Анализ эффективности внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: «Анализ эффективности внедрения ОРЭ пластов на примере Николо - Березовской площади Арланского месторождения НГДУ «Арланнефть»»

Студент группы 60-14Вт

А.В. Альмухаметов

Руководитель

заместитель начальника ЮЦДНГ-3 НГДУ «Арланнефть»

Р.Ф. Харисов

Альметьевск 2014



Реферат

Пояснительная записка содержит 168 страниц машинописного текста, 42 таблицы, 27 рисунков, список использованных источников 21 наименование.

ПЛОЩАДЬ, ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, СКВАЖИНА, КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ, СХЕМА, ИССЛЕДОВАНИЕ, ОБОРУДОВАНИЕ, НАГРУЗКИ, ГЛУБИННО-НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ, РАСЧЕТ

Объектом исследования является Николо-Березовская площадь Арланского месторождения, на которой имеются скважины, эксплуатирующие различные пласты с отличающимися геологическим строением, коллекторскими свойствами и свойствами флюидов.

Цель проекта - разработка рекомендаций по использованию технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) для вовлечения в разработку запасов, включающая в себя:

анализ геологического строения, характеристика коллекторских свойств пластов, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов;

анализ состояния разработки по продуктивным горизонтам;

технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин;

анализ результатов работы добывающих скважин до и после внедрения установки ОРЭ;

рекомендации дальнейшему применению установок ОРЭ (УОРЭ) на базе анализа технологической эффективности.

Область применения: внедрение проекта возможно на многопластовых нефтяных месторождениях со схожим геологическим строением с целью увеличения выработки запасов.

раздельный коллекторский пласт флюид



Содержание

Обозначения и сокращения

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о Николо-Березовской площади Арланского месторождения

1.2 Характеристика геологического строения Николо-Березовской площади

1.3 Характеристика коллекторских свойств пластов продуктивных горизонтов Николо-Березовской площади Арланского месторождения

1.4 Состав и физико-химические свойства флюидов Николо-Березовской площади

2. Технико-технологический раздел

2.1 Анализ состояния разработки Николо-Березовской площади

2.1.1 Характеристика технологических показателей разработки Николо-Березовской площади

2.1.2 Анализ выработки пластов Николо-Березовской площади

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда добывающих скважин Николо-Березовской площади

2.3 Анализ причин ремонтов механизированного фонда скважин, на Николо-Березовской площади. Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин механизированного фонда Николо-Березовской площади Арланского месторождения

2.4 Проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики, одной скважиной. Существующие схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов Николо-Березовской площади Арланского месторождения

2.5 Анализ результатов исследований скважин Николо-Березовской площади при внедрении УОРЭ

2.6 Анализ результатов работы скважин до и после внедрения УОРЭ. Анализ и подбор скважин для внедрения ОРЭ. Обоснование и выбор схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов на Николо-Березовской площади

2.7 Рекомендации по дальнейшему внедрению ОРЭ Николо-Березовской площади Арланского месторождения

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет и подбор оборудования для раздельной эксплуатации пластов на Николо - Березовской площади

3.2 Подбор пакера для разобщения пластов

3.3 Расчет технологической эффективности внедрения ОРЭ на скважинах Николо - Березовской площади Арланского месторождения

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедрённых мероприятий

4.2 Методика расчёта экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

4.3 Расчёт экономической эффективности от внедрения предлагаемых мероприятий

5. Промышленная безопасность и охрана труда

5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений

5.2 Промышленная безопасность и охрана труда при проведении технологии ОРЭ

5.3 Охрана окружающей среды

Заключение

Список использованных источников



Обозначения и сокращения

ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация;

ОРД - одновременно-раздельная добыча;

УОРЭ - установка одновременно-раздельной эксплуатации;

ТТНК - терригенная толща нижнего карбона;

ВНК - водонефтяной контакт;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГДИС - гидродинамические исследования скважин;

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка;

ЭЦН - электроцентробежный насос;

МРП - межремонтный период;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ЭК - эксплуатационная колонна;

ОПЗ - обработка призабойной зоны;

ИТР - инженерно-технический работник;

ППД - поддержание пластового давления;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЧДД - чистый дисконтированный доход;

ВНД - внутренняя норма доходности;

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых;

КРС - капитальный ремонт скважин;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПБ - правила безопасности.



Введение

Задача поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечивать необходимый уровень рентабельности, является одной из основных. Особенно актуальной задача оказалась для многопластовых месторождений, в частности, для разработки технологий по приобщению ранее неразрабатываемых запасов нефти верхнележащих горизонтов без бурения дополнительных скважин.

Если ранее по геологическим условиям необходимо было вовлекать в разработку запасы, сосредоточенные в верхних горизонтах, только после истощения и полной выработки нижних горизонтов, то использование технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) позволяет осуществлять это одновременно.

С начала восьмидесятых годов двадцатого века на Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения началось активное освоение карбонатных залежей, часто совпадающих в плане с нижезалегающими разрабатываемыми пластами. Появились скважины, вскрывающие пласты разных отложений, характеризующихся большим разнообразием параметров и свойств их продукции. Совместная разработка пластов одним фильтром, как правило, приводит к потере суммарного дебита на 20-40 %.

При этом Николо-Березовская площадь находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся низкими дебитами и газовым фактором, высокой обводнённостью продукции и полностью механизированной добычей. Появление новых высоконадёжных технических средств (пакеров, скважинных насосов, средств контроля) повышает работоспособность схем ОРЭ. Поэтому использование ОРЭ на Николо-Березовской площади весьма актуально.

