменяется от 51 до 111 м.

Данково-лебедянский горизонты D₃^dld представлены переслаиванием известняков серых, микрозернистых и реликтово-органогенных, часто перекристаллизованных и доломитов буровато-серых, мелко- и разнозернистых, известковистых. Мощность горизонтов изменяется от 48 до 109 м.

В составе каменноугольной системы на Ромашкинском месторождении выделяются нижний C₁, средний C₂ и верхний C₃ отделы. Мощность каменноугольных отложений составляет 850 - 960 м.

В составе нижнего отдела C₁ карбона выделяются отложения турнейского C₁t, визейского C₁v и серпуховскогоC₁s ярусов. Мощность отдела равна 391 - 457 м.

Турнейский ярус C₁t расчленяется на малевский C₁^ml, упинский C₁^up, черепетский C₁^crp и кизеловскийC₁^kzl горизонты. Отложения турнейского яруса C₁t представлены известняками серыми, светло-серыми, массивными, тонко и разнозернистыми, неравномерно перекристализованными и доломитизированными, органогенными, с примазками углисто-глинистого материала. Мощность яруса 120 - 150 м.

Визейский ярусC₁v включает малиновский C₁mn ,яснополянский C₁jp, окский C₁ok и серпуховский C₁s надгоризонты. Отложения малиновского и яснополянского надгоризонтов представлены терригенными породами.

Малиновский надгоризонт C₁mn сложен аргиллитами с прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников. Аргиллиты темно-серые, углистые, микрозернистые. Алевролиты серые, биоморфные. Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые с карбонатным или углисто-глинистым цементами. Мощность колеблется в пределах 2 - 10 м.

Литологически бобриковский горизонт C₁^bb яснополянского надгоризонта C₁jp представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники темно-серые, пористые и нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые до черного, углисто-глинистые, иногда известковистые. Аргиллиты темно-серые, черные, углистые, алевролитовые. Мощность горизонта изменяется от 3 до 15 м.

Тульский горизонт C₁^tl сложен терригенными и карбонатными породами. Терригенные породы представлены аргиллитами, алевролитами и прослоями песчаников. Аргиллиты темно-серые, углистые, черные, алевритовые, известковистые. Алевролиты светло-серые, известковистые с примесью углисто-глинистого материала. Известняки органогенно-обломочные, окремнелые, темно-серые, слабо доломитизированные, с углисто-глинистым веществом. Мощность горизонта равна 8 - 18 м.

Окский надгоризонт C₁ok сложен карбонатными породами, соответствующими алексинскомуC₁^al, михайловскому C₁^mh и веневскому C₁^vn горизонтам подмосковного бассейна.

Нижняя часть алексинского горизонта C₁^alслагается переслаиванием терригенных и карбонатных пачек, верхняя, большая часть горизонта - карбонатными породами. Терригенные породы представлены алевролитами темно-серыми, черными, углистыми, глинистыми, аргиллитами темно-серыми, черными, углистыми и песчаниками глинисто-алевролитистыми, темно-серыми, неяснослоистыми. Карбонатные породы представлены известняками: серыми,темно-серыми, органогенно-обломочными, микрозернистыми и доломитами коричневато-серыми, темно-серыми, мелко- зернистыми, трещиноватыми, пористыми. Мощность горизонта 37 - 50 м.

Отложения михайловского C₁^mh и веневского C₁^vn горизонтов рассматриваются совместно ввиду слабой их изученности для проведения границы между ними. Отложения горизонтов представлены известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными и доломитами серовато-коричневыми, со слабым битуминозным запахом, микро и мелкозернистыми, пористыми, трещиноватыми. В нижней части михайловского горизонта C₁^mh отмечены прослойки малахитово-зеленых глин. Мощность михайловского C₁^mh и веневского C₁^vn горизонтов 70 - 95 м. Литологически отложения серпуховского надгоризонта С₁s представлены доломитами кристаллически-зернистыми, желтовато-серыми, перекристаллизованными, кавернозными и трещиноватыми. Мощность надгоризонта 80 - 100 м.

Протвинский горизонт C₁^pr намюрского яруса представлен известняками белыми и светло-серыми, доломитизированными, перекристаллизованными, массивными, кавернозными и доломитами желтовато-белыми, известковистыми, тонко-, мелко-, среднезернистыми, пористыми и трещиноватыми. В кровле горизонта породы часто закарстованы. Мощность горизонта колеблется в пределах 36 - 60 м. Отложения среднего карбона повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях намюрского яруса. Средний карбон представлен башкирским C₂^b и московским C₂^m ярусами.

