Арланское нефтяное месторождение ООО "Хазинское УКПРС"

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРОЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

ОТЧЁТ

о прохождении первой производственной практики

Арланское нефтяное месторождение ООО "Хазинское УКПРС"

Студент гр. ГГ-07-Амиров И. Р.

Уфа 2010

Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц, терминов

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геологическая характеристика

1.2 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

1.3 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

1.4 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод

1.5 Сведения о запасах

1.6 История проектирования разработки

1.7 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применяемой технологии

1.7.1 Терригенная толща нижнего карбона

1.7.2 Каширо-подольские отложения

1.8 Принципиальные положения рассматриваемых вариантов разработки

1.9 Экономическое обоснование варианта, рекомендуемого к применению

2. Методы увеличения нефтеотдачи

2.1 Горизонтальные скважины

2.2 Зарезка второго ствола

2.3 Тепловые методы

2.4 Физико-химические методы

2.4.1 Вытеснение нефти растворами полимеров

2.4.2 Применение щелочного заводнения

2.4.3 Применение поверхностно-активных веществ

3. Коэффициент извлечения нефти

4. Охрана окружающей среды в процессе разработки продуктивных пластов

Заключение

Список использованных источников

Перечень сокращений, условных обозначений, символов и единиц

ТТНК - терригенная толща нижнего карбона;

ВВП - внутренний валовой продукт;

ГИС- геоинформационная система;

ВНК - водонефтяной контакт;

ПАВ - поверхностно-активное вещество;

КИН - коэффициента извлечения нефти;

МУН - метод увеличения нефтеотдачи;

ОПР - опытно-промышленные работы;

КПО - каширо-подольского отложение;

ВНФ - водонефтяной фактор;

ППД - поддержание пластового давления;

БС - буровая скважина;

ГС - горизонтальная скважина;

БП - биополимер;

скв. - скважина;

НКТ - насосно-компрессорные трубы.

Введение

Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию северо-западной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики КрасноКраснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти. Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное эксплуатационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету 1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.

Применяя все новое и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали добычу углеводородного сырья. Один за другим организовались новые промыслы. Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти - 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтедобытчики Арлана извлекли из недр 250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м жилья.

Месторождение условно разделено на 5 площадей: Арланскую, Николо-Березовскую, Ново-Хазинскую, Юсуповскую и Вятскую.

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геологическая характеристика

Геологический разрез месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским комплексом осадков. В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды.

На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д₁), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).

1.2 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

На месторождении основным объектом разработки является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), представленная песчано-алевролитовыми пластами, аргиллитами и углями. В ТТНК в разрезе имеется до 9 песчаных пластов с индексацией сверху вниз: Со (алексинский горизонт), CI, СП, СШ, CIVo, CIV, CV, CVIo, СVI. Нефтеносны также карбонатные отложения турнейского яруса и среднего карбона (верейский, каширский и подольский горизонты). Небольшая залежь имеется в пласте D1 верхнего девона (с одной скважиной).

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Общая толщина отложений составляет 40-45 м.

Пласт CVI представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Общая толщина пласта достигает 36 м, нефтенасыщенная в среднем по площадям - 5м. ВНК пласта изменяется от -1175 на юго-востоке до -1192 на северо-западе.

Пласт CVIo сложен плохо отсортированными песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Толщина песчаных пластов 1-2м. Пористость песчаников от 17 до 23%. Нефтенасыщенность от 66 до 76%. Залежи нефти структурно-литологического типа. ВНК колеблется в пределах от -1169 до -1183м.

Пласт CV представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Толщины песчаников изменяются в пределах от 0 до 5м. Проницаемость изменяется от 0,05 до 1,0 мкм², пористость 19-21%, нефтенасыщенность 73-76%. Залежи структурные, отмечается влияние и литологического фактора.

Пласт CIV - характер залегания чаще линзовидный. Толщина меняется от 0,8 до 2,2 м. Пористость колеблется в пределах от 12.0 до 30%, в среднем 20%. Проницаемость 0,22-0,76 мкм² . Нефтенасыщенность от 72 до 76%. Залежи структурно-литологического типа.

Пласт CIVo - толщина 0,8-0,9м. Линзовидный. Пористость достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71%, проницаемость - от 0,9мкм².

Пласт СIII представлен крупно- и мелкозернистым песчаником. Толщины составляют от 1 до 6м, иногда до 10м. Пористость 20-24%. Нефтенасыщенность 86-89%. Проницаемость до - 1,6 мкм². Залежи структурные, литологически ограниченные. ВНК залежей колеблется в интервале от -1183 до -1192м.

