Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Исходные данные

1.1 Характеристика геологического строения объекта эксплуатации

пласт терригенный коллектор нефть

Южно-Ромашкинская площадь относится к группе центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. Она граничит на севере с Абдрахмановской площадью, на юге с Западно-Лениногорской площадью, на востоке с Зеленогорской площадью и Зай-Каратайской площадью на западе. Размеры площади осредненно имеют размеры с севера на юг- 7 км, с запада на восток - 20 км.

В административном отношении Южно-Ромашкинская площадь располагается главным образом на территории Лениногорского района. Ближайшими населенными пунктами является город Лениногорск, рабочие поселок и деревни Карабаш, Елховка, Воздвиженка, Степной Зай и т.д. Города, поселки, деревни, а также промысловые объекты связаны широко развитой сетью, грунтовых, усовершенствованных и асфальтированных дорог. Кроме того, по территории месторождения проходит железнодорожная ветка Бугульма - Альметьевск - Заинск - Круглое Поле. Ближайшая железнодорожная станция город Бугульма, ближайшие водные пристани на реке Кама - города Набережные Челны и Чистополь. Гидрографическая сеть представлена протекающей с юга на север рекой Степной Зай и впадающих в нее притоков Мошкарка и Камышла.

Горизонт Д1 это многопластовый объект разработки, представленный пластами (снизу вверх): а, б1, б2, б3, в, г1,г2, д. Разделом между пластами коллекторами являются аргиллитовые разности пород различной толщины. В пределах общей толщины горизонта, которая в среднем составляет 43,3 м, при крайних значениях по скважинам 30,0-58,4 м, выделяется до десяти пропластков и в среднем по продуктивной части горизонта коэффициент расчлененности равен 4,27, в целом по разрезу - 4,6 (таблица 1). Средняя доля коллекторов по разрезу в пределах продуктивной зоны (коэффициент песчанистости) составляет 0,478, а в целом по разрезу - 0,565 (таблица 1).

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика пластов

Горизонт Д₁ представлен терригенными коллекторами нижнефранского подъяруса фациальный состав которых изменяется от тонкодисперстных алевролитов до песчаных фракций, а выделяемые пласты горизонта в различной степени характеризуются особенностями прерывистости распространения по площади о чем свидетельствует показатель выдержанности (коэффициент выдержанности).

Среди пластов наиболее выдержанным является пласт г₂ (коэффициент выдержанности 0,973), менее выдержан - б₁ (коэффициент выдержанности 0,416).

Горизонт Д₁ представляет собой сочетание трех типов пластов коллекторов, отличающихся различными емкостными и фильтрационными свойствами - высокопродуктивные с глинистостью менее 2 %, с глинистостью более 2% и малопродуктивные. Пласты характеризуются прерывистым строением, которое выражается в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением не коллекторами. В одних случаях высокопродуктивные коллекторы представлены линзами по отношению к другому типу, в других они сами являются вмещающими породами.

1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

Породы-коллекторы представлены в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые по разрезу переслаиваются с аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло- серые или от буровато-серых до темно- коричневых в зависимости от степени нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчанистые, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов алеврито - песчаных пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов - 0,1мм).

Количество определений фильтрационных и емкостных свойств по ГИС на порядок больше аналогичных исследований сделанных на керне. Естественно единичные аномальные значения в определенной степени оказывают влияние на величину средних значений. Поэтому величины, принятые к проектированию, рассчитывались без этих аномальных отклонений. В меньшей степени эти рассуждения касаются емкостных свойств коллекторов, хотя по данным керна изменения существенные от 0,079 до 0,319 доли ед. (по ГИС от 0,109 до 0,219 доли ед.). Изучение особенностей изменения пористости в пределах этажа нефтеносности не представляется возможным, поскольку разброс средних значений внутри типов коллекторов лежит в пределах одного процента.

То же самое относится и к особенностям изменения этого параметра по площади.

В среднем фильтрационные свойства коллекторов существенно различаются по пластам от 0,369 мкм ² по пласту «б₂ «, до 0,625 мкм² по пласту «в». По этажу нефтеносности каких либо закономерностей проследить не представляется возможным. Аналогичные выводы имеют место и при изучении изменения параметра по площади, хотя в региональном плане (Ромашкинское месторождение) оно присутствует. В таблице 2 приведены статистические ряды распределения проницаемости по выбранным интервалам группирования. Как по данным ГИС, а также по результатам обработки керна, в зависимости от разрешающих способностей метода, интервалы имеют различную представительность, но приоритет имеют интервалы от 0,100 мкм ² до 0,700 мкм ².