На территории Ромашкинского месторождения в составе башкирского яруса C₂^b выделяются прикамскийC₂^P и черемшанский C₂^st горизонты.

Прикамский горизонт C₂^Pслагается известняками органогенно-обломочными, глинистыми, светло-серыми и розовато-серыми, кавернозными и трещиноватыми, с прослоями аргиллитов. Мощность горизонта 4 - 14 м.

Отложения черемшанского горизонта C₂^st ложатся, в некоторых случаях, несогласно на размытую поверхность образований прикамского горизонтаC₂^P.Литологически горизонт представлен органогенно-обломочны- ми известняками с галькой и песком (в нижней части) и мелкозернистыми, светло-серыми, доломитизированными, пористо-кавернозными (в верхней части). Мощность горизонта изменяется от 5 до 18 м.

В московском ярусе C₂^m выделяются нижнемосковскийC₁m₁ и верхне московский C₁m₂ подъярусы, включающие верейский C₂^vr, каширский C ₂ ^ksch, подольский C₂^pd и мячковский C₂^msh горизонты.

Верейский горизонт C₂^vr делится на две пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную. Известняки светло-серые, серые, органогенные, участками трещиноватые. Песчаники и алевролиты темно-серые, серовато-зеленые, красноватые, с растительным детритом. Мощность горизонта 36 - 53 м.

Каширский горизонт C ₂ ^kschслагается известняками и доломитами. В подошве горизонта отмечаются прослои терригенных пород небольшой мощности. Известняки серые, биоморфные и органогенно-обломочные, нередко доломитизированные, перекристаллизо-ванные, массивные. Доломиты светло-серые, тонко и разнозернистые, участками известковистые. Мощность горизонта 40 - 60 м.

Подольский горизонт C₂^pd слагается известняками и доломитами. Известняки биоморфные, серые и светло-серые, массивные. Мощность горизонта 83 - 100 м.

Отложения мячковского горизонта C₂^msh представлены известняками органогенно-обломочными, биоморфными, светло-серыми и серыми, битуминозными и доломитами тонкозернистыми, серыми и желтовато-серыми, окремнелыми, трещиноватыми. Мощность горизонта 80-105м. Отдел верхнего карбона представлен гжельским и оренбургским ярусами. Отложения гжельского яруса C₃g представлены известняками биомор- фными, мелкозернистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, часто перекристаллизованными и доломитами тонко зернистыми, прослоями известковистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, нередко кавернозными. Мощность яруса 120 - 145м.

Оренбургский ярус C₃o слагается известняками преимущественно органогенно-обломочными, светло-серыми, почти белыми и доломитами желтовато-серыми и буровато-серыми, часто реликтово-органогенными. Мощность яруса 40 - 46 м.

В пределах Ромашкинского месторождения пермская система представлена двумя отделами: нижним (ассельский P₁a, сакмарский P₁s, артинский P₁^ar и кунгурский P₁k ярусы) и верхним (уфимский P₂u, казанский P₂kz, татарский P₂t ярусы).

Ассельский ярус P₁a представлен трех или четырех кратным переслаиванием глинистых известняков и доломитов. Мощность 50-65м. Сакмарский ярус P₁s подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты. Мощность яруса доходит до 130 м. Отложения сакмарского яруса P₁s повсеместно представлены известняками и доломитами серыми и темно-серыми, трещиноватыми и загипсованными.

Артинский ярус P₁^ar подразделяется на нижнеартинский и верхне-артинский подъярусы, сложен глинисто-карбонатными, сульфатно-карбонатными и карбонатно-сульфатными породами. Известняками белые и серые, брекчеевидные и кавернозные. Глины красновато-коричневатые, известковистые, тонкослоистые. Общая мощность артинского яруса доходит до 75м.

Отложения кунгурского яруса P₁k выделены лишь на севере Ромашкинского месторождения. Сложен он глинами зелеными, доломитами серыми, плотными, кавернозными. Мощность кунгурского яруса 0 - 50м. Нижняя часть уфимского яруса верхнего отдела (соликамский горизонт) представлена карбонатными породами с прослоями терригенных. Верхняя часть (шешминский горизонт) сложена красноцветными, песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатных пород. Мощность яруса колеблется от 60 до 100м.

В образованиях казанского яруса P₂kz выделяются нижний и верхний подъярусы. Нижнеказанский подъярус сложен в нижней части глинами светло-серыми, известковистыми, алевритистыми с редкими прослоями песчаников, в средней - песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и в верхней части - органогенными известняками, мергелями и серыми глинами. Мощность отложений 20 - 30 м.