Пласт СИ сложен песчаниками. Пористость песчаников колеблется от 12 до 30%, проницаемость от 0,05 до 1,7 мкм², в среднем по площадям от 0,84 (на Николо-Березовской) до 1,6мкм² (на Ново-Хазинской). Нефтенасыщенность коллекторов 73-87%. ВНК погружается с юго-востока на северо-запад и имеет отметки: На Ново-Хазинской площади от -1146м (на юге) до -1186м (на северо-западе). Изменение положения ВНК происходит ступенчато. На Арланской и Николо-Березовской площадях отметки ВНК изменяются от -1176м (на юге) до -1186м (на северо-западе).

Пласт CI представлен песчаниками, залегает линзообразно, толщина 0,8-2,2м, редко более 3м. ВНК на отметках -1185 до -1191м.

Пласт Со представлен рыхлыми крупнозернистыми песками, толщиной до 14м. Нефтяные залежи литологически экранированные. ВНК расположен на отметках -1129м до-1182м.

Турнейский ярус представлен пористыми разностями известняков, выделяются три продуктивных пласта Т₁,Т₂, Т₃. Залежи сложных очертаний, низкопродуктивные.

Средний карбон (верейский, каширский и подольский горизонты) сложен известняками и доломитами. Пустотность, в основном, поровая, широко развита трещиноватость.

Нефти основного продуктивного объекта ТТНК тяжелые, сернистые, парафинистые, высокосмолистые. Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42%об.), в углеводородах преобладают метан и этан.

Пластовые воды хлоркальциевого типа.

Режим залежей ТТНК: пласта CVI - упруго-водонапорный, имеется активная связь с законтурной областью; по всем другим пластам Со, CI, СШ, CIVo, CIV, CV, CVIo - от упруговодонапорного до упруго замкнутого; по турнейским залежам -упруговодонапорный; по залежам среднего карбона - от упруговодонапорного до упругого с переходом на режим растворенного газа.

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов приведена в приложении А.

1.3 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса в приложении З.

Бобриковский горизонт.

Сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м.

Породы шестого пласта перекрываются аргилитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м., который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом Сv1.

Выше аргиллитов залегает песчано-алевролтовый пласт СV0. Песчаники темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые.

На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метра.

Выше разрез представлен пачкой песчано - алевроллитовых пород, которая разделяется маломощным аргеллитом на два самостоятельных продуктивных пласта Су (нижний) и Су1 (верхний), который представлен неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.

Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.

Выше по разрезу следует аргеллитовый прослой. Аргилиты темно-серые, дисперсные, вьдержанные по площади, имеют четко выраженную геофизическую характеристику.

Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С1у0). Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинистые, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.

На известковистых аргиллитах залегает пласт С111,представленный песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, олевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0,8 - 6,5 м. Пласт С11 имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные.

Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С1 по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.

На определенных участках месторождения пласт С1 перекрывается аргиллитовым слоем небольшой мощности. На эти пласты залегают карбонатные породы тульского горизонта.

Аргиллиты темно-серые, прослоями алевритистые, участками интенсивно пиритизированные, в нижней части окремнелые. Иногда среди аргиллитов встречаются тонкие прослои (до 2х см.) сидеритовой породы, сложенные крупными сферолитами диаметром до 3-х мм.

Алевролиты кварцевые мелкозернистые с глинистым и глинисто-угловистым цементом порового и базального типов, участками цемент кальцитовый.

Мощность горизонта обычно 2- 3 м., но иногда уменьшается до 0,5 метров. Увеличения мощности отложении горизонта до 4-5 метров.

Радаевский горизонт.

К радоевскому горизонту относится пачка аргиллито-песчаных пород, залегающая непосредственно на аргиллитах елховского горизонта.

Аргиллиты сложены темно-серым, плотными, крепкими, угластыми разностями, иногда породы сильно сидеритизированы, отмечаются также отпечатки и остатки обугленных растений. Степень углефикации остатков сильная. Песчаники светло-серого цвета, кварцевые, мелкозернистые, плохо отсортированные, известковистые. В алевролитах и песчаниках отмечаются включения желваков пирита. В песчаниках отмечается также неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта в типовых разрезах колеблется от 0 до 10 метров. В разрезах эрозионных впадин мощность его увеличивается до 100 метров и более.

Докембрия

К докембрию условию относят породы кристаллического фундамента, подстилающие вышележащие осадочный комплекс пород. Породы кристаллического фундамента вскрыты непосредственно под действием терригенных пород на Амурской, Варзи-Ятгинской, Казаковской площадях.

В верхней части они обычно представлены сильно хлоритизированными и карбонатизированные амфиболитами зеленых оттенков, последние разнозернистые, розовато серого цвета.

В некоторых скважинах были подняты мелкозернистые рогообманковые платоклазовые граниты ярко красной окраски.

Вятская месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное),

Продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с диференцированным давлением. Залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи, в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).

Тектоника

Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон Русской платформы.

