Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Геолого-физическая характеристика Знаменского нефтяного месторождения»

Содержание

1. Геолого-физическая характеристика Знаменского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов

1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2. Динамика и состояние разработки Знаменского месторождения

2.1 Анализ показателей разработки

2.2 Анализ фонда скважин

2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ «Аксаковнефть»

1. Геолого-физическая характеристика Знаменского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области. Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток. Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км². В непосредственной близости к юго-востоку от него расположено Шкаповское, а к северо-востоку Белебеевское месторождения.

Обзорная карта размещения месторождения приведена на рисунке 1.1.

В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхнепермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Залесненность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена рекой Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3 - 5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января минус 15⁰С, июля плюс 19⁰С.

Среднегодовое количество осадков 400 - 500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются поселок Приютово, деревни Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, Знаменка, поселок 8 - е Марта. Хорошо развита дорожная сеть. Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая поселок Приютово с г. Уфой и Белебеем. Железнодорожные станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.

Районный поселок Приютово, где расположена база НГДУ ''Аксаковнефть'', ведущего разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, районными центрами Ермекеево, Бижбуляк. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, значение в хозяйстве района имеют известняки, песчаники, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериал.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Разрез месторождения сложен осадочными породами четвертичного, неогенного, пермского, каменноугольного, девонского и вендского возрастов.

Четвертичные отложения представлены почвенным слоем, аллювиальными и делювиальными отложениями на размытой поверхности неогеновых глин и породах казанского и уфимского ярусов.

Неогеновые отложения, залегают с размывом и перемывом в осадконакоплении на породах казанского и уфимского ярусов и распространены не повсеместно. Сложены серовато-коричневыми и зеленоватыми глинами, галечниками, с редкими прослоями мергелей.

Пермские отложения состоят из верхнего и нижнего отдела. Верхний отдел. Казанским ярус, сложен переслаиванием известняков, мергелей, глин известковисто-песчанистых и полимиктовых песчаников. Толщина яруса 2 - 30 м. продуктивный пласт газ нефтяное месторождение

Уфимский ярус, представлен переслаиванием красноцветных глин, мелкозернистых песчаников, алевролитов, в подошвенной части загипсованные известняки с прослоями доломитов и мергелей. Толщина составляет 140 - 200 м.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения. Месторождение: 1 - Шкаповское; 2 - Белебеевское; 3 - Знаменское; 4 - Згурицкое; 5 - Дмитревское; 6 - Дмитриевское

Нижний отдел. Кунгурский ярус, залегает с размывом и представлен двумя пачками, отождествленными с филинновской и иреньской свитами. Нижняя филинновская свита, представлена в основном доломитами и ангидритами. Верхняя иреньская свита, представлена однообразной толщей ангидритов и гипсов с редкими тонкими прослоями доломитов. Толщина яруса 300 - 500 м. Артинский ярус, представлен доломитами с прослоями известняков доломитизированных. Толщина яруса 50 - 100 м. Сакмарский ярус, сложен переслаиванием известняков с доломитами. Толщина яруса 70 - 130 м.

Каменноугольные отложения представлены верхним, средним и нижним отделами. Верхний отдел. Отложения верхнего карбона представлены известняками с прослоями доломитов. Толщина 160 - 180 м. Средний отдел. Московский ярус, сложен переслаиванием доломитов и известняков. Толщина 330 - 450 м. Башкирский ярус, представлен известняками, доломитами. Толщина 70 - 100 м. Нижний отдел. Серпуховский ярус, сложен доломитами с редкими прослоями доломитизированных известняков. Толщина яруса 150 - 230 м. Бизейский ярус, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, доломитами с переслаиванием доломитизированных известняков. Толщина яруса 197 - 239 м. Турнейский ярус, представлен известняками с прослоями глинистых известняков, доломитов и мергелей.

Девонские отложения представлены верхним, средним и нижним отделами.

Верхний отдел. Фаменский ярус, сложен в основном известняками глинистыми, доломитизированными. Толщина яруса 96 - 172 м. Франский ярус, представлен песчаниками, известняками с пропластками аргиллитов, и глинисто-битуминозных сланцев и мергелей. Толщина яруса 110 - 185 м.

Средний отдел. Живетский ярус, представлен известняками, аргиллитами, алевролитами с песчаниками. Толщина яруса 38 - 50 м. Эфельский ярус, представлен глинистыми известняками, аргиллитами, алевролитами и грубозернистыми песчаниками. Толщина яруса 27 - 56 м.