Верхнеказанский подъярус P₂kz₂ представлен пачкой пестроокрашенных комковатых глин и известковистых мелкозернистых песчаников. В верхней части преобладают песчаники с прослоями глин, мергелей. Мощность отложений 100 м.

Отложения татарского яруса P₂t в пределах Ромашкинского месторождения сохранились лишь на повышенных участках. Представлены они переслаиванием красноцветных глин и песчаников с линзами конгломератов и прослоями известняков и мергелей. Мощность отложений изменяется от 0 до 60 м.

Четвертичные отложения распространены повсеместно и образуют элювиально-делювиальные чехлы водоразделов и их склонов, представлены буровато-коричневыми известковистыми суглинками. В долинах рек развиты аллювиальные отложения, представленные серо-желтыми суглинками с прослоями щебня, песка и гальки. Мощность четвертичных отложений 20 м.

1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

В разрезе пласта DI выделяются (снизу вверх) пласты: д ,г2, г1, б3, б2, б1, в, а. Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегда представлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все проницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.

Пласт "д" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость по песчаникам - 21%, по алевролитам - 15%; средняя проницаемость по песчаникам - 0,436мкм², средняя нефтенасыщенность по песчаникам - 0,870, по алевролитам - 0,704.

Пласт "г2" средняя пористость по песчаникам - 21,3%, по алевролитам - 14,9%; средняя проницаемость по алевролитам - 0,721мкм², по песчаникам - 0,327мкм²; средняя нефтенасыщенность по песчаникам - 0,865, по алевролитам - 0,721.

Средняя мощность пласта "г1" 3,7 м, средняя пористость песчаников 20,4%, для алевролитов - 15,5 %; средняя проницаемость для песчаников - 0,362 мкм², для алевролитов - 0,145 мкм²; средняя нефтенасыщенность для песчаников - 0,853, для алевролитов - 0,719.

Пласт "в" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 3,3 м, средняя пористость по песчаникам - 21 %, по алевролитам - 14,7%; средняя проницаемость по песчаникам 0,467 мкм², по алевролитам - 0,131мкм²; средняя нефтенасыщенность по песчаникам - 0,875, по алевролитам - 0,698. Пласт "б3" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 2,89 м, средняя пористость по песчаникам 21,6%, по алевролитам - 15,3 %; средняя проницаемость по песчаникам 0,505 мкм ², по алевролитам - 0,147 мкм ². Средняя нефтенасыщенность по песчаникам - 0,877, по алевролитам - 0,683.

Средняя мощность пласта "б2" - 2,4 м, средняя пористость по песчаникам - 20,6 %, по алевролитам 15,7 %, проницаемость по песчаникам - 0,428 мкм², по алевролитам - 0,250 мкм ²; нефтенасыщенность по песчаникам - 0,874, по алевролитам - 0,699. Средняя мощность пласта "б1" - 2 м. Средняя пористость по песчаникам - 19,8 %; по алевролитам - 15,5 %; средняя проницаемость по песчаникам - 0,374 мкм², по алевролитам - 0,173 мкм^2, средняя нефтенасыщенность по песчаникам - 0,874, по алевролитам - 0,699.

Пласт "а" представлен алевролитами, которые в виде различных по размеру линз неравномерно распространяется по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0 м, средняя мощность пласта 2,28 м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам- 14,6%. Средняя проницаемость по песчаникам 0,870 доли единиц, по алевролитам - 0,721. Пласты "б1", "б2" также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. По геофизическим данным по горизонту DV среднее значение пористости 18,3 %, интервал изменения 22 % - 30 %; среднее значение проницаемости - 0,344 мкм ², интервал изменения параметра от 0,012 - 2,656 мкм². Характеристика параметров пласта приведена в табл.1.2.2, толщина пласта - в табл. 1.2.1 .

Основным эксплуатационным объектом являются отложения бобриковского горизонта нижнего карбона, представленные терригенными коллекторами. Средняя глубина залегания 1000-1200м. В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. В разрезе горизонта C выделяются (снизу вверх) пласты: вв, вв, вв, вв. Покрышкой для залежи служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью от 8 до 12 м. В связи с региональным, ступенчатым погружением пластов на север, северо-восток и восток от Куакбашской площади, а также в связи с неоднородностью пластов-коллекторов, наблюдаются "скачки" в положении ВНК от поднятия к поднятию, составляющих залежь.

Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается в северном и северо-восточном направлениях в абсолютных отметках от 810 м до 846м на север.