Смачиваемость пород определялась по ОСТ 39-180-85 “Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород”. Выполнено 53 определения показателя смачиваемости на образцах керна пашийского горизонта. По величине показателя смачиваемости М породы классифицируются следующим образом:

- породы гидрофобные (М= 0-0,2);

- породы преимущественно гидрофобные (М = 0,21- 0,4);

- породы промежуточной смачиваемости (М = 0,41 - 0,6);

- породы преимущественно гидрофильные (М = 0,61 - 0,8);

- породы гидрофильные (М = 0,81 - 1).

Таблица 2. Характеристика смачиваемости пород

Анализируя результаты исследований можно констатировать, что: - исследованные образцы пашийского горизонта на 73,6% являются преимущественно гидрофильными и гидрофильными, 15,1 % составляют породы промежуточной смачиваемости, 11,3%.

Кривые капиллярных давлений (ККД) снимались в режиме дренирования водонасыщенных образцов на центрифуге в системе вода-воздух и нормировались с использованием функции Леверетта. При нормировании были использованы результаты, снятые на 71 образце керна пашийского горизонта (скважины №№ 1705а, 1763а, 1796а, 1875а, 6571а) Южно-Ромашкинской площади.

Расчет капиллярных давлений Ркпл в системе нефть-вода в пластовых условиях проводится по формуле:

Ркпл = (J *бв-нпл · Cоs пл ) / (31,622 ·), (1)

где Ркпл - капиллярное давление в пластовых условиях в системе нефть- вода, 10-1МПа,

J - значение нормирующей функции Леверетта,

бв-нпл - межфазное натяжение в системе нефть-вода в пластовых условиях принимается равным 30 мН/м,

31,622 - коэффициент приведения единиц в единую систему,

Кпр - проницаемость объекта по воздуху, 10 3 мкм 2,

Кп - открытая пористость объекта, % к объему породы.

Cоs пл - косинус угла смачивания породы в пластовых условиях,

Для определения капиллярного давления для заданного значения водонасыщенности объекта вначале, по зависимости J= f (Sw), находится значение нормирующей функции J. Далее, подстановкой значений J, Кпр, Кп в формулу (1), рассчитывается соответствующее значение капиллярного давления в пластовых условиях в системе нефть-вода.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) по нефти и воде рассчитывались на базе нормированных кривых капиллярного давления. В основу расчетов положена капиллярно-статистическая модель Вилли-Гарднера. Помимо аналитических зависимостей J = f (Sw) при расчетах были использованы средние значения cодержания связанной воды (минимальная водонасыщенность) и неснижаемой остаточной нефтенасыщенности (для определения максимально возможной водонасыщенности нефтяного пласта). Кроме того, для расчета капиллярных давлений необходимы средние значения пористости и проницаемости характеризуемого объекта.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов по пластам изменяются не существенно. Так, по высокопродуктивным неглинистым коллекторам пористость по пластам находится в пределах 21,0-21,4%, по глинистым она колеблется от 18,7 до 19,6% и до 15,3% доходит пористость по малопродуктивным коллекторам. В больше степени различаются пласты по проницаемости в среднем от 0,400 мкм2 по пласту «б1», до 0,589 мкм2 по пласту «в». Более существенная дифференциация прослеживается при сравнении коллекторов различных групп. Так проницаемость неглинистых коллекторов в среднем как минимум в два раза превышает этот параметр глинистых коллекторов, а малопродуктивные имеют проницаемость на порядок ниже высокопродуктивных неглинистых. Статистические ряды проницаемости представлены в таблице 3.

Таблица 3. Статистические ряды распределения проницаемости

Максимальная проницаемость по нефти имеет место при начальной водонасыщенности пород, cсоответствующей содержанию связанной воды.

Породы становятся непроницаемыми для нефти при максимальной водонасыщенности, соответствующей неснижаемой остаточной нефтенасыщенности.

Для воды породы становятся проницаемыми при водонасыщенности несколько превышающей содержание связанной воды (“критическая” водонасыщенность). Максимального значения проницаемость по воде достигает при уменьшении нефтенасыщенности до остаточного неснижаемого уровня.

Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и каппилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Всего по Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения проанализировано: пластовых - 99 проб, поверхностных -99 проб.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту.

Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 33 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 99 проб, следующие: давление насыщения 4,8 МПа, газосодержание - 56,6 м3/т, объемный коэффициент - 1,1531, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,7 мПа*с. Плотность пластовой нефти 799,2 кг/м3, сепарированной 859,9 кг/м3.

По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы 1,1 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ⁰С составляет 14,4 мм2/с. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин по воде этих отложений колеблется от 3 до 60 м 3/сут., по некоторым скважинам достигает 350 м 3/сут. при разных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 2527м. Режим залежи упруго водонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциему типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация составила 253,10-283,35 г/л, плотность 1170,0-1192,7 кг/м 3, вязкость изменяется в пределах 1,75 2,0 мПс, рН равно 2,7-6,4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает величин 0,25-0,45 м 3/т. Содержание метана более 50% объемных. Упругость газа составляет 5,0-10,0 мПа. Объемный коэффициент равен 0,9998.

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Характеристика фонда скважин

Южно-Ромашкинская площадь согласно Генеральной схеме разработки, составленной ВНИИ в 1954 году, выделена в самостоятельный объект.

Проектный документ - «Анализ разработки Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения (с уточнением проектных показателей), составленный ТатНИПИнефть в 2007 году. Количество утвержденных скважин по площади по состоянию на Изм.

1.01.2014г. составляет 1392 скважины, в том числе: 847- добывающих, 374-нагнетательных, 103- дублера и 68- резервных скважин.

На 1.01.2015 г. пробурено 1244 скважины, в т. ч. 817 добывающих, 345 нагнетательных и 81 скважин-дублер, 1 скважина из резервного фонда.

Таблица 4. Характеристика пробуренного фонда скважин

2.2 Динамика технологических показателей разработки

Динамика основных технологических показателей разработки площади приведена в таблице 5. В соответствии с разбуриванием и вводом в разработку площади в два этапа отмечаются два максимума по добыче нефти.

Таблица 5. Показатели разработки

Рост добычи нефти продолжался до 1963 г., в котором была достигнута максимальная добыча нефти в объеме 6,247 млн. т при отборе 21,3% начальных извлекаемых запасов нефти. Впервые за историю разработки площади в 1964 г. произошло падение добычи нефти. Начавшееся в 1964 г. падение нефти характеризует состояние разработки в основном кольцевых рядов.

Начиная с 1967 г., с вводом в разработку центральной части площади, начался рост добычи нефти по годам. Второй максимальный уровень добычи нефти был достигнут 1970 г. - 7,291 млн. т. К этому времени были отобраны 49,5% извлекаемых запасов, обводненность составила 24,4%, коэффициент текущей нефтеотдачи - 0,264 , темп отбора - 4,6% от начальных и 8,4% от текущих извлекаемых запасов.

К моменту выхода на максимальный уровень добычи нефти было пробурено 50,8 %. В последующие годы началось естественное снижение годовых темпов отбора нефти в результате значительной выработанности запасов нефти и роста обводненности продукции. Естественно, что во все последующие годы геолого-технические мероприятия, осуществляемые на площади, были направлены на создание интенсивной системы разработки, которая бы позволила существенно замедлить темп падения добычи нефти.

Как видно из таблицы, в последние годы темп снижения добычи нефти стабилизировался, площадь вступила в завершающую четвертую стадию разработки. Разработка характеризуется медленным снижением добычи нефти (темп отбора менее 2% от НИЗ), значительной обводненностью добываемой продукции и полным переходом на механизированный способ эксплуатации.

Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности приведена в табл. 5.

Из приведенных данных видно, что в начальный период площадь разрабатывалась при низких темпах обводнения продукции. Объясняется это тем, что обводнившиеся скважины отключались при сравнительно низком значении предельной обводненности (50-60%). В конце первой стадии разработки при отборе 22,7% извлекаемых запасов нефти, обводненность добываемой продукции составляла - 4,2%, а ВНФ - 0,018. Резкий рост обводненности происходит после отбора 50% извлекаемых запасов нефти. Это объясняется истощением и обводнением базисных наиболее продуктивных пластов и подключением верхних пластов, характеризующихся более высокой неоднородностью и долей трудноизвлекаемых запасов.