Додевонский, бавлинский комплекс осадков представлен переслаиванием зеленовато-серых слюдистых аргиллитов и алевролитов. Вскрытая толщина 93 м.

Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену. Представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания и 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал.

Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Генетически месторождение связано с зоной Татарского палеошельфа, развитие которого обусловило особенности формирования специфических зон развития пористых пластов коллекторов. Приоритет неструктурного фактора обусловил практическое отсутствие соответствия структурных поверхностей карбона и девона с одной стороны и карбона и пермских отложений с другой стороны.

Четкая ориентировка локальных поднятий по всем горизонтам отсутствует. По основному пласту кизеловского горизонта C_I^kiz, месторождение практически едино.

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов

Промышленно нефтеносными на Знаменском месторождении являются следующие продуктивные пласты (сверху вниз):

- тульский горизонт - пласт C_I^tul (карбонатный);

- бобриковский горизонт - пласт C_VI^bob (песчаник);

- кизеловский горизонт - пласт C_I^kiz (карбонатный);

- кизеловский, черепетский и упинский горизонты - пласты C_II^kiz, C^ch и C^up (карбонатные);

- заволжский горизонт - пласт C_I^zvl1 и C_I^zvl2 (карбонатные);

- фаменский ярус - пласт D_III^fam (карбонатный);

- кыновский горизонт - пласт D_I^kin (песчаник);

- пашийский горизонт - пласт D_I^psh в и D_I^psh (песчаник);

- старооскольский горизонт - пласт D_IV^st (песчаник).

Таким образом, в геологическом разрезе месторождения выделяются 13 продуктивных пластов, промышленная ценность которых (кроме пласта D_I^kin) установлена в процессе опробования и эксплуатации. Пласты неравноценны, как в силу чисто геологических причин , так и их изученности. Основными продуктивными пластами являются пласты кизеловского (C_I^kiz), бобриковского (C_VI^bob), пашийского (D_I^psh), старооскольского (D_IV^st) горизонтов. Таким образом, на Знаменском месторождении можно выделить два основных этажа нефтеносности: продуктивный пласт турнейского яруса (пласт C_I^kiz) и расположенные в непосредственной близости к нему пласты C_I^tul, C_VI^bob и C_I^zvl и пласт D_I^psh терригенного комплекса девона. Намечающийся между ними продуктивный пласт D_III^fam фаменского яруса изучен недостаточно.

Геологический разрез Знаменского месторождения приведен на рисунке 1.2

Пласт C_I^tul изучен недостаточно. По всей вероятности сложен порово-трещиноватым коллектором. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах месторождения колеблется от 0 до 0,5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,8 м. Средняя пористость составляет 0,10 доли единицы Средняя проницаемость 0,029 мкм². Песчанистость пласта в среднем 0,49 доли единицы, расчлененность 1,1. Характерно, что проницаемость прямо не связана с пористостью и отмечается только в некоторых скважинах. Это свидетельствует о наличии поровых коллекторов только на отдельных участках.

Пласт C_I^bob преимущественно монолитный, лишь иногда расчлененный прослоями алевролитов или глинистых песчаников толщиной 0,10 - 0,30 м. Тип месторождению коллектора поровый. Общая толщина пласта достигает 10,8 м. Нефтенасыщенная толща пласта - 8,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2,5 м. Средняя пористость составляет нефтенасыщенных образцов керна 0,22 доли единицы Средняя проницаемость 1,798 мкм2. Песчанистость пласта в среднем 0,89 доли единицы, расчлененность 1,2. Характерно, что проницаемость прямо не связана с пористостью и отмечается только в некоторых скважинах. Это свидетельствует о наличии поровых коллекторов только на отдельных участках.

Рисунок 2 - Схематический геологический профиль по Знаменскому. Условные обозначения: - известняк; - известняк нефтеносный; - аргиллит, алевролит; - песчаник нефтеносный.

Пласт C_I^kiz является основным объектом разработки. Толщина пласта изменяется от 1 до 10 метров, при средневзвешенной толщине по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, и купольным участкам поднятий. Пористость по месторождению при подъеме запасов принята равной 0,11 доли единицы. Средняя проницаемость составила 0,0008 мкм². Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм², относящийся по отраслевой классификации к трудно извлекаемым, встречается в 95% скважин. Коэффициент расчлененности составляет 1,3, песчанистости 0,75.