В дипломном проекте рассматривается эффективность применения ОРЭ с целью вовлечения в разработку запасов нефти и рекомендации по дальнейшему внедрению ОРЭ на Николо-Березовской площади Арланского месторождения НГДУ «Арланнефть».



1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Арланское месторождение - уникальное по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Месторождение открыто в 1955 г. и введено в разработку в 1958 г. [1] Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона и карбонатные московского яруса среднего и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом эксплуатации служат терригенные образования нижнего карбона.

В таблице 1.1 представлены характеристики Николо-Березовской площади Арланского месторождения.

Таблица 1.1 - Исходные характеристики Николо-Березовской площади Арланского месторождения

№	Наименование	Величина
1	Климат в районе площади	резко-континентальный
2	Преобладающее направление ветров	юго-западное
3	Глубина промерзания грунтов, м	1,8
4	Средняя годовая величина атмосферного давления, мм.рт.ст.	730-735
5	Средняя годовая скорость ветра, м/сек	4-5

Климат района резко-континентальный - холодная зима (в среднем минус 10 - 15 0С) с сильными ветрами и достаточно теплое лето (в среднем плюс 18-190С). Преобладающее направление ветра юго-западное. Наибольшая глубина промерзания грунта - 1,8 м.

Средняя годовая величина атмосферного давления изменяется от 730 до 735 мм ртутного столба. Средняя годовая скорость ветра составляет 4-5 м/сек, но может достигать 12 м/сек.

Для района характерно наличие отраслей нефтедобывающей и строительно-монтажной индустрии и достаточно развитого сельскохозяйственного производства.

Николо-Березовская площадь Арланского месторождения разрабатывается НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

На площади имеется система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, автоматики и телемеханики. Объект находится в благоприятных географических и климатических условиях для разработки.

1.2 Характеристика геологического строения Николо-Березовской площади

На Николо-Березовской площади Арланского месторождения нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), пашийский горизонт верхнего девона, карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. [1]

В таблице 1.2 представлена геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади Арланского месторождения.

Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Параметр	Значение
Год открытия	1955
Год ввода в разработку	1959
Стратиграфический возраст	С, Д
Тип залежи	структурный
Тип коллектора	поровый
Средняя общая толщина, м	24,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	4,4

В разрезе ТТНК выделяются и четко коррелируются девять пластов песчаников: алексинский горизонт - пласт С0; тульский горизонт - пласты CI, CII, CIII, CIV0, CIV, CV и CVI0; бобриковско-радаевский горизонт - пласт CVI. Толщина пластов резко меняется от скважины к скважине. К числу основных и наиболее выдержанных по площади относятся пласты CII, CIII (на северной части месторождения) и CVI. Остальные пласты имеют меньшие толщины и более неоднородны. Песчаники характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Толщина ТТНК колеблется от 33 до 150 м. Резкое ее увеличение приурочено к зонам глубокого размыва карбонатной толщи турнейского яруса.

На Николо-Березовской площади наиболее высокие абсолютные отметки кровли терригенной толщи -1157 -1175 м отмечены в южной и юго-западной частях площади. Сводовые участки отдельных поднятий оконтурены здесь изолиниями -1160, -1165, -1170 м.

На Николо-Березовской площади рельеф поверхности турнейских известняков значительно сглажен. Отдельные куполовидные поднятия оконтуриваются изолиниями -1200, -1220 м, а погруженные участки -1232, -1240 м. Коллекторами турнейского яруса и среднего карбона являются карбонатные отложения, в основном, известняки различного состава (по содержанию глинистого материала, доломитов и гипсов). По величине запасов и продуктивности объекты сильно различаются. Основными из них являются песчаники ТТНК. Значительные запасы нефти приурочены к каширо-подольской толще. Залежи нефти в турнейских известняках небольшие по запасам. Залежи верейского горизонта на Николо-Березовской площади также небольшие. Залежи нефти в песчаниках алексинского горизонта, хотя и небольшие, но высокопродуктивные.

Пласт Д1 (пашийский горизонт верхнего девона). Представлен песчаниками, содержит одну небольшую залежь на Калегинском участке Николо-Березовской площади. Залежь практически литологическая, вскрыта всего двумя скважинами. Толщина нефтенасыщенной части пласта песчаника составляет 3,2 м. Коэффициент распространения - 0,50 коэффициент расчлененности - 1,67 и песчанистости - 0,86.

На Николо-Березовской площади выявлено две залежи нефти в пачке Т1 - тульском горизонте. Коллектора представлены мелкокристаллическими известняками, реже доломитами, состоящими из одного-двух, реже трех-четырех прослоев. Пачка широко развита по площади месторождения. Коэффициент распространения 0,87, а коэффициент расчлененности - 1,7. Залежь 1 выявлена четырьмя скважинами на участке Iн. Залежь полностью подстилается водой. Наиболее низкое положение подошвы пористого нефтенасыщенного прослоя отбивается в скв. 106НБР на отметке -1197,7 м. Самая высокая отметка кровли водоносного прослоя (-1197,8 м) установлена скв. 7378. ВНК принят на отметке -1197,7 м. В скв. 106НБР произведено опробование в интервале отметок -1184,8-1198,9м. Получен приток нефти с водой, что не противоречит принятому положению ВНК, так как при перфорации захвачена кровля водоносного пропластка.