В связи с ростом уровня добычи нефти и воды интенсивно возрастала добыча жидкости, достигнув максимума в 1977 г. в объеме 11,340 млн. т. С момента падения годового уровня добычи нефти отбор жидкости сохранялся практически постоянным и до 1986 г. удерживался на уровне 10-11 млн. т, т. е. в течение 14 лет. С 1987 г. отбор жидкости начал снижаться в результате целенаправленного процесса ограничения добычи жидкости путем отключения из разработки обводненных пластов, применения циклического заводнения с переменой направления потоков, разукрупнения объектов разработки и других методов регулирования.

Как видно из таблицы 5 суммарная закачка воды впервые компенсировала накопленный отбор жидкости в 1971 году, т. е. отношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях достигло единицы.

Из приведенных данных видно, что ежегодно закачка полностью компенсировала отбор жидкости.

С 1987 г. происходило снижение объемов закачки воды, как следствие снижения отборов жидкости. Проведение комплекса мероприятий по совершенствованию системы заводнения и регулирования процесса разработки позволило сократить непроизводительную закачку в пласты. Так в 2006 г. объем общей закачки равен технологической 2,359 млн. м3, что составляет 107,6 % к отбору жидкости в пластовых условиях.

В соответствии с объемом закачки воды находится среднее пластовое давление. Пластовое давление по площади на конец года составило 16,0 МПа, в зоне отбора - 16,9 МПа. Пластовое давление с небольшими колебаниями, держится на одном уровне, начиная с 1975 г.

Третий блок расположен в южной части площади, с юга граничит с Западно-Лениногорской площадью, с севера, запада и юга границы блока проходят по разрезающим рядам.

На третьем блоке пробурено 483 скважины, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет 1,2.

Действующий добывающий фонд блока составил 126 скважин, которыми отобрано 121 тыс. т нефти, что составляет 87,3% от общего объема добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил 0,22%, от текущих - 3,85%.

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 2006г. составил 3,0 т/сут., по жидкости - 18,3 т/сут., обводненность продукции 84,2%, водонефтяной фактор 2,1. Закачка воды в этом году велась в 105 скважин и составила 971 тыс. м3, или 41,2% от общей закачки по площади.

Максимальная добыча нефти была достигнута также в 1969 г. и составила 3106 тыс. т при отборе 54,3% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 18,0%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,291, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,4%.

2.3 Анализ выработки пластов

Пласт А содержит 6,4% извлекаемых и 6,9% балансовых запасов горизонта Д1. С начала разработки отобрано 8,003 млн. тн. нефти, что составляет 39,07% от балансовых и 84,8% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,625%.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 102,0%.

Пласт б1 содержит 4,4% извлекаемых и 4,9% балансовых запасов горизонта Д1.

С начала разработки отобрано 5,604 млн. тн. нефти, что составляет 38,17%-от балансовых и 86,6%-от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,356%.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 101,8%.

Пласт б2 содержит 6,2% извлекаемых и 6,7% балансовых запасов горизонта Д1. С начала разработки отобрано 7,683 млн. тн. нефти, что составляет 38,68 %-от балансовых и 83,2% - от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,563%.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 104,4 %.

Пласт б3 содержит 15,9% извлекаемых и 15,2% балансовых запасов горизонта Д1.

С начала разработки отобрано 22,831 млн. тн. нефти, что составляет 50,5 %- от балансовых и 97,0 %-от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,370 %.

Пласт в содержит 19,1% извлекаемых и 18,1% балансовых запасов горизонта Д1. С начала разработки отобрано 27,698млн.тн. нефти, что составляет 51,46%-от балансовых и 97,9%- от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,276 %.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 102,4%.

Пласт г1 содержит 19,5% извлекаемых и 19,3% балансовых запасов горизонта Д1. С начала разработки отобрано 28,490 млн. тн. нефти, что составляет 49,59%- от балансовых и 98,7%- от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,173 %.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 100,2%.

Пласт г2 содержит 23,1% извлекаемых и 22,8% балансовых запасов горизонта Д1.

С начала разработки отобрано 33,367 млн. тн. нефти, что составляет 49,348% - от балансовых и 97,5%- от начальных извлекаемых запасов.. Темп отбора от НИЗ составил 0,023 % Пласт д содержит 5,4% извлекаемых и 6,0% балансовых запасов горизонта Д1.

С начала разработки отобрано 7,673 млн. тн. нефти, что составляет 43,0%- от балансовых и 95,97%- от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ составил 0,063 %.

Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 136,6 %.

Размещено на Allbest.ru