Эффективная толщина пласта D_III^fam составляет 3 м, средняя пористость 0,13 доли единицы, средняя проницаемость составляет 0,012 мкм², коэффициент расчлененности составляет 0,79, песчанистости 0,87.

Пласт D_I^psh представлен коллектором повсеместно, общая толщина коллектора меняется от 9,0 до 31,6 м, составляя в среднем 18,4 м. Нефтенасыщенная толщина коллекторов меняется от 1,2 до 6,2 м при среднем значении 3,2 м. Количество пропластков достигает 3 - 4 при среднем коэффициенте расчлененности 1,7 Коэффициент песчанистости 0,76. Пористость пласта изменяется от 0,1 до 0,24 доли единицы Проницаемость от 0,002 до 0,546 мкм².

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта D_IV^st равна 3,9 м, среднее значение пористости 0,19 доли единицы, среднее значение проницаемости 0,196 мкм², количество пропластков, в основном составляет 1 - 2, достигая 3 - 4 при среднем коэффициенте расчлененности 1,42, коэффициент песчанистости 0,61. Общая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Общая характеристика продуктивных пластов

Показатели	Объекты
	DIpsh	DIVst	DIIIfam	CItul	CIbob	CIkiz
Глубина залегания	2040	2052	1730	1270	1285	1320
Тип залежи	Структурно-литологический	Структурно-литологический	Пластовые линзовидные	Структурно-литологический	Структурно-литологический	Структурно-литологический
Тип коллектора	песчаник	песчаник	песчаник	карбонатный	песчаник	карбонатный
Нефти насыщенная толщина пласта, м	3,2	3,9	9,9	1,8	2,5	2,8
Пористость	0.19	0,19	0,13	0,10	0,22	0,11
Проницаемость, мкм2	0,35	0,196	0,012	0,029	1,798	0,0008
Коэффициент песчанистости	0,76	0,61	0,87	0,49	0,89	0,75
Коэффициент расчлененности	1,7	1,42	0,79	1,1	1,2	1,3
Начальное пластовое давление, МПа	21,4	17.7	19,7	17.2	13,2	14,7
Начальная пластовая температура, С	39	-	36	30	30	19

1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами: средняя плотность в поверхностных условиях составляет 855 кг/м³, вязкость при тех же условиях 9-18 мПа ^. с, содержание серы 1,6 - 2,6%, содержание парафина по месторождению меняется от 3,4% до 6,23%, силикагелевых смол 8,17 - 13,6%, асфальтенов 1 - 3,8%. Выход фракций, выкипающих до 200°С, меняется от 17,5 до 33,7%. Средние значения физических параметров нефти по месторождению в поверхностных и пластовых условиях приведены в таблицах 1.2, 1.3. По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Таблица 1.2 Средние значения физических параметров пластовых нефтей

Объект	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfam
Плотность, г/см3	0,862	0,842	0,873	0,876	0,887	0,86
Вязкость, мПа . с	30,8	3,1	9,1-16	12,1	18,6	-
Давление насыщения, МПа	9,8	6,8	4,8-5,8	5,5	5,5	-
Газонасыщенность, м3/т	52	46	19	23	21	96

Таблица 1.3 Средние значения параметров нефти в поверхностных условиях

Параметры	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfam
Плотность при 200С	0,899	0,820	0,886	0,903	0,910	0,880
Вязкость при 200С, мПа . с	38,20	6,57	28,78	55,68	97,54	21,16
Содержание серы, %	2,20	1,67	2,41	2,77	2,77	2,16
Содержание асфальтенов, %	2,80	1,0	3,30	3,83	3,71	2,24
Содержание смол силикагелевых, %	5,25	8,17	11,72	13,63	15,58	14,62
Содержание парафинов, %	3,40	6,23	4,17	4,12	4,06	3,40
Выход фракций, % (объемные) до 200С	19,0	33,7	23,7	20,0	17,5	22,8

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160 - 1118 кг/м³, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S₁ S₂ A₂. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 Средний химический состав пластовых вод