Залежь 2 выявлена восемью скважинами на участке IVн. По материалам ГИС наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенного прослоя (-1209,8 м) отбивается в скв. 8024. В скв. 1869 при опробовании пласта в интервале отметок -1199,5-1208,7 м получен приток нефти дебитом 3,0 т/сут с 18% воды.

Приток воды объясняется заколонным перетоком из нижележащих водоносных пластов.

Наиболее высоко кровля водоносных известняков пачки Т1 тульского горизонта отбивается в скв. 1983 на отметке -1209,4 м. ВНК залежи принят на отметках -1208,4-1209,8 м. Залежь почти полностью подстилается водой. Нефтяная зона составляет всего 0,16%.

Характеристика продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона. Основным продуктивным объектом являются пласты CVI, CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, CII и CI терригенной толщи нижнего карбона (визейский ярус, нижне-и верхне-визейский подъярусы).

Терригенная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород. Эти отложения изучены достаточно полно. Глинистые породы изучены микроскопически, методом окрашивания органическими красителями, методом термического анализа, под электронным микроскопом, и на одном образце выполнен рентгеноструктурный анализ. Выделяется 2 типа аргиллитов - темно-серые, почти черные и светло-серые, почти белые. Аргиллиты первого типа отмечены по всему разрезу прослоями от 5 см до 3 м. Аргиллиты по своему составу весьма пестрые от тонкодисперсных до неравномерно песчаных. По плоскостям наслоения они слюдистые, в нижней части разреза - углистые, иногда известковистые. Светло-серые аргиллиты чаще встречаются в средней части разреза прослоями примерно такой же толщины, как и аргиллиты первого типа. Они тонкодисперсные, плотные, часто углефицированы и пиритизированы. По преимущественному минеральному составу аргиллиты относятся к гидрослюдистой и каолинитовой разностям. Гидрослюдистые аргиллиты развиты преимущественно в верхней части ТТНК (тульский горизонт), каолинитовые - в кровле бобриковского горизонта. В самой нижней части разреза (елховский горизонт) встречаются монтмориллонитовые аргиллиты. В отдельных образцах аргиллиты имеют смешанный состав.

Песчаники ТТНК очень пестрые по фракционному составу: от чистых (до 90% песчаной фракции) до алевролитовых (до 40% алевролитовой фракции). Преимущественный фракционный состав мелкопесчаный (80-90%). На Николо-Березовской площади общая толщина и глинистость разреза ТТНК возрастает, хотя число пластов как песчаников, так и разделяющих их аргиллитов сохраняется. C определенной закономерностью изменяются толщины пластов. Так, пласт СVI имеет наибольшие толщины на севере, к югу толщина песчаников постепенно уменьшается до 2-4 м. На юге практически отсутствуют пласты СIII и СI. Число слоев в пласте СVI наоборот, возрастает от 2-х до 4-х с севера на юг. Пласт песчаников СII является одним из основных по запасам на всей площади месторождения. Наибольшее развитие имеет пласт СVI. Песчаники этого пласта отсутствуют лишь в 7,5% случаев по месторождению. Максимальная общая толщина этого пласта достигает 36 м. В то же время, его толщина сильно изменяется. Во многих разрезах он расслаивается на несколько пропластков (до 4-х). В среднем расчлененность его составляет 1,7-2,1 по площадям. Распределение толщин пласта по площадям различное, как и разброс крайних значений. Наибольшая часть разрезов имеет толщину в интервале 1-5м (61% случаев).

Наибольшее распространение на Николо-Березовской площади имеют песчаники пласта CVI. Они встречены в 95% пробуренных скважин. На отдельных небольших участках, в основном, в западной части площади, на границе с Вятской площадью, песчаники замещаются плотными породами, аргиллитами, алевролитами, углями. Песчаники разделяются на четыре прослоя-коллектора CVI1, CVI2, CVI3, CVI4. Выделение прослоев условное, так как они плохо коррелируются. Верхний прослой CVI1 часто замещен алевролитами и аргиллитами и не является коллектором. Прослои CVI2 и CVI3 в большинстве скважин объединены и разделяются весьма условно. Песчаники прослоя СVI4 имеют очень ограниченное распространение и полностью изолированы от вышележащих прослоев. В этом прослое открыты реликтовые залежи нефти в районе скважин 1919, 1926, 1569 и 8194. Эти залежи имеют отличный от вышележащих прослоев ВНК, так в скв.8194 (участок IVк) в верхних прослоях ВНК -1211,3 м, тогда как в пласте CVI4 -1225,7 м. В скважинах 1919 и 8194 вышележащие прослои-коллекторы пласта СVI водоносны, тогда как пласт СVI4 нефтяной. В районах скважин 1919, 1926, 1569 и 8194 на подсчетных планах стратоизогипсы проведены по пласту CVI4. В пласте выявлены 59 залежей нефти самых различных размеров. Коэффициент распространения на Николо-Березовской площади равен 0,95; коэффициент расчлененности 1,76 и песчанистости - 0,75. ВНК по пласту CVI имеет тенденцию к повышению с северо- северо-запада к юго- юго-востоку от - 1225,7 (залежь 58 -IVк) до -1177,4 м (залежь 5с - Iн).