Арланское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту Калтасинского прогиба, где проходит полоса разломов, идущих вдоль северо-восточного склона Татарского свода и ориентированных в северо-западном направлении. Разлом, проходящий в районе с. Калтасов, вытянут в северо-восточном направлении.

На юго-западном борту Бирской седловины в междуречье Сюнь и База падение кровли горизонта составляет 3-4 м., и на 1 км., около 10-140. Далее к востоку от оси Бирской седловины падение слоев в среднем составляет 2 м. на 1 км. Особый интерес представляют замкнутые опускания, большинство которых сосредоточены в северной части зоны. Размеры мелких опусканий по кровле терригенной толщи изменяются от З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., глубины от 5 до 20 метров. Наиболее крупные купола - Юсуповский, Ново-Хазинский, Ашитский и Нагаево-Актынышбашевский.

Арланское нефтяное месторождение связано со сложными тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в течении длительного времени под влиянием тектонических, седиментационных, гравитационных и других факторов.

Вятское месторождение находится в юго-восточной части Удмуртской республики на территории Камбарского и частично на территории Каракулинского районов. Оно расположено на правом берегу р.Камы, которая как бы огибает поднятие с востока и юга на отрезке между пристанями Камбарки, Николо-березовки и Каракулино.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближе всех расположенными к вятскому месторождению, являются города Сарапул, и Камбарка одновременно являются крупными ж.д. станциями Казанской железной дорогой и речными портами.

Юго-Восточная часть Удмуртии, расположенная в междуречье реки Камы и её правого притока р.Иж. Выделяются в Сарапульскую возвышенность с максимальными высотами 220-240м. над уровнем моря. На Вятской площади эта возвышенность образует водораздельную гряду между правобережными притоками р. Камы и левобережными притоками р.Иж, она имеет отметки высот до 240м и делит площади на две части. На описываемую площадь месторождения падает восточная, более расчлененная часть гряды с сильно пересеченным рельефом. Реки, стекающие с водораздельной возвышенности в Каму, маловедны, очень коротки, имеют глубокие и узкие долины. Здесь встречаются многочисленные глубокие овраги. Долина р.Камы ассиметричная, с крутым обрывистым правым берегом и пологим левым. Впадающим в неё правобережные притоки, как Ветлянка, Сухаревка, Жидковка и другие более мелкие реки и ручейки, являються мелководными и используются для удовлетворения нужд населения в хозяйственных целях и как источники технической воды для бурения скважин.

Западная часть площади расположена в бассейне р. Кырыкмас, левого притока р.Иж. В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентально умеренно-холодного климата. Лето обычно короткое и сравнительно теплое, а зима продолжительная и холодная.

1.4 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод

Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м.

Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.

Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14%.

Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

В процессе разработки продолжали исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - 251 проба из 91 скважины. Пласты I, IV и V раздельных анализов не имеют.

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения. В нефти Талинской площади преобладают углеводороды метанового ряда СnH2n+2.

Плотность нефти составляет 850 кг/м2.

Вязкость при температуре 20 С - 3,2 мПа*С

Температура застывания -11,3 С

Молярная масса - 117,4 кг/моль

Температура -27,9.

Массовое содержание серы - 0,2 %.

Смол силикагелевых - 3,3%, асфальтенов - 0,5%, парафина - 3,1%.

Пластовая температура - 47 С.

Коэффициент сжимаемости - 24,3 (1/МПа*10)

Объемный коэффициент 1,695.

Химический состав газов в Талинском месторождении представляет собой смесь предельных углеводородов СnH2n+2, метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8.

Мольное содержание % углекислого газа - 0,8, азота - 0,5, метана - 44,3%, этана - 11,5%, пропана - 11,8%, изобутана - 2,8%, изопентана - 2,2%. Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0.

Плотность газа - 0,85 кг/м3.

Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении - 1003 кг/м3, минерализированная. Основными ионами являются Cl+, HCO3, CO32, Nab, Ca2+, Mg2+, K+. Обводненность продукции за 1996 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости - 0.004-0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.8СП.

На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаники ТТНК, корбанатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную разведку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал.

В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведку отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо - березовское, Уртаульское, Новохазинское. Потому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанных друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.

На дату пересчета существенно увеличилась информация о коллекторах и флюидах. Так, пластовые нефти исследованы по 213 пробам, поверхностные - по 2357 из 1878 скважин, пористость и проницаемость определена почти по 6000 образцов керна.

Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строение продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке месторождения. Естественно, что результаты пересчета запасов стали значительно точнее.

Подсчет осуществляли раздельно по пластам. В санитарных зонах населенных пунктов, водозабора, а также в лесоохранной зоне выделены за балансовые запасы.

Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами:

- по зависимости пористость - при минимальной толщине песчаников 0,8 метров пористость составляет 15%;

- по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%;

- по результатам обработке материалов геофизических исследований скважин - нижний предел пористости 14-16%;

- по приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине работающих пластов 1-1,2 метров, нижний предел составляет 14-16%;

- по скважинам, пробуренным на не фильтрующимся растворе, при минимальной нефтенасыщенности 30-33% нижний предел -15%;

- по связи пористость - проницаемость.

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновые данные из 9 скважин, пробуренных со вскрытием продуктивных пластов раствором на нефтяной основе.

Средние значения нефтенасыщенности составили: на Николо - Березовской площади -82, на Вятской - 83, на Новохазинской - 85 и на Арланской - 87%. Следует отметить, что априорное увеличение объемов нефтенасыщенных пород в целом по пластам и площадям в последствии создало большие трудности при анализе и проектировании разработки площадей, особенно, отдельных блоков и участков, а также при переводе запасов в более высокие категории, потому что в каждом случае приходилось производить пересчеты с внесением поправок.

При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС. В свою очередь их интерпретация основана на петрофизических параметрах керна.

Нефтенасыщенность коллекторов ТТНК исследовали в лабораторных условиях В.М. Бирезин, К.Я. Коробов и др. по остаточной водонасыщенности образцов керна. Результаты исследования остаточной водонасыщенности показали, что существует закономерная зависимость этого параметра от пористости коллекторов. В последние годы К.Я. Коробов установил, что эта зависимость определяется не только пористостью коллекторов, но и их литолого-коллекторскими свойствами.

1.5 Сведения о запасах

Запасы нефти и газа Арланского месторождения были утверждены ГКЗ МПР РФ (протокол ГКЗ № 579 от 07.06.2000г.) в следующих количествах (геологические/извлекаемые, тыс.т.): категории C₁- 1075500/459026,

С₂-42145/7375.

На 01.01.2005г. в целом по месторождению числятся следующие начальные запасы нефти категорий А+В+С₁: геологические 1079697 тыс.т. извлекаемые 460881 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, составляют 7833 млн.м³. Запасы нефти категории С₂: геологические 41425 тыс.т., извлекаемые 7206 тыс.т.; Извлекаемые запасы газа - 145 млн.м³.

Состояние запасов нефти приведено в приложении Б.

1.6 История проектирования разработки

Площади месторождения вводились в разработку на основании утвержденных технологических схем, составленных УФНИИ в 1957-1964г.г. В 1965г. под руководством проф. М.М.Саттарова, составлена «Генеральная схема разработки Арланского нефтяного месторождения», рассмотрена и рекомендована к утверждению протоколом ЦКР № 36 от 11 мая 1965г., утверждена приказом № 101 от 19 мая 1965г. Госкомитета нефтедобывающей промышленности при Госплане СССР. В 1976г. Башнипинефть был составлен комплексный проект разработки Арланского месторождения, рассмотрен и рекомендован к утверждению НДР Миннефтепрома СССР, протокол № 498 от 13-15 июля 1976г. В 1978г. составлен уточненный проект разработки терригенных отложений нижнего карбона месторождения предусматривавший закачку в пласты в качестве рабочего агента раствора ПАВ малой концентрации - 0,05%; проект рассмотрен ЦКР 27 мая 1978г., протокол № 702. После внесения изменений и дополнений данный проект был утвержден ЦКР, протокол № 771 от 22 декабря 1978г., в последующем проект по закачке ПАВ не был реализован из-за отсутствия положительных результатов на опытном участке.

Важным проектным документом был: «Уточненный проект разработки Арланского нефтяного месторождения», составленный Башнипинефть в 1986г. и утвержденный ЦКР 23 декабря 1987г., протокол № 1274. Утвержденный вариант предусматривал применение по терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) полимерного заводнения с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Из-за отсутствия полиакриламида применение метода не было начато, и в соответствии с письмом первого зам. министра В.Ю.Филановского от 04.10.1989г. № ВФ - 1526 было принято решение осуществлять разработку месторождения по варианту II с заводнением сточной водой в качестве рабочего агента.

В 1991г. был выполнен авторский надзор с рассмотрением 29 января 1992г. на геолого-техническом совещании Главгеологии Миннефтепрома. Рекомендации авторского надзора были утверждены, главная из которых бурение 586 дополнительных к проекту скважин на площадях НГДУ «Арланнефть». Кроме того, в 1991г. был составлен проект пробной эксплуатации залежей нефти турнейского яруса Арланской и Юсуповской площадей, которые ранее в проекте не были рекомендованы к вводу в промышленную разработку. Технологические схемы разработки залежей нефти среднего карбона были составлены ранее.