Объект	DI	DIV	CItur	CItul	CIbob	DIIIfаm
Минерализация, г/л	8291,31	8142,20	5963,11	3956,70	7492,90	7013,91
Плотность, кг/м3	1,17	1,17	1,12	1,10	1,20	1,16
Соленость, мг/л	25,33	32,31	66,13	75,90	63,70	69,96
Содержание CI-, мг/л	3425,57	3504,30	2634,65	1882,60	3340,80	3147,8
Содержание HCO3-, мг/л	0,13	0,21	3,51	3,60	0,97	3
Содержание Ca2+, мг/л	1738,19	1705,14	396,5	233,50	484,29	386,5
Содержание Mq2+, мг/л	637,87	484,52	280,93	171,70	472,19	328,28
Содержание Na++K+ мг/л	3489,16	2447,40	2636,44	1643,60	3193,12	3130,62
Тип воды	хлоркальциевый

Весьма широком интервале, от 12 до 48 %, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта.

Содержание связанной воды составляет по данным исследований Башнипинефть 0,22 доли единицы

В компонентных составах попутного газа преобладает метан до 12,2% - 30,21%, присутствует азот до 10,4% - 20,20%, характерным является отсутствие сероводорода. Объемная доля гелия - 0,034% (в объемных процентах).

2. Динамика и состояние разработки Знаменского месторождения

2.1 Анализ показателей разработки

Знаменское месторождение разрабатывается с 1960 года. Основными объектами разработки являются нефтенасыщенные известняки турнейского яруса, песчаники пласта, D_IV, D_I и бобриковского горизонта. На месторождении осуществлена площадная семиточечная система заводнения при постоянном ее усовершенствовании очаговым и избирательным. Месторождение разбурено полностью, почти до зон замещения, преимущественно по равномерной треугольной сетке м.

В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарасовскую, Яновскую и Ереминскую площади. Все эти площади были первоначально открыты по результатам геологоразведочных работ, как самостоятельные месторождения.

Городецкая площадь введена в разработку в 1984 году. Промышленные скопления углеводородов выявлено в песчаных пластах пашийского и бобриковского горизонта, а также в карбонатных отложениях турнейского и тульского горизонтов.

Разработка Яновской площади началась с 1987 года.

Основными объектами разработки являются карбонаты турнейского яруса, песчанки пласта D_IV. Также единичными скважинами разрабатываются карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаники бобриковского и пашийского горизонтов.

Тарасовская площадь введена в разработку в 1986 году. Промышленные запасы нефти сосредоточены в карбонатных отложениях турнейского и реже терригенных коллекторах бобриковского горизонта. На Ереминской площади продуктивны карбонаты нижнего карбона турнейского яруса.

Единичными скважинами обнаружена залежь нефти в известняках заволжского горизонта. Площадь введена в разработку в 1988 году.

В настоящее время Знаменское месторождение находится в третьей стадии разработки, характеризующейся прогрессирующим обводнением и снижением добычи нефти.

Геологические запасы Знаменского месторождения составляют 59,3 млн.т, из них начальные промышленные запасы - 19,1 млн.т, текущие - 7,7 млн.т. К трудноизвлекаемым запасам отнесено 16429 тыс. т, из них в пластах с малой толщиной (до 2 м) находится 1609 тыс.т, в карбонатных коллекторах низкой продуктивности находится 13820 тыс. т нефти.

Основные запасы углеводородов по месторождению приурочены к турнейскому ярусу (71,2 %) и песчаным пластам D_IV и D_I (19,3 %).

По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождении с начала разработки добыто 11,39 млн. т нефти или 59,8 % от начально извлекаемых запасов, по турнейскому ярусу накопленная добыча составляет 7,84 млн. т или 57,8 от начально извлекаемых запасов. По плату D_IV добыто 1,6 млн. т или 53,4 % от начально извлекаемых запасов. За отчетный год по Знаменскому месторождению добыто 0,54 млн.т нефти. Годовой темп отбора составил 2,8 % от начальных и 6,5 % от остаточных извлекаемых запасов.

По карбонатам турнеевского яруса добыто 0,33 млн. т нефти, что соответствует годовому темпу отбора 2,4% от начально извлекаемых запасов и 5,4% от остаточных извлекаемых запасов. Из пласта D_IV старо оскольского горизонта 0,14 млн. т нефти, что соответствует годовому темпу отбора 4,5 % от начально извлекаемых запасов и 8,7% от остаточных извлекаемых запасов.

Годовой отбор жидкости в целом по месторождению составил 1,71 млн.м³. Среднегодовая обводненность добытой продукции составила 70,5 %.