Пласты CV и CIV имеют много общего. Коллекторы в этих пластах распространены в виде линз неправильной формы и различных размеров. В разрезах скважин эти пласты часто одновременно являются коллекторами и хорошо выделяются на диаграммах ГИС по снижению значений естественной гамма-активности, отрицательными аномалиями ПС и уменьшением диаметра скважины по каверномеру. Пласты разделены между собой прослоем аргиллита небольшой толщины (1-2 м). На Николо-Березовской площади в пласте CV выявлено 53 залежи нефти. Коэффициент распространения - 0,53; расчлененности - 1,01; песчанистости - 0,91. ВНК также имеет тенденцию к повышению с севера на юг от -1214,5 м (залежь 10 - Vв) до -1168,0 м (залежь 45 - Iн). Пласт СIV на Николо-Березовской площади в песчаной фации вскрыт в 55% пробуренных скважин. Коллекторы распространены в виде линз. Линзы имеют неправильное очертание и различные размеры от небольших, вскрытых одной, двумя скважинами, до обширных. Коэффициент распространения равен 0,54. Пласт включает один прослой-коллектор, в редких случаях два или три. Толщина коллектора, в основном, колеблется между 1 и 2 м, в отдельных скважинах достигая 4-4,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,90; расчлененности - 1,02. По пласту CIV выявлено 58 залежей нефти. ВНК повышается от -1205,0 м (залежь 30 - IVк) до -1176,4 м (залежь 3с). Пласт СII один из основных продуктивных пластов Николо-Березовской площади. В песчаной фации он распространен на 64% территории. От выше и нижележащих пластов отделяется прослоями аргиллитов, что хорошо видно на диаграммах ГИС. В южной и юго-западной частях площади, ближе к своду Арланской структуры, песчаники пласта СII имеют площадное распространение, здесь лишь в отдельных скважинах они замещаются плотными породами-аргиллитами и алевролитами. На северо-восточном склоне структуры песчаники залегают в виде ответвлений-рукавов от основной залежи, которые имеют северное и северо-восточное простирание. Здесь же встречаются отдельные линзы неправильной формы. Пласт сложен двумя прослоями песчаников, реже тремя. Совместно прослои встречаются редко, обычно присутствует один из них - либо верхний, либо нижний. По статистике оба прослоя встречены в 68 скважинах. Коэффициент распространения равен 0,63. В 93 скважинах, пробуренных, в основном, на участках Iн, IVк и в рукавообразных линзах на участке IIIн отмечено слияние пластов CII и CIII, при этом в "рукавах" толщина пластов резко возрастает, достигая 16,2 м (скв. 6847). Разделение пластов в таких случаях весьма условно. Коэффициенты расчлененности и песчанистости равны соответственно 1,07 и 0,82. По пласту CII Николо-Березовской площади выявлено 30 залежей нефти. ВНК имеет тенденцию к повышению от - 1207,1 - 1206,9 м (залежь 5) до -1186,5- 1174,0 м (залежь 2с).

Пласт СI завершает разрез бобриковско-тульского горизонтов терригенной толщи нижнего карбона. Один из наименее развитых пластов толщи. Представлен песчаниками лишь в небольшой части северных площадей месторождения. Песчаники пласта залегают в виде линз неправильной формы и распространены на 21% территории Николо-Березовской площади. Линзы песчаников имеют различные размеры, от самой большой, расположенной в центральной части площади, на втором эксплуатационном участке, размеры которой 12,5х2,7 км до линз, вскрытых лишь одной скважиной, размеры которых 0,6х0,4 км. Толщина пласта-коллектора колеблется в пределах 1-3 м, лишь в редких случаях достигает 6,2 м. ВНК повышается от -1213,6 м (залежь 2) до -1183,7 м (залежь 16), а в залежи 36 ВНК отбивается на отметке -1158,8 м.

Каширский и подольский горизонты. Продуктивными являются самая верхняя часть каширского и нижняя - подольского горизонтов. Литологически отложения этого объекта представлены карбонатными породами очень пестрого состава. Глубина залегания объекта составляет 800-900 м. По геологическим и геофизическим материалам карбонатная толща каширского и подольского горизонтов расчленяется на 7 пачек, из которых продуктивны 6, в том числе пачки П1, П2, П3 относятся к подольскому; К1, К2+3, К4 - к каширскому горизонтам. На Николо-Березовской площади продуктивны пачки П3, К1, К2+3, К4. Общая толщина этой продуктивной толщи среднего карбона составляет 30-36 м. В основании горизонта залегает пачка К4, представленная органогенными и органогенно-детритовыми доломитизированными известняками и мелкокристаллическими доломитами. Толщина коллекторов достигает 6-7 м, при общей толщине пачки - 21 м.