Таблица 1.2.1 Толщина пласта

Пласт	Толщина пласта	Показатели
		Средневзвешенная толщина , м	Коэффициент вариации, %	Интервал изменения
DI	Общая
	нефтяная	4,19	53,94	2,00 - 8,40
	водонефтяная	7,32	38,32	5,00 - 11,6
	Эффективная
	нефтяная	3,94	41,03	2,00 - 6,8
	водонефтяная	7,52	30,36	5,00 - 11,6

Таблица 1.2.2 Характеристика параметров пластов

ПластDI	Тип коллектора	Параметры
		Проницаемость средневзвешенная по всему пласту, мкм2	Пористость, %	Нефтенасы-щенность, доли единиц
д	песчаник	0,436	21,0	0,870
	алевролит	-	15,0	0,704
г2	песчаник	0,357	21,3	0,865
	алевролит	0,150	14,9	0,721
г1	песчаник	0,368	20,7	0,853
	алевролит	0,144	15,0	0,719
в	песчаник	0,457	21,0	0,875
	алевролит	0,131	14,7	0,698
б3	песчаник	0,505	21,6	0,877
	алевролит	0,147	15,3	0,683
б2	песчаник	0,428	20,6	0,874
	алевролит	0,250	15,7	0,699
б1	песчаник	0,374	20,6	0,874
	алевролит	0,173	15,3	0,899
а	песчаник	0,449	20,1	0,870
	алевролит	0,135	14,6	0,721

Верхний пласт вв имеет линзовидный характер распространения. Лишь на II, IV, VII блоках они имеют площадную или полосообразную форму залегания. Толщина пласта небольшая: 0, 8-2,8 м (в среднем - 1,5 м). Пористость пласта от 13.5 % до 22.2 %, проницаемость от 0,028 до 1,347 мкм. Пласт содержит 11,3 % начальных извлекаемых запасов горизонта C. Пропласток вв имеет более сложное строение. В его составе в полных разрезах выделяется до 3 прослоев. Толщина пропластка изменяется от 1,0 до 9,8м, составляя в среднем 3,1 м. Пористость пласта изменяется от 19,5 до 22,9%, проницаемость от 0,421 до 2,088 мкм. Пласт вв содержит 60,1% извлекаемых запасов горизонта C. В 14 % скважин происходит слияние пласта вв с вышележащими вв. Толщина глинистой перемычки между ними колеблется от 0,6 до 6,8 м. Пропласток вв имеет широкое развитие. Песчаные тела встречаются линзовидной, полосообразной и площадной формы залегания. Толщина пропластков изменяется от 0,8 до 17,6 м, составляя в среднем 3,4 м. В 46 % скважин пропласток сливается с вышележащим вв. Пористость пласта изменяется от 19,2 до 27,6 %; проницаемость от 0,281 до 4,255мкм. Пласт вв содержит 28,6 % извлекаемых запасов пласта С.Нижний пропласток вв залегает на аргиллитах елховского возраста, толщина которых изменяется от 1,8 до 4,0 м. Пропласток имеет довольно ограниченное распространение, нефтеносен всего в 5 скважинах.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

К пашийским отложениям (пласта DI) приурочена основная промышленная залежь нефти Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. В табл.1.3.1 и табл.1.3.2 представлены основные физико-химические свойства нефти.

Таблица 1.3.1 Физико-химические свойства и фракционный состав раз газированной нефти. Горизонт - Пашийский

	№	Наименование	Кол-во исслед. скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
	1	Вязкость, 10-3Па-с
		при 20?	21	10,5-26,1	14,6
		при 50?	21	4,5-7,1	5,5
	4	Температура застывания, ?С	-	-	-
	5	Температура насыщения парафином, ?С	-	-	-
Содержание, % весовые	6	Сера	21	0,7-1,3	1,3
	7	Смол селикагелевых	21	26,0-28,0	27,0
	8	Асфальтенов	-	-	-
	9	Парафинов	21	1,0-5,6	2,8
Выход светлых фракций % объёмные	10	Н.К. - 100?	21	4,0-14,0	7,3
		до 150?	-	-	-
		до 200?	21	12,0-33,0	26,2
		до 300?	21	36,0-96,0	48,2

Таблица 1.3.2 Свойства нефти
Наименование	Пашийский горизонт
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	45	135		7,95
Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т	45	135		59,28
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц	45	135		1,1576
Газосодержание при диффренциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	не опр.	не опр.		не опр.
Суммарное газосодержание, м3/т	не опр.	не опр.		не опр.
Плотность, кг/м3	45	135		805,1
Вязкость, мПа*с	45	135		3,7302
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	45	135		1,1461

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти представлен в табл. 1.3.3.