Последним документом, в рамках которого в настоящее время ведется разработка Арланского нефтяного месторождения, является «Проект доразработки Арланского нефтяного месторождения». Проект утвержден ЦКР Минэнерго 21 ноября 2002г. (протокол № 2925). Основными решениями проекта, помимо установления проектных уровней отбора нефти, жидкости и закачки воды, являются:

- расширение масштабов применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов по всем эксплуатационным объектам, с дополнительной добычей нефти в объеме 3410,4 тыс.т.;

- добуривание проектного фонда скважин, в т.ч. по ТТНК - 508 скважин, 324 дублеров; среднему карбону - 515 скважин, из них 73 горизонтальных;

- ввод в эксплуатацию простаивающего фонда скважин, сократив его Количество до норматива (1090 скважин - по ТТНК, 33 скважины по отложениям среднего карбона и 12 турнейских скважин);

- зарезка 682 боковых стволов в т.ч. турнейским отложениям - 93;

- оцифровка и переинтерпретация ГИС по всему фонду скважин и на этой основе создание в 2006г.;

- увеличение масштабов возвратных ремонтно-изоляционных работ и работ по ликвидации скважин.

Особо подчеркивалась необходимость проведения опытно-промышленных работ по закачке биополимера БП-92 на одной из площадей Арланского месторождения, и в случае получения положительных результатов, распространить опыт по всему месторождению.

В порядке исполнения этих рекомендаций ДООО «Башнипинефть» с привлечением ЗАО «Нефтегазтехнология» в 2003г. Составлена «Технологическая схема опытно промышленной разработки участка Арланской площади с применением биополимера БП-92» (протокол ЦКР от 21.11.2002 № 2926). Предварительные результаты работ были рассмотрены на заседании нефтяной секции ЦКР Роснедра (протокол № 3326 от 13.01.2005г.). Было принято решение:

-предусмотреть расширение промышленного применения биополимеров отечественного производства и ЗАО «Нефтегазтехнология» совместно с недропользователями, продолжить обобщение практических результатов и научных работ в этом направлении.

1.7 Анализ текущего состояния разработки и эффективности применяемой технологии

Месторождение было открыто в 1955г., введено в разработку в 1958г., начиная с Арланской площади, в 1959г. была введена Николо-Березовская, в 1960г.- Ново-Хазинская и в 1962г. - Юсуповская площади.

Всего на Арланском нефтяном месторождении пробурено 8452 скважины различных категорий, по основному эксплуатационному объекту ТТНК 7905 скважин, или 93,5% всего пробуренного фонда. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин 5183, нагнетательных 1337. Количество ликвидированных и ожидающих ликвидацию скважин равно 15,0% (приложение В).

Все скважины Арланского месторождения эксплуатируются механизированным способом. По ТТНК 74% скважин эксплуатируются ШГН, 25% -ЭЦН и 1 % - УЭДН Скважины каширо-подольского горизонта (КПО) и турнейского яруса эксплуатируются, в основном, ШГН.

После утверждения проекта, существенных изменений в общей структуре фонда скважин не произошло. Основные изменения следующие:

- всего за этот период пробурено 68 скважин, в т.ч. на Арланской площади 28 скважин (в т.ч. 16 скважин на КПО); на Николо-Березовской площади (ТТНК) - 30 скважин; Ново-Хазинской (ТТНК) - 6 скважин; Юсуповской (ТТНК) - 4 скважины;

- произошло значительное увеличение фонда действующих скважин (с 3883 до 4381), что связано с интенсивным вводом в эксплуатацию бездействующих скважин;

- бездействующий добывающий фонд снизился до 802 (15,4%) скважин, нагнетательный до 404 (30,2%) скважин;

- ликвидировано 48 добывающих и 31 нагнетательная скважина, или в среднем по 20 скважин в год, что недостаточно для месторождения, находящегося на четвертой стадии разработки;

- увеличился фонд водозаборных скважин (с 85 до 112 скважин), из-за увеличения объемов внутрискважинной перекачки термальных вод для нужд ППД.

1.7.1 Терригенная толща нижнего карбона

Разработка объекта была начата в 1958г. Максимальный отбор нефти в объеме 16,1 млн.т. был достигнут в 1972г. при темпе отбора 3,7% от начальных извлекаемых запасов. На 01.01.2005г. годовой уровень отбора снизился до 2852 тыс.т. нефти, накопленный отбор нефти достиг 404,3 млн. т, нефтеотдача - 40,4%. В связи с тем, что объект находится на поздней стадии разработки, существенных изменений в динамике технологических показателей разработки, за последние четыре года, не произошло.