Пачка К4. Промышленная нефтеносность К4 установлена на Николо-Березовской площади. Пачка К4 развита в пределах центральной части. Основная по размерам залежь 1. Толщина пачки изменяется от 14,0 до 19,2 м, нефтенасыщенная толщина от 0,7 (скв. 13149) до 3.2 м (скв. 13201, 13202). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 0.6 м. Коэффициент распространения пачки 0,03. 54% разреза скважин имеют нефтенасыщенную толщину от 1,0 до 2.0 м, 23,5% - от 0,7 до 1,0 м, 22,5% - от 2.0 и более метров. Коллекторы пачки сложены, в основном, одним прослоем в 56% и в 41% скважин - двумя и более прослоями. Коэффициент расчлененности - 1,0; песчанистости - 0,07. Более половины пластов (54%) имеют нефтенасыщенные толщины от 1,0 до 2,0 м, более 20% - от 2,0 до 3,0 м, более 1% - от 3,0 до 4,0 м. Пачка К4 перекрыта 14-15 м толщей плотных глинистых известняков с прослоями доломитов и мергелей. На Николо-Березовской площади в пачке К4 выявлено 3 залежи нефти. На Николо-Березовской площади пачка К2+3 имеет ограниченное развитие, что обусловлено частичным или полным замещением пористо-проницаемых прослоев плотными разностями. Нефтесодержащие коллектора развиты отдельными зонами в пределах IIн,IIIн, IVн и IVк участков. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 (скв. 1923, 1881 и др.) до 2,6 м (скв. 21НЕФ). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 0,9 м. Коэффициент распространения 0,18. Общая толщина пачки изменяется от 15.6 до 69.6 м. Основную долю (46,9%) составляют нефтенасыщенные толщины от 1,0 до 2,0 м. Нефтесодержащие коллектора состоят, в основном, из одного и двух прослоев. Коэффициент расчлененности составляет 1,3; песчанистости - 0,02. В пласте К2+3 на Николо-Березовской площади выявлено 18 литологически-ограниченных залежей нефти. На Николо-Березовской площади зона развития коллекторов пачки К1 ограничивается I, частично II, III участками. 70% площади распространения пласта приходится на залежь 1с. Коэффициент распространения пласта 0,22. Толщина пласта изменяется от 10,0 до 27,9 м, нефтенасыщенная толщина от 0,7 (скв. 7076, 7387 и др.) до 4,6 м (скв. 2999), средневзвешенная толщина 1.3. Основную долю (48.6%) составляют нефтенасыщенные толщины от 1.0 до 2.0 м, 26.3% - от 0.7 до 1.0 м, 16.3% - от 2.0 до 3.0 м, 7,2% - от 3.0 до 4.0 м, 1.6% составляют пласты с толщинами более 4.0 м. Коэффициент расчлененности - 1,36; песчанистости - 0,10. Доля скважин, где пачка состоит из двух и более прослоев коллекторов равняется 31.2%, а остальная часть (68.8%) приходится на скважины с одним прослоем коллектора. На рисунке 1.1 представлен схематический геологический профиль продуктивных отложений Николо-Березовской площади.

Условные обозначения: а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины

Рисунок 1.1 - Схематический профиль нефтеносной пачки каширско-подольских отложений Николо-Березовской площади



Для дальнейшей разработки Николо-Березовской площади Арланского месторождения большое значение приобретает освоение среднекаменноугольных отложений. Промышленная нефтеносность последних установлена почти одновременно с открытием месторождения, но из-за сложного строения залежей длительное время не привлекала особого внимания. Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75% начальных запасов). Таким образом, рассматривая особенности геологического строения, можно сделать вывод, что на Николо-Березовской площади Арланского месторождения нефтеносны: пласт Д1 верхнего девона, турнейский ярус, терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), алексинский горизонт нижнего карбона, верейский и каширо-подольский горизонты среднего карбона (московский ярус). Основным же объектом разработки являются пласты CVI, CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, CII и CI ТТНК. [1]

1.3 Характеристика коллекторских свойств пластов продуктивных горизонтов Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Пористость и проницаемость пластов Николо-Березовской площади определена почти по 600 образцов керна. Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строении продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке Николо-Березовской площади.

Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами [1]:

- 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%. При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС.

Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов ТТНК Николо-Березовской площади представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов ТТНК Николо-Березовской площади