Таблица 1.3.3 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% мольные).

Наименование	Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях	Смесь газа многоступенчатого разгазировании при условиях сепарации Р=0,5МПа Т=9?С	Нефть, разгазированная однократно в стандартных условиях	Нефть после многоступенчатого разгазирования при условиях сепарации Р=0,1МПа Т=9?С	Пластовая нефть
1.Сероводород	0,00		0,00		0,00
2.Углекислый газ	0,65		-		0,11
3.Азот+редкие	9,14		-		0,56
4.Метан	32,43		0,00		1,3
5.Этан	22,58		0,13		1,56
6.Пропан	22,27		0,56		2,65
7.Изобутан	2,65		0,22		0,53
8.Н-бутан	6,68		0,84		1,78
9.Изопентан	1,52		0,89		1,00
10.Н-пентан	1,28		1,12		1,16
11.Остаток (С6+высшие)	0,80		96,24		89,34
12.Остаток (С7+высшее)
13.Молекуляр-ная масса, М
14.Всего	32,76		0,00		0,00
15.Остаток
16.Плотность при стандартных условиях,
нефти, г/см3			0,8578		0,8084
газа, г/л	1,3621

Физико-химические свойства пластовых вод представлены в табл. 1.3.4.

Таблица 1.3.4 Физико-химические свойства пластовых вод Д₁

№	Наименование	К-во исслед. скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
1	Газосодержание, м3/т	3	0,248-0,368	0,317
2	Сероводород, м3/т	3	-	-
3	Объёмный коэффициент	12	-	4,4.10-5
4	Вязкость, мПа.с	-//-	1,80-1,98	1,93
5	Общая минерализация, г/л	-//-	252,2538/280,3818	270,3555
6	Плотность (уд.вес), г/см3	-//-	1,1733-1,1910	1,1861
7	С	-//-	157519,8-174420,0 4442,55-4919,17	168743,3 4759,07
8	мг/л О42- мг/экв.л	-//-	4,8-42,7 0,10-0,89	18,3 0,38
9	мг/л НСО3- мг/экв.л	-//-	0-36,8 0-0,60	11,6 0,19
10	Содержание ионов: Са2+	-//-	24081,4-28688,8 1201,66-1431,57	26181,0 1306,43
11	Mg2+	-//-	3817,9-7656,3 314,0-630,42	4515,6 371,35
12	К++Na+	-//-	59007,2-76378,1 2565,53-3320,79	70881,7 3081,81

Удельный вес в среднем равен 0,865; содержание серы - 1,47 %; смол - 27 - 37%; парафина - 5,3 %. Средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 мПас. В каменноугольных отложениях промышленно-нефтеносными являются турнейские, визейские, и верей-башкирские отложения. Нефтеносность отложений турнейского яруса C₁t отмечается по керну, газокаротажу и по результатам опробования скважины. В визейском ярусе нефтепроявления встречены в отложениях бобриковского C₁^bb, тульского C₁^tl и алексинского C₁^alгоризонтов. Промышленные залежи нефти в основном приурочены к терригенным отложениям бобриковского (угленосного) горизонта. В угленосном горизонте Ромашкинского месторождения по комплексу геолого-геофизических данных выделено до 60 залежей. Промышленная нефтеносность верейского горизонта C₂^vr доказана опробованием скважин на соседнем Ново-Елховском месторождении. В скважинах Ромашкинского месторождения отобран нефтенасыщенный керн из верей-башкирских отложений. Нефтенасыщение пород неравномерное, в виде пятен. Нефть очень густая. В пермских отложениях нефтепроявления на Ромашкинском месторождении относятся к отложениям артинского P₁ar и уфимского P₁u ярусов. В отложениях артинского яруса встречены скопления густой окисленной нефти в трещиноватых доломитизированных известняках. Темно-коричневые песчаники, насыщенные битумом до 3 - 7 %, Уфимского яруса P₁u в ряде пунктов выходят на поверхность. Нефть обоих ярусов густая, тяжелая, нетекучая. Подводя итог рассмотрению нефтепроявлений по разрезу можно констатировать, что на Ромашкинском месторождении, кроме горизонта DI, несомненный промышленный интерес представляют турнейские, бобриковские, тульские и верей-башкирские отложения. В стратиграфическом разрезе Ромашкинского месторождения выделяется 8 гидрогеологических комплексов:

- I - элювий кристаллического фундамента и терригенная часть девона;

- II - карбонатная толща верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона;

- III - терригенная часть яснополянских отложений нижнего карбона;

- IV - карбонатная толща верхневизейского подъяруса, намюрского яруса нижнего карбона и башкирского яруса среднего карбона;

- V - верейский горизонт среднего карбона;

- VI - карбонатная толща среднего и верхнего карбона;

- VII - нижнепермские отложения (условно);

- VIII - верхнепермские и четвертичные отложения.