Отмечаются следующие тенденции:

- произошла стабилизация эксплуатационного и действующего фонда добывающих (на уровне 4800 - 4710 скв.) и нагнетательных скважин (на уровне 1250-1275 скв.), так и обводненности добывающей продукции, на уровне 95,2-95,8%. Стабилизация, а в некоторые годы даже снижение обводненности, происходит за счет оптимизации уровней закачки воды и попутно-добываемой жидкости и остановки нерентабельных высокообводненных скважин;

- сохраняется тенденция сокращения объемов закачки воды (с 61,9 млн.м3 в 2001г. до 55,6 млн.м3 в 2004г.), добычи жидкости (с 72,8 до 58,8 млн.т), дебитов нефти (с 2,4 т/сут до 2,1 т/сут), дебитов жидкости (с 57,0 до 43,6 т/сут) и приемистости нагнетательных скважин (с 251,4 до 199,5 м3/сут);

- происходит рост накопленного водонефтяного фактора (с 6,69 в 2001г. до 6,99 т/т в 2004г.). Текущий (годовой) ВНФ в некоторых участках и зонах отбора продолжает оставаться высоким (до 20т/т);

- в целом сохраняется общая закономерность снижения объемов добычи нефти, с 3070,4тыс.т в 2001г. до 2852,4тыс.т в 2004г., однако, темп падения добычи нефти постепенно снижается с 5,49% в 2001г. до 1,76% в 2004г.

Данные тенденции сохранены при расчете технологических показателей разработки по объекту на ближайшую перспективу (2006-2010 гг.).

За период с октября 2002 г. по декабрь 2005 г. на опытном участке за счет обработок нагнетательных и добывающих скважин композициями на основе биополимера БП-92 получено дополнительно 9126 т. нефти. При обработке нагнетательных скважин, имеющих хорошую гидродинамическую связь с добывающими скважинами, дополнительная добыча превышала 1000 т. на скв./операцию. В результате применения композиций для обработки добывающих скважин с целью уменьшения водопритоков отмечено снижение обводненности с 98 до 57 % (скважина №259).

1.7.2 Каширо-подольские отложения

Разработка Арланского месторождения характеризуется высокими темпами отбора по основному объекту - ТТНК и отставанием выработки запасов по среднему карбону.

Анализ геолого-промыслового материала за 45 лет эксплуатации КПО позволяет отметить следующее:

- текущий коэффициент нефтеизвлечения по состоянию на 01.01.2005г. составил 8,6%, остаточные извлекаемые запасы нефти по площади составляют 6,4 млн.т., что свидетельствует о значительных резервах по добыче нефти;

- фонд для бурения составляет 486 скважин, система разработки в целом по объекту полностью не сформирована;

- в зонах, где освоена система ППД, заметного роста пластового давления не наблюдается;

- объект в настоящее время фактически разрабатываются на режиме истощения.

Таким образом, основной причиной невысокой эффективности разработки каширо-подольских отложений Арланской и Николо-Березовской площадей, следует считать редкую сетку скважин и значительное отставание в разбуривании и обустройстве.

С начала разработки КПО проводился значительный комплекс опытно-промышленных работ (ОПР), направленный на изыскание эффективной системы разработки, включающей оптимальную плотность сетки скважин, эффективную систему воздействия и применение новых методов повышения КИН. Из этих работ наибольший интерес представляют результаты следующих ОПР :

- эксплуатация опытного участка по сетке 400x400 м с поддержанием пластового давления;

- эксплуатация опытного участка на естественном режиме, разбуренного также по сетке 400x400м;

- работы по внедрению плотных сеток скважин и интенсивных систем воздействия.

Результаты опытно-промышленных работ, проведенных на месторождении, позволили определить основные направления совершенствования разработки каширо-подольских отложений, основными из которых являются:

- обращенная девятиточечная система разработки с расстояниями между скважинами не более 150-280м;

- интенсивное разбуривание залежей;

- установление оптимального давления и, следовательно, скорости нагнетания, при которой капиллярный массообмен между матрицей и трещинами обеспечивает относительно устойчивое вытеснение нефти. В противном случае происходит быстрый прорыв воды в добывающие скважины и ухудшение условий эксплуатации объекта. Давление на устье нагнетательных скважин должно быть не выше 8-9 МПа;

- комбинированная система поддержания пластового давления с использованием сети водоводов терригенной толщи нижнего карбона и применением индивидуальных насосных агрегатов с производительностью и давлением, соответствующим характеристикам продуктивных пластов;

- временная консервация малопродуктивных запасов нефти в пластах с начальной суммарной нефтенасыщенной толщиной пласта менее 2,5м с последующим подключением этих зон в разработку возвратным фондом, по мере обводнения скважин терригенной толщи нижнего карбона.

Анализ разработки месторождения за период 2001-2004г.г. показывает, что фактические уровни добычи нефти превышают проектные значения по всем основным объектам разработки (ТТНК, КПО и турней) и площадям. Превышение фактических значений над проектными объясняется комплексом геолого-промысловых, экономических и организационных причин, из них основные следующие:

- расширение площади нефтеносности ТТНК и их разбуривание дополнительным фондом скважин, при этом дебеты новых скважин оказались значительно выше, чем по проекту;

- ввода 691 скважины из бездействия с дебетами превышающими расчетные.