Метод определения	Наименование	Проницаемость,мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	Насыщенность связанной водой, доли ед.
		нефт. часть	вод. часть	в целом	нефт. часть	вод. часть	в це-лом
Пласт СVI
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	8	32	39	9	41	48	-	-
	Количество определений, шт.	65	206	271	76	241	325	-	-
	Среднее значение	1,255	1,715	1,591	0,25	0,24	0,24	-	-
	Интервал изменения	0,012-7,370	0,003-8,320	0,003-7,316	0,13-0,32	0,09-0,31	0,09-0,32	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	141	111	111
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	186	146	146
	Среднее значение
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,22	0,83	0,17
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,22	0,81	0,19
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,21-0,22	0,79-0,85	0,21-0,15
Пласт СVIо
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	-	5	5	-	7	7	-	-
	Количество определений, шт.	-	79	79	-	56	56	-	-
	Среднее значение	-	0,166	0,166	-	0,20	0,20	-	-
	Интервал изменения	-	0,005-0,280	0,005-0,280	-	0,14-0,25	0,14-0,25	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	27	19	19
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	34	21	21
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,22	0,81	0,19
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,20	0,80	0,20
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,17-0,23	0,73-0,89	0,11-0,23
Пласт СV
	Количество скважин, шт.	7	11	17	10	18	27	-	-
	Количество определений, шт.	32	114	146	92	99	191	-	-
	Среднее значение	0,376	0,282	0,370	0,19	0,19	0,19	-	-
	Интервал изменения	0,005-1,440	0,003-6,570	0,003-6,570	0,08-0,26	0,13-0,24	0,08-0,26	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	165	106	106
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	178	112	112
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,21	0,79	0,21
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,20	0,77	0,23
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,20-0,24	0,77-0,87	0,23-0,13
Пласт СIV
Лабораторные исследования керна
	Количество скважин, шт.	11	9	20	21	12	29	-	-
	Количество определений, шт.	52	57	109	161	75	236	-	-
	Среднее значение	0,425	0,763	0,585	0,20	0,20	0,20	-	-
	Интервал изменения	0,001-3,070	0,008-3,609	0,001-3,609	0,12-0,27	0,13-0,24	0,12-0,27	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	340	253	253
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	377	275	275
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,21	0,80	0,20
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,20	0,79	0,21
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,20-0,25	0,77-0,91	0,09-0,23
Пласт СIVо
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	3	1	4	5	7	12	-	-
	Количество определений, шт.	19	7	26	25	14	39	-	-
	Среднее значение	0,663	0,061	0,526	0,205	0,17	0,19	-	-
	Интервал изменения	0,037-1,530	0,010-0,130	0,010-1,530	0,16-0,26	0,05-0,25	0,05-0,26	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	20	17	17
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	22	19	19
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,21	0,79	0,21
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,20	0,77	0,23
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,19-0,21	0,73-0,81	0,19-0,27
Пласт СIII
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	9	3	12	15	10	22	-	-
	Количество опред-ий, шт.	55	8	62	84	33	117	-	-
	Среднее значение	0,563	1,42	0,681	0,21	0,22	0,21	-	-
	Интервал изменения	0,002-2,740	0,750-1,877	0,002-2,740	0,12-0,35	0,11-0,28	0,11-0,35	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	282	205	205
	Количество опред-ий, шт.	-	-	-	-	-	369	256	256
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,23	0,89	0,11
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,22	0,89	0,11
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,21-0,23	0,84-0,95	0,05-0,16
Пласт СII
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	37	9	46	47	21	63	-	-
	Количество определений, шт.	452	24	476	1127	63	1190	-	-
	Среднее значение	0,768	0,711	0,768	0,22	0,20	0,22	-	-
	Интервал изменения	0,001-5,582	0,017-4,508	0,001-5,582	0,10-0,33	0,08-0,28	0,08-0,33
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	596	440	440
	Количество опред-ий, шт.	-	-	-	-	-	725	525	525
	Среднее значение	-	-	-	-	-	-	-	-
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,22	0,85	0,15
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,21	0,85	0,15
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,20-0,26	0,80-0,88	0,20-0,12
Пласт СI
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	11	2	13	15	4	19	-	-
	Количество опред-ий, шт.	92	4	96	240	18	258	-	-
	Среднее значение	1,319	0,026	1,185	0,215	0,18	0,21	-	-
	Интервал изменения	0,003-5,750	0,011-0,07	0,003-5,750	0,07-0,29	0,13-0,25	0,07-0,29	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	-	-	-	-	201	146	146
	Количество определений, шт.	-	-	-	-	-	208	150	150
	Ср.взв. по толщине	-	-	-	-	-	0,21	0,83	0,17
	Ср.взв. по объёму	-	-	-	-	-	0,20	0,81	0,19
	Интервал изменения	-	-	-	-	-	0,19-0,24	0,77-0,91	0,09-0,23

Коллектора пласта СVI приурочены, в основном, к нижней части. Толщина прослоев не превышает 1 м. Общая толщина коллекторов составляет 4-5 м. Общая толщина пачки составляет 6-8 м. На Николо-Березовской площади пористость коллекторов составляет 24 %. Проницаемость по лабораторным исследованиям керна составляет по Николо-Берёзовской площади 1,591 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС равен 0,83.

Пористость пласта СVIо на Николо-Березовской площади равна 20 %. Проницаемость карбонатных коллекторов пласта составляет в среднем 0,166мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности на Николо-Березовской площади равен 0,81.

Величина открытой пористости пласта СV по лабораторным данным в среднем - 19 %, проницаемость - 0,37 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,79.

По лабораторным данным пористость коллекторов пачки СIV Николо-Берёзовской площади равна 20%, а проницаемость - 0,585 мкм2. Прослеживаются каверны, большая часть которых приурочена к кровле пласта. В эффективной емкости коллекторов они существенного значения не имеют. Трещиноватость наблюдается по всему разрезу пласта, но большей частью приурочена к плотным разностям карбонатных пород. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,8.

Величина пористости пласта СIVо по лабораторным данным в среднем - 19 %, проницаемость - 0,526 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,79.

Пористость пласта СIII на Николо-Березовской площади равна 21 %. Проницаемость карбонатных коллекторов пласта составляет в среднем 0,681мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности на Николо-Березовской площади равен 0,89.

По лабораторным данным пористость коллекторов пачки СII Николо-Берёзовской площади равна 22%, а проницаемость - 0,768 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,85.

Коллектора пласта СI характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость коллекторов составляет 21 %. Проницаемость по лабораторным исследованиям керна составляет 1,185 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС равен 0,83.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина (таблица 1.4) по пласту СII по Николо-Березовской площади колеблется в пределах 1,9 - 3,5 м; по пласту СVI - в пределах 2,5 - 4,6 м; а по пластам СI, СIVo-СVIо минимальная величина ее составляет 0,7 - 1,2 м, а максимальная - 1,0 - 1,6 м.

Таблица 1.4 - Характеристика толщин пластов ТТНК Николо-Березовской площади

Наименование	СII	CIII	CI - CVIo	CVI
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	2,5	1,8	0,9-1,1	4,4

Анализируя данные, представленные в таблицах 1.3 и 1.4, можно отметить, что продуктивные пласты ТТНК Николо-Березовской площади обладают сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами, их можно отнести к категории высокопродуктивных коллекторов, а также характеризуются небольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины. Таким образом, коллекторские свойства пластов ТТНК по данным геофизических исследований изменяются в широких пределах, что говорит о неоднородности фильтрационных свойств. Пласт СVI на Николо-Березовской площади является основным нефтесодержащим пластом нижнего карбона.