В пределах каждого комплекса характеристика водоносных горизонтов и состав вод близки, благодаря наличию гидродинамической связи. Наблюдаемые закономерности изменения гидрогеологических условий по разрезу палеозоя обусловлены, главным образом, наличием в нем относительных водоупоров, затрудняющих активную гидродинамическую связь между отдельными комплексами. Такими водоупорами являются плотные глинистые, глинисто-карбонатные и, реже, карбонатные породы в кыновском горизонте и среднефранском подъярусе девона, в верхней части яснополянского и нижней части окского надгоризонтов нижнего карбона, в верейском горизонте среднего карбона и в уфимском ярусе верхней перми. Снизу вверх по разрезу палеозоя наблюдается уменьшение величины общей минерализации подземных вод и, соответственно, абсолютного содержания в них хлора (от 420 до 0,3 мг-экв/100 гр), магния (от 40 до 0,5 мг-экв/100 гр), брома (1060 - 0 мг/л), абсолютного и относительного содержания кальция (от 120 до 1,0 - 0,5 мг-экв/100 гр). В то же время наблюдается увеличение абсолютного и относительного содержания сульфатов (от 0,2 до 15мг-экв/100гр), относительного содержания натрия (0,6 - 30), хлоробромного коэффициента (от 152 до 475 и более), коэффициента сульфатности (от 0 до 100-7300). По преобладающим в минеральном составе компонентам смена вод происходит от хлоридно-натриевых в девонских, нижне- и среднекаменноугольных отложениях до сульфатно-натриевых в нижнепермских и до сульфатно-кальциевых, гидрокарбонатно-натриевых и гидрокарбонатно-кальциевых в верхнепермских отложениях. В составе водорастворенного газа вверх по разрезу уменьшается содержание углеводородов (от 70 - 80 % до 10 - 15 % и менее) и увеличивается содержание азота (от 15 - 50 % до 80 - 90 % и более).Содержание углеводородов и газовый фактор выше в водах пашийского и бобриковского горизонтов. Снизу вверх от терригенной толщи девона к верхнепермским и четвертичным отложениям происходит качественный и количественный рост бактериального населения вод и переход от анаэробных форм к аэробным. Наблюдается по разрезу уменьшение температуры подземных вод от 43 - 44С (пашийский горизонт) до 26С (окский надгоризонт). Причем происходит неравномерное, скачкообразное изменение геотермической ступени и градиента, что объясняется в основном различными теплопроводящими свойствами горных пород и наличием водоупоров. Наиболее водообильными являются песчаники живетскогоD₂gv и франского D₃f ярусов девона и бобриковского горизонта C₁^bb нижнего карбона. В терригенной части девона водоносные горизонты приурочены к песчано-алевролитовым пластам: DI. По минеральному составу воды характеризуются высокой минерализацией (удельный вес 1,176 - 1,93; общая минерализация - до 840 мг-экв/100гр; плотный остаток до 295 г/л), являются хлоридно-натриевыми рассолами со значительным содержанием кальция (до 120 мг-экв/100гр), из микрокомпонентов - брома (до 1060 мг/л) и с ничтожным содержанием сульфатов и гидрокарбонатов; реакция среды кислая. Динамическая (абсолютная) вязкость подземных вод в пластовых условиях составляет 16 -12,6 мПас. В составе водорастворенного газа преобладают углеводороды (до 70- 80 объемных), при этом превалирует метан. Газовый фактор достигает 395см/л, удельный вес газа равен 0,72 - 0,83. Содержание азота составляет 15 - 20 %. В небольших количествах содержатся также углекислый газ, водород, гелий, аргон и другие. Воды недонасыщены растворенным газом, т.к. давление насыщения (4,2 - 8,4 МПа) меньше пластового давления. Естественное движение вод терригенной части девона со средней скоростью 1,0 - 1,3см/год, по данным происходит с севера на юг и с запада на восток (общее направление с северо-запада на юго-восток). Это направление движения подтверждается изменением по территории Татарии минерального и газового состава вод, наклоном водонефтяного контакта залежей нефти Ромашкинского, Бавлинского и Туймазинского месторождений, а также данными по соседним районам. Промышленная разработка месторождения с применением внутриконтурного и законтурного заводнения привела к существенному изменению его естественного гидрогеологического режима. В процессе разработки, в связи со смешиванием и взаимодействием между собой, а также с нефтью и растворенными в ней газами, происходит изменение минерального, микрокомпонентного, газового состава, физико-химических свойств пластовых и закачиваемых вод. Вместе с закачиваемой водой в горизонт попадают ряд групп бактерий (сульфатовосстанавливающих, псевдомоны, сапрофиты и другие), среди которых особое значение приобретает деятельность бактерий, восстанавливающих сульфаты закачиваемой воды до сероводорода. В связи с закачкой в пласт больших объемов холодной воды геометрические условия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовой температуры. По результатам исследований значение параметров нефти в пластовых условиях по залежи 1:давление насыщения 4,2 МПа, газовый фактор18,6м/т вязкость пластовой нефти 27,3 мПас, а среднее значение дегазирован ной нефти при 20С равно 16,3 мПас, плотность пластовой нефти 873кг/м. Пластовая вода представлена хлорокальциевыми рассолами, общая минерализация которых колеблется от 242,9 до 284,3 г/л. Плотность пластовых вод изменяется 1170 - 1190 кг/м³, вязкость от 1,96 до 1,97 мПас, объемный коэффициент равен 1.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности

В 1968 году "ТатНИПИнефть" был составлен проект разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделением Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки.

Последний проектный документ - "Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения" (с уточнением проектных показателей), составленный "ТатНИПИнефть", был утвержден 27.12.2006г.

По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них 659- эксплуатационных, 220-нагнетательных, 12-специальных и 32-дублера.

В табл. 2.1 представлена характеристика пробуренного фонда скважин.

Добыча нефти

В отчетном году из горизонта Д1 отобрано 263735т нефти. С начала разработки добыто 68760099т, что составляет 90,1% НИЗ и 45,6% НБЗ нефти по Западно -Лениногорской площади. Текущий коэффициент нефтеотдачи-0,456.

Средний дебит действующей скважины составил на конец года 2,7т/сут по нефти и 19,17т/сут по жидкости.

В результате применения циклического и нестационарного заводнения за отчетный год дополнительно добыто 3,3 тыс. т нефти. Продолжались работы, направленные на повышение нефтеотдачи пластов.

Таблица 2.1.1 Характеристика пробуренного фонда скважин

Р а с ш и ф р о в к а ф о н д а	на 1.01.2008г.	на 1.01.2009г.
1. Дающие нефть, всего/ в т.ч. нагнетательные а) фонтан/ в т.ч. нагнетат. б) ЭЦН/в т.ч. нагнетат. в) СКН/в т.ч. нагнетат.	310/57	307/56
	-/ -	-/ -
	21/2	22/2
	289/55	285/54
2. Бездействующий фонд/в т.ч. нагнетатательные.	49/5	51/4
3. Осваиваемые и ожид. освоения/ в т.ч. нагнетат.	-	-
4. Эксплуатационный фонд/ в т.ч. нагнетат.	359/62	358/60
5. Дающие техническую воду.	3	3
6. Нагнетатательный фонд. а) под закачкой/ в т.ч. остан. по технич. прич. б) в бездействии после закачки. в) в ожидании освоения после бурения. г) в ожид. освоен. после экспл. на нефть.	213	221
	189/54	196/76
	23	23
	-	-
	1	2
7. Контрольные	5	4
8. Пьезометрические	52	47
9. В консервации	18	16
10.В ожидании ликвидации	-	1
11.Ликвидированные/ в т.ч. а) по геологическим причинам б) по техническим причинам	221	221
	164	164
	57	57
12.Переведено на другие горизонты	52	52
13.Всего пробурено	923	923

Для изоляции водопритоков широко применялись в отчетном году такие методы, как закачка биополимеров ("ксантан") в нагнетательные и добывающие скважины, КПС, СНПХ-9350, ВУС, ГЭР и ГЭС -М (изменение направления фильтрационных потоков) в нагнетательные скважины. Производили закачку МПС в добывающую скважину, низкомодульное жидкое стекло в нагнетательные скважины. В целях повышения коэффициента охвата пласта заводнением, выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков произведена закачка смеси горячего битума и цемента с помощью теплосохраняющих труб "термокейс" в нагнетательную скважину 6009а. Для увеличения притока жидкости использовались методы депрессионной перфорации совместно с ТИМ, производили ГРП, ОПЗ (ГИВ, ИХВ, СНПХ-9030,разглинизация, глинокислота, растворители). Общая эффективность от применения методов ПНП составила за отчетный год 58780т нефти, от мероприятий данного года - 4700т.

Основные рекомендации авторского надзора выполнены.