Превышение фактических уровней добычи нефти над проектными произошло несмотря на то, что проектная эффективность ГС и БС не подтвердилась. Из 27 пробуренных горизонтальных скважин добыто всего 114,2 тыс.т. (проект - 144 тыс.т.). Из 62 пробуренных БС (по проекту 54) получено на 55 тыс.т. меньше, чем предусматривалось по проекту.

1.8 Принципиальные положения рассматриваемых вариантов разработки

Было рассмотрено два варианта, из которых первый - базовый и второй - с учетом расширения применения физико-химических методов воздействия. По первому варианту предусмотрено:

- бурение и освоения 197 новых добывающих скважин;

- бурение и освоения 140 БС и 19 ГС;

- ввод из числа бездействующих 372 добывающих и 285 нагнетательных скважин;

- увеличение отборов жидкости по ТТНК Ново-Хазинской площади с 22,6 млн.т. до 25,0 млн.т. и по Юсуповской площади с 6,8 млн.т. до 7,1 млн.т.; по основному объекту разработки Арланской и Николо-Березовской площадей сохранение отборов жидкости на уровне 28,8 и 7,5 млн.т., соответственно;

- увеличение закачки воды по ТТНК Юсуповской площади с 5,1 млн.м³. до 6,7 млн.м³.

Второй вариант предусматривает увеличение объемов добычи нефти за счет внедрения МУН по основным объектам разработки. В целом по месторождению дополнительная добыча нефти за счет применения физико-химических методов воздействия в течение с 2005-2010г.г. оценена в размере 1347,5 тыс.т. Кроме того, за этот период предусматривается сокращение объемов попутно добываемой воды. Данные по объемам и методам внедрения технологий с физико-химическими реагентами в течение 2005-2010 г.г. приведены в приложениях Г и Д.

1.9 Экономическое обоснование варианта, рекомендуемого к применению

Оценка экономической эффективности разработки Арланского нефтяного месторождения проведена по лицензионным участкам и месторождению в целом на основе анализа двух технологических вариантов.

Технико-экономическая оценка разработки месторождения проведена в соответствии с действующими методическими документами. Расчет экономической эффективности выполнен в затратах 2 квартала 2005 года, при условии реализации 70% нефти на внутреннем рынке по цене 7200 руб./т. и 30% нефти на внешнем рынке по цене 47,9 долл./бар. В затратах предусмотрены все действующие на момент составления проекта налоги и отчисления, с учетом изменений и дополнений в часть вторую Налогового Кодекса РФ с 01.01.2005 года.

Характеристики технико-экономических показателей разработки по вариантам на 2005-2010 г.г. приведены в приложении Е, годовые прогнозные уровни добычи нефти по лицензионным участкам в приложении Ж.

Экспертиза отмечает:

- по основному объекту - ТТНК, находящемуся на поздней стадии разработки, сохраняются сравнительно высокие темпы отбора нефти и жидкости, достигнуты высокие объема промывки пор (3,5 - 4,5), стабилизировалась обводненность на уровне 95,2-95,8 %, а также и эксплуатационный и нагнетательный фонд. Однако, несмотря на относительно высокие текущие значения КИН по основным продуктивным пластам (СИ и CVI) на уровне 0,39-0,48, наблюдается заметное отставание выработки промежуточных пластов, текущий КИН по которым колеблется от 0,2 до 0,3;

- по залежам каширо-подольских отложений (КПО), отмечается недостаточная эффективность выработки запасов. Несмотря на длительный период разработки, по объекту не сформированы проектная сетка и система ППД, а формирование системы разработки идет, в основном, за счет возвратных скважин;

- объемы ликвидации скважин в 4-5 раз ниже проекта;

- за период 2001-2004 г.г. по месторождению отмечается превышение проектных показателей по всем основным эксплуатационным объектам (ТТНК, КПО, турнейский ярус).

ЦКР Роснедра (нефтяная секция) ОТМЕЧАЕТ:

1.Арланское нефтяное месторождение обладает уникальными особенностями:

нефть повышенной вязкости, сложное строение основного продуктивного горизонта ТТНК, сочетание в его разрезе высоко- и низкопроницаемых пластов с малой толщиной (~ 1 м) и наличием множества линзовидных залежей.

2. Объединение всех пластов ТТНК в один объект разработки оказалось недостаточно обоснованным, в результате чего в настоящее время наблюдается отставание выработки промежуточных пластов и линзообразных залежей.

3. Арланское месторождение было первым крупным месторождением с повышенной вязкостью нефти, введенным в разработку с применением внутриконтурного заводнения.