1.4 Состав и физико-химические свойства флюидов Николо-Березовской площади

Свойства нефтей и растворенного газа Николо-Березовской площади изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Способы отбора поверхностных проб общепринятые - с устья действующих безводных скважин. Пробы нефти с сохранением пластовых условий отбирались либо в фонтанирующих скважинах, либо при опробовании скважин пластоиспытателем. Некоторая часть проб отобрана в действующих скважинах через межтрубное пространство. [1]

Большинство скважин этого объекта с самого начала работают с водой, что приводит к существенным искажениям результатов анализов. Другой причиной малого числа проб является глубиннонасосный способ эксплуатации практически всех скважин. В таких скважинах отбор проб возможен только через межтрубное пространство, что также очень сложно. В скважинах турнейского яруса, где глубина залегания намного больше, глубинные пробы некачественные по причине обводненности продукции. К этому перечню следует добавить еще и большие искривления скважин. В этих случаях пробоотборники вообще невозможно спустить в межтрубное пространство. Исследования отобранных проб нефтей проводились в лабораториях ЦНИПРов НГДУ Арланнефть, Южарланнефть, Чекмагушнефть, а также в лаборатории исследования коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов БашНИПИнефть. Здесь же выполнены в 1993-1995 гг. исследования по изучению содержания в нефтях Арланского месторождения ванадия и никеля.

Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.

Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5 [1].

Пластовые нефти ТТНК Николо-Березовской площади исследованы по 213 пробам, поверхностные - по 235 из 187 скважин. При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб (таблица 1.5). Пласты ТТНК раздельных анализов не имеют, поэтому в таблицах представлены данные в среднем по пластам CVI, CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, CII и CI.

Таблица 1.5 - Свойства пластовой и поверхностной нефти ТТНК Николо-Березовской площади

Наименование	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	6,65
Газосодержание, м3/т	17,2
Плотность, кг/ м3	882
Вязкость, мПа·с	28,6
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1,059
Пластовая температура,0С	28
Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/ м3	903,0
Вязкость, мПа·с при 20°С	121,9
при 50°С	33,4
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов	2,6 13,8 5,4 2,7
Объемный выход фракций, % н.к.- 100°С до 200°С до 300°С	4,90 22,4 43,6

Средние значения основных параметров нефти ТТНК, полученные по результатам анализов, следующие (таблица 1.5): давление насыщения - 6,65МПа, газосодержание - 17,2 м3/т, объемный коэффициент - 1,059, динамическая вязкость составляет 28,6 мПа·с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров.

Плотность пластовой нефти - 882,0 кг/м3, сепарированной - 903,0 кг/м3.

Николо-Березовская площадь является многопластовым объектом разработки. Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), вязкие, сернистые, с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

В нефти Николо-Березовской площади преобладают углеводороды метанового ряда СnH2n+2.

Мольное содержание, % (таблица 1.6): 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.

Таблица 1.6 - Компонентный состав нефтяного газа ТТНК при однократном разгазировании по Николо-Березовской площади

Наименование	Значение (мольное содержание),%
Сероводород	0,67
Углекислый газ	0,8
Азот +редкие	0,5
в т.ч. гелий	не опр.
Метан	44,3
Этан	11,5
Пропан	11,8
Изобутан	2,8
н-бутан	3,78
Изопентан	2,2
Н-пентан	1,75
Гексан	1,52
Плотность газа, кг/м3	0,85

В нефтяном газе преобладает метан (44,3%), пропан (11,8%) и этан (11,5%). Газ всех объектов жирный, с высоким содержанием азота, с низкой теплотворной способностью.

Плотность воды, насыщающая пласты Николо-Березовской площади - 1160 кг/м3, минерализованная. Основными ионами являются Cl+, HCO3, CO32, Nab, Ca2+, Mg2+, K+. Вязкость воды в пластовых условиях - 0,8 сПз.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу.

Общая минерализация составляет 220,8 - 253,5 г/л, плотность находится в интервале 1150 - 1171 кг/м3, вязкость в пределах 1,69 мПа·с, рН равно 5,4 - 7,0.

Газовый состав подземных вод метано-азотный. Газонасыщенность составляет в среднем 0,13 м3 /т. Объемный коэффициент - 1,0003. Упругость газа составила 2,0 - 6,0 мПа [1].

По данным о составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов Николо-Березовской площади можно сделать вывод, что разгазированная нефть основного объекта (ТТНК) тяжелая, высокосмолистая, вязкая, сернистая, парафинистая, с низким выходом светлых фракций, преобладают воды хлоридно-кальциевого типа.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Анализ состояния разработки Николо-Березовской площади

2.1.1 Характеристика технологических показателей разработки Николо-Березовской площади

Николо-Березовская площадь Арланского месторождения находится в промышленной разработке с 1959 г.[1] Эксплуатация ведется самостоятельной сеткой скважин с применением поддержания пластового давления. Геолого-физическая характеристика пластов ТТНК, свойства насыщающих коллектора флюидов, режим площади изучены достаточно подробно.

Уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986 г. Уточненный проект утвержден в 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту. [1]

С 1959 года объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959 г.) и проекту разработки (1961 г.). После 1965 года - по утвержденной принципиальной схеме, в основу которой с небольшими изменениями, были приняты технологические решения проекта разработки 1961 года. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Арланской. Все пласты ТТНК были объедены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Динамика основных показателей разработки Николо-Березовской площади с начала разработки представлены на рисунке 2.1. Исходя из рисунка 2.1, можно отметить, что через 6 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1965 году 9,7 млн. тонн. Начиная с 1966 года, добыча постоянно снижается, и в 1995 году составила 39% от максимальной.