Закачка воды

За отчетный 2008 год в разрабатываемые пласты пашийского горизонта Западно-Лениногорской площади закачано 1622,66тыс/м³, что является и общей производительной закачкой по площади.

В течение отчетного года под нагнетание воды в разрабатываемые пласты освоена одна скважина- 6147а. Две скважины не освоились:12415а-отсутствие приемистости;6034а-аварийная.

Нагнетательный фонд составил на конец года 196 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 163 скважинах.

Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях к закачке за год составила 104,8 %.

Обводненность продукции

Добыча воды

Отбор воды из горизонта ДI Западно-Лениногорской площади составил в отчетном году 1295,5 тыс. т.

Среднегодовая обводненность продукции равна 83,1 %, что на 1,7% выше прошлогоднего показателя.

Таблица 2.1.2 Состояние пластового давления

Блоки	П л а с т о в о е д а в л е н и е	+- по площади	+- в зоне отбора
	по площади	в зоне отбора
	на 1.1.08 г.	на 1.1.09 г.	на 1.1.08 г	на 1.1.09 г.
1 2 3 По площ.	167,7 170,2 172,2 170,2	168,4 170,1 173,0 170,7	163,8 164,4 165,4 164,6	164,4 163,8 166,0 164,8	+0,7 -0,1 +0,8 +0,5	+0,6 -0,6 +0,6 +0,2

2.2 Анализ выработки пластов

Пласт "а" содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 75,1 % от НИЗ нефти по пласту.

Дострел пласта произведен в добыващих скважинах: 6372а,39497,39498.

В активную разработку по данному пласту за отчетный год вовлечено 37 тыс. т извлекаемых запасов нефти.

Пласт "б1" содержит 9,6 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 77,0 % от НИЗ нефти по пласту.

Дострел пласта произвели на добывающей скважине 39528,нагнетательной скважине 39527а.

Отключение пласта произвели на добывающих скважинах 6146 и 12469 в связи с зарезкой боковых стволов.

В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.

Пласт "б2" содержит 13,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,8 % от извлекаемых запасов по пласту.

Отключение пласта произвели на добывающей скважине 6146 в связи с зарезкой бокового ствола.

В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.

Пласт "б3" содержит 25,6 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 93,4 % от извлекаемых запасов по пласту.

Дострел пласта произведен в добывающих скважинах:12510в, 1051в.

Отключение пласта в добывающих и нагнетательных скважинах не производили.

В активную разработку за год вовлечено 15 тыс. т нефти.

Пласт "в" содержит 19,5 % НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 96,7 % от запасов по пласту.

Дострел пласта произведен в добывающих скважинах 6146 (зарезка бокового ствола) и12473а.

Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.

Пласт "г1" содержит 14,9 % НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 96,0 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.

Дострел пласта произведен в добывающей скважине 6146 (зарезка бокового ствола).

Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.

Пласт "г2+3" содержит 4,0 % от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,9 % от запасов по пласту.

Дострелов и отключений пласта в отчетном году не было.

Динамика основных показателей разработки приведены в табл. 2.2.1 и на рис. 2.2.1.

3.  АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

Краткая аннотация технологий увеличения нефтеизвлечения.

Микробиологическое воздействие.

Технология МБВ-М относится к микробиологическим методам увеличения нефтеотдачи пластов и предназначена для повышения нефтеотдачи обводненных пластов за счет внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов.

Технологический процесс реализуется закачкой микробиологического раствора, содержащего углеводородокисляющие бактерии (УОБ), источники кислорода, азота и фосфора таким образом, чтобы окончание закачки совпало с окончанием цикла закачки воды, проводимого в соответствии с программой заводнения.

В пластовых условиях УОБ способны синтезировать органические растворители, такие как спирты и альдегиды, жирные кислоты поверхностно-активного действия и газы, увеличивающие подвижность нефти. Технология может применяться на участках заводняемых как пресной, так и минерализованной водой, использует доступные реагенты отечественного производства, не требует сложного оборудования для реализации. За счет применения естественных непатогенных микроорганизмов и полностью утилизируемых в природе реагентов технология безопасна для окружающей среды и человека.

Микробиологическое воздействие является третичным методом повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), проводимое для создания оторочки с целью увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения.

Применение водных дисперсий маслорастворимых НПАВ

Разработку заводненных пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ.

При закачке водной дисперсии маслорастворимых ПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

Реализация технологии применения водной дисперсии АФ₉-6 осуществляется путем нагнетания в пласт оторочки дисперсии НПАВ и последующего продвижения ее технической или сточной водой, подаваемой через систему ППД.