В связи с отсутствием необходимого опыта первоначальные технологические решения по разработке ТТНК как единого объекта с редкой сеткой скважин (48-24 га/скв.), разрезанием объекта рядными нагнетательными скважинами на блоки, оказалось недостаточно эффективным.

4. Последующие проектные решения по уплотнению сетки скважин до 12-13 га позволили дополнительно добыть 130,1 млн.т нефти.

5. Несмотря на наличие в основном объекте ТТНК пластов с различными ФЕС на месторождении не применяется оборудование для раздельной добычи нефти и закачки воды.

6.Недостаточна эффективность бурения ГС и зарезка БС, что объясняется слабой обоснованностью выбора их местоположения.

7.На месторождении применяется множество различных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, степень эффективности которых весьма отлична.

8.На месторождении осуществлены меры по регулированию процессов выработки запасов нефти, созданию очагов заводнения, освоено 15 полимерных и осадко-гелевых технологий нефтеотдачи, однако внедрение новых методов повышения КИН осуществляется без комплексной программы и в недостаточных объемах.

2. Методы увеличения нефтеотдачи

2.1 Горизонтальные скважины

Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудно извлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. Динамику пробуренных скважин и добычи нефти показано в приложении Г.

2.2 Зарезка второго ствола

Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых горизонтов.

Устанавливают цементный стакан высотой 5..6 м на глубине выбранного интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и длиной 6..8 м.

Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный стакан.

Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине, поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер.

Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра.

После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по технологии, принятой для обычной скважины.

По данным приложению Г, фактическим показателям с 2001 по 2005гг. (добыто нефти 172.9 тыс.т.) и прогнозу с 2006 по 2010гг. (предстоит добыть 210 тыс.т.), видно, что количество пробуренных скважин зарезкой вторых стволов увеличивается. Прирост коэффициента извлечения нефти по этому методу составляет 0,00036 доли ед.

2.3 Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа*с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге - снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации с 2001 по 2010гг. Арланского месторождения текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает 0,00009 доли ед.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть».

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т - 20оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС - 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КИН - 86,3%, горячей воды - 78,31%, горячего воздуха - 46,24%.

2.4 Физико-химические методы

Увеличение объемов добычи нефти за счет внедрения МУН по основным объектам разработки. В целом по месторождению дополнительная добыча нефти за счет применения физико-химических методов воздействия в течение с 2005-2010г.г. оценена в размере 1347,5 тыс.т. Кроме того, за этот период предусматривается сокращение объемов попутно добываемой воды. Данные по объемам и методам внедрения технологий с физико-химическими реагентами в течение 2005-2010 г.г. приведены в приложениях Г и Д. В таблице приложении Д можно сказать, что наиболее эффективный физико-химический метод это полисил и биополимер БП-92 по количеству средней дополнительной добычи нефти тыс.т. на единицу скважины. Некоторые виды физико-химического методы рассмотрены ниже.

2.4.1 Вытеснение нефти растворами полимеров

Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков.

В целях повышения эффективности процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров.

Воздействие биополимерной композиции БП-92 приводит к существенному перераспределению в профиле приемистости (тампонирование промытых водонасыщенных интервалов и вовлечение малодренируемых интервалов) при незначительном снижении общей приемистости. Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения.

Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти - 18 Мпа-с, р = 0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

2.4.2 Применение щелочного заводнения

Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КИН на 10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

2.4.3 Применение поверхностно-активных веществ

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть - вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

3. Коэффициент извлечения нефти

За период эксплуатации объектов с обводненностью 90% и более по Арланскому месторождению, например, добыто 109,8 млн.т , что составляет 26,2% от всего накопленного отбора нефти. За этот период (15 лет) коэффициент нефтеизвлечения по Арланской площади увеличился на 46%, по Николо-Березовской на 33,2%, по Ново-Хазинской на 34,8%.

Для сравнения и оценки эффективности процессов вытеснения в реализуемых системах разработки различных объектов, по этой зависимости определялась величина нефтеотдачи, достигаемая при одних и тех же значениях степени промывки (100, 150 и 200 %%). Расчеты по прогнозированию КИН выполнялись без учета возможных изменений реализуемых систем разработки.

По объектам, достигшим сравнительно низкой степени промывки (50-80%) прогнозирование КИН осуществлялось с помощью разработанных палеток, построенным с использованием данных длительно разрабатываемым эксплуатационных объектов. В качестве верхнего репера использованы данные разработки I объекта Мухановского месторождения с КИН, достигшим значения 0,672, при степени промывки пласта 194,2 %. Нижним репером представлены показатели разработки бобриковского горизонта Арланского месторождения - 0,374 и 229,9 % соответственно. На рис. 4 представлена палетка зависимости КИН от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пор с указанием величин отбора НИЗ по диапазонам промывки.