По рисунку также можно посмотреть динамику обводненности продукции. На период с 2007 по 2011 год обводненность в среднем составляет 92,4 %.

Рисунок 2.1 - Динамика технологических показателей разработки Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 году, к этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 84,8% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих скважин до 1987 года и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1970 году (14,6 млн. м3 в пластовых условиях). В настоящее время наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%). За эти годы отбор жидкости снижен с 14,6 до 10,2 млн.м3. Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%). Для Николо-Березовской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита скважин и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 34,0%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 615 скважин работало 810. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного.

Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1970 году должна была составить 8,2%, фактически она составила 34,0%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 84,2%, фактически она составила 85,7%.

В 2011 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44219 тыс. тонн жидкости [2]. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 90,5 тыс. тонн, а отборы жидкости выросли на 2593 тыс. тонн. Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки.

Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2011 г. составил по нефти - 2,3т/сут и по жидкости - 54,2 т/сут. В 2010 году эти показатели составляли соответственно 2,7, и 56,9 т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона.

Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов на площади достигали в максимуме 3,9%. После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добычи нефти и составили в 1992 г. 1,5% от начальных извлекаемых запасов. Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями.

Хотя разработка залежей ТТНК Николо-Березовской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Так, суммарная компенсация отборов закачкой воды составляет всего 88,6%. В отдельные годы компенсировалось менее 75% отбора. Несмотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в пласте СVI.

Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей (по Ген.схеме, проекты с 1978 г. и 1986 г.) позволяет сделать следующие выводы.

Дебит жидкости скважин до 1968 г. был ниже, после - выше проектного. Иногда эта разница была весьма существенной. Например, в 1962 г. фактически дебит составлял едва 60% от проектного. В последние годы (после 1986) дебит жидкости был выше проекта на 15-20%.

Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.

Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем в два раза больше проектного. Учитывая высокую обводненность (выше 90%) и необходимость отбора еще достаточно больших запасов, можно предположить, что если процесс разработки будет продолжаться без серьезных отклонений от запроектированного, то водонефтяной фактор может оказаться большим, чем это заложено в проекте.

Уплотнение сетки скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.

Все это требует поиска новых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи и уменьшения попутно - добываемой воды.

Начиная с 1990 г., на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - на 3,0 %, дебита жидкости - на 4,1 %, фонда нагнетательных скважин - на 28,4 %, закачки воды - на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. оставалось добыть всего 6,5% извлекаемых запасов. Очевидно, что сокращение фонда добывающих скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее.

Анализ текущего состояния разработки позволяет сделать вывод, что по состоянию на 1.01.2012 г. Николо-Березовская площадь находится на заключительной стадии разработки и характеризуется отрицательной динамикой добычи нефти, уменьшением КИН, увеличением добычи жидкости и обводненности добываемой продукции. Большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми, в указанных условиях важнейшей задачей, является повышение конечной нефтеотдачи пластов, за счет активного внедрения методов увеличения нефтеотдачи и воздействия на ПЗП.

2.1.2 Анализ выработки пластов Николо-Березовской площади

Разработка Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения с точки зрения выработки запасов нефти отличается сложностью, которая связана с рядом особенностей [1]:

1) наличие в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов;

2) резкая зональная неоднородность. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15 % площади объекта;

3) высокая вязкость нефти в пластовых условиях.

Рассмотрим распределение начальных запасов нефти по Николо-Березовской площади и в целом по Арланскому месторождению (таблица 2.1, рисунок 2.2).

Таблица 2.1 - Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения

№ п/п	Продуктивный пласт	Распределение запасов нефти, % от общих
		Николо-Берёзовская площадь	В целом по месторождению
		Балансовые запасы	Извлечённые запасы	КИН, доли единиц	Балансовые запасы	Извлечённые запасы	КИН, доли единиц
1	CI	5,67	4,48	0,302	2,450	1,88	0,3370
2	CII	35,78	42,64	0,455	34,455	39,31	0,5015
3	CIII	31,07	37,53	0,462	12,44	13,32	0,4700
4	CIV0	0,37	0,15	0,152	0,343	0,157	0,2020
5	CIV	11,22	7,03	0,240	5,000	3,309	0,2910
6	CV	6,53	3,91	0,229	7,360	5,242	0,3130
7	CVI0	0,78	0,16	0,076	2,443	1,152	0,2070
8	СVI	8,58	4,10	0,183	35,51	35,627	0,4410

Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходится на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК); во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержится 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходится 1,8 % НБЗ и 1,5 % суммарных НИЗ Арланского месторождения. Около 11 % запасов ТТНК приурочены к тонким прерывистым пластам «промежуточной» пачки (CI, CIV0, CIV, CV, CVI0). Они и все запасы карбонатных толщ относятся к трудноизвлекаемым. [2]

Рисунок 2.2 - Доля «промежуточных» пластов в общем объёме начальных извлекаемых запасов по ТТНК Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Николо-Березовская площадь характеризуется относительно невысоким значением текущего КИН (31,5 %). Анализ выработки запасов позволяет сделать вывод о неравномерности выработки запасов по пластам. Это связано с отставанием выработки запасов промежуточных пластов, в среднем в 1,5 раза, значение КИН которых, колеблется от 13,3 % до 26,3 %.