На месторождении внедрено циклическое заводнение, с охватом всех балансовых запасов. С целью увеличения охвата залежи заводнением, проектное площадное заводнение совершенствовалось очаговым и избирательным путем перевода под нагнетание обводившихся эксплуатационных скважин. В качестве вытесняющего агента используются высокоминерализованные термальные воды терригенного девона.

Закачка воды производится электроцентробежными насосами (ЭЦН) из водозаборных скважин при давлении 3 - 6 МПа и не выше 0,6 горного давления. За год закачено 1,9 млн. м³ воды, в т.ч. в турнейский ярус 0,73 млн.м³. Компенсация отбора жидкости закачкой по месторождению составляет 110%, с начала разработки 116,9 % .

Показатели разработки на 01.01.2002г. приведены в таблице 2.1 и на рисунке 2.1

Таблица 2.1 Показатели разработки Знаменского месторождения

Показатели	DI	DIV	CItur	CIbob	CItul	DIIIfam	Знаменское
Добыча нефти, тыс.т	24,1	136,1	327,6	45,3	1,5	3б2	537,8
Добыча воды, тыс.т	815,7	55,2	169,4	221,3	2,4	2,2	1266,2
Обводненность, %	97,1	28,8	34,1	83	61,1	40,4	70,2
Закачка воды, тыс.м3	455,3	354,8	729,7	161,4	-	180,5	1881,8
Фонд эксплуатационных скважин, скв.	17	63	385	39	3	2	509
Фонд нагнетательных скважин, скв.	9	20	66	10	-	2	205
Средняя приемистость м3/сут.	142,4	62,2	29,2	14,4	-	-	50
Среднесуточный дебит нефти, т/сут.	3,9	6	2,5	3,4	1,4	4,6	3,1
Отработанное время, скв.-мес.	6107,7	2570,7	132500	13345,2	1106,4	698,4	176329
Компенсация отбора закачкой, %	62,4	133,2	135,1	64,2	-	-	104,7
Пластовое давление, МПа	-	173.9	128,8	-	-	-	-

Рисунок 2.1 - График разработки Знаменского месторождения

2.2 Анализ фонда скважин

К настоящему времени действующий фонд добывающих нефтяных скважин по сравнению с годом максимального уровня добычи (1991 г.) снизился всего на 20% и в течение последних 4 лет не уменьшается и составляет 509 скважин.

Разбуривание сетки скважин на месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,5:1. Плотность сетки скважин составляет 23,4 га/скв, в центральных зонах 13,8 га/скв.

По состоянию 01.01.2002 г. на месторождении пробурено 1096 скважин, в т.ч. действующих добывающих - 509, бездействующих - 11, нагнетательных - 288, в т.ч. бездействующих - 205, ликвидированных - 87, ожидающих ликвидацию - 49, в консервации - 19, контрольных и пьезометрических - 42, водозаборных - 90 скважин.

Скважины эксплуатируются механизированным способом. Распределение действующего фонда по способам эксплуатации:

- электроцентробежными насосами (ЭЦН) эксплуатируются 22 скважин с дебитом жидкости на одну скважину 157,2 м³/сут., нефти 10,5 т/сут.;

- штанговыми глубинно-насосными установками (УШГН) эксплуатируются 481 скважина с дебитом жидкости на одну скважину 4,1 м³/сут, нефти 2,6 т/сут.;

- электродиафрагменными насосами (УЭДН) эксплуатируются 5 скважин с дебитом жидкости на одну скважину 4,5 м³/сут, нефти 1,3 т/сут.

Наибольшее количество скважин месторождения разрабатывает пласт кизеловского горизонта C_I^tur, как наиболее продуктивный. Действующий фонд добывающих скважин здесь составляет 385 скважин, действующий фонд нагнетательных составляет 166 скважин.

Структура фонда скважин Знаменского нефтяного месторождения приведена в таблице 2.2

Из всего фонда скважин на месторождении, количество горизонтальных по состоянию на 01.01 2002 - 6 скважин, количество боковых стволов - 2.

Таблица 2.2 Структура фонда скважин Знаменского месторождения на 01.01.2002 г.

Состав фонда	Количество скважин
Добывающий фонд: а) действующие -ЭЦН -УШСН -УЭДН б) бездействующие	509 473 22 481 5 11
Нагнетательный фонд а) под закачкой б) в бездействии после эксплуатации	288 205 83
Контрольные	6
Пьезометрические	36
Водозаборные	90
В консервации	19
Ликвидированные и ожидающие ликвидации	137
Всего пробурено	1096

2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ «Аксаковнефть»

В 2001 году подсчет технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), проводилось по 44 очагам воздействия, переходящим с прошлых лет с суммарной эффективностью 71,987 тонн и по 23 очагам, на которых воздействие проводилось в отчетном году, технологическая эффективность по которым составила 5831 тонн.

Применяемые технологии по сущности воздействия можно разделить на два направления:

а) технологии ограничения водопритока в эксплуатационных скважинах путем закачки реагентов СНПХ - 9633, нефтенола, гивпана. Подсчет технологической эффективности производится прямым счетом в сравнении со среднесуточным дебитом нефти до обработки;

б) осадкогелеобразующие технологии, которые формируют барьер в промытой зоне пласта, меняют направление фильтрационных потоков с дополнительным охватом слабо выработанных нефтенасыщенных пропластков и зон пласта (закачка в нагнетательные скважины). Оценка технологической эффективности производится по геолого-промысловым данным и характеристикам вытеснения добывающих скважин по трем методикам: Камбарова, Пирвердяна и Сазонова.

Результаты внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ "Аксаковнефть" приведены в таблице 2.3

Исходя из накопленного технологического эффекта, можно определить наиболее эффективные методы. По количеству дополнительно добытой нефти, как отдельно по очагам, так и по методу в целом, выделяется композиция алюмохлорида со щелочью. Суммарная технологическая эффективность по 5 очагам с начала воздействия составила 69137 т дополнительно добытой нефти, удельная эффективность составила 1002 т нефти на 1 м³ реагента против 586 т/м^З в прошлом году.

Большой технологический эффект также получен от закачки САИ в карбонатные коллектора Знаменской группы месторождений. Суммарная эффективность по ныне рассчитываемым очагам с начала воздействия составила 48354 т дополнительно добытой нефти. Удельная технологическая эффективность по данной технологии по-прежнему самая высокая среди осадкогелеобразующих технологий и равна 1825 т дополнительной нефти на тонну закаченного реагента (в 1999 составляла 1277 тыс./т). Значительный эффект в 77,6 тыс. т с начала воздействия достигнут от закачки щелочно-белковой композиции (ЩБК), удельная эффективность составляет 200 т/м^З.

Таблица 2.3

Технология	Факт 2001 г.	Ожидаемое 2002 г.
	объем внедрения	добыча нефти	объем внедрения	добыча нефти
	количество	тыс.т	количество	тыс.т
Тепловые методы:
Закачка минерализованных термальных вод глубинных горизонтов, тыс. м3	352,7	40,1	300	39,0
Микробиологические методы:
закачка сухого активного ила, скв.	10	20,9	16	22,0
(БиоБос), скв.	4	0	2	2,0
БиоПАВ, скв.	7	10,1	6	8,0
Физико-химические методы:
закачка КОГОР, скв.	4	12,8	5	16,5
обработка композицией на
основе алюмохлорида, скв.	4	21,0	6	20,6
закачка ГИВПАН, скв.	2	1,1	2	1,0
закачка углеводородной
эмульсии СНПХ-9633, скв.	5	1,9	6	2,0
закачка эмульгатора нефтенол, скв.	4	9,6	3	10,3
Гидродинамические методы:
боковые стволы, скв.	1	5,4	5	6,0
горизонтальные скважины, скв.	3	24,0	4	16,0
скважины дублеры, скв.	-	22,8	-	20,0
нестационарное циклическое
заводнение, тыс.т	-	92,9	-	83,0
Итого по НГДУ	47	284,8	59	272,4
Доля в добыче по НГДУ, %	-	23,63	-	23,69

Следует продолжить внедрение технологий направленных на ограничение водопритока в эксплуатационные скважины. Так, например, достигнут высокий уровень удельной технологической эффективности по технологиям гивпан + алюмохлорид и нефтенол, 930 т/м³ и 843 т/м³ соответственно.

Всего в 2001 году за счет применения всех технологий дополнительно добыто 85771 т. Принимая во внимание высокую технологическую эффективность данных технологий регулирования процессов разработки месторождений рекомендуется их дальнейшее внедрение в практику нефтедобычи.

Размещено на Allbest.ru