Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона. преддипломная практика. Допущен к защите Заведующий кафедрой Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, д т. н., профессор Насыбуллин А. В. 2022 г. Выпускная квалификационная работа
 Скачать 287.99 Kb.
|
СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ Значимыми проблемами разработки нефтяных месторождений являются повышение обводненности продукции скважин при непрерывно падающей добыче, износ промыслового оборудования и увеличение доли скважин, находящихся в простаивающем фонде. Главной задачей нефтегазодобывающей отрасли является снижение темпов падения и поддержания добычи углеводородного сырья, так как большинство месторождений обладают значительными объемами остаточных запасов нефти. Наиболее актуальным и перспективным способом повышения нефтедобычи, вовлечение недренируемых зон с целью интенсификации системы разработки является строительство и бурение боковых стволов с различными траекториями по пласту. Реализация этого метода имеет технико-экономические преимущества по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости буровых работ, так и возможности более полного использования имеющейся инфраструктуры на месторождении. Задачами преддипломной практики являются обзор научно-технической литературы посвященной эффективности строительству боковых стволов, характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения, техники и технологии строительства боковых стволов, характеристика конструкций скважин с БС, последовательность выполнения работ по строительству БС, характеристика особенностей конструкций скважин с БС, анализ эффективности восстановления скважин из бездействия методом зарезки вторых стволов, анализ параметров эксплуатации скважин, подбор скважин-кандидатов для дальнейшей реализации технологии на скважинах терригенных отложений девона, подведение итогов строительства БС. 1 ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО эффективности строительства бс при разработке месторождений Большинство месторождений мира вступило на позднюю стадию разработки, сопровождающуюся значительной выработкой запасов, ухудшением их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, обводненности, тем самым увеличивая простаивающий фонд, по причине ухудшения технико-экономических показателей работы скважин. Бурение новых скважин в таких условиях приводит к необоснованным затратам, а дальнейшая разработка месторождений становится нерентабельной. Актуальной задачей является восстановление работоспособности старого эксплуатационного фонда путем бурения боковых стволов (БС). К карбонатным отложениям месторождений ООО «Лукойл-Пермь» приурочено до 62 % остаточных извлекаемых запасов. На Бугровском месторождении на турнейский ярус в промежуток времени с 2007 по 2012 годы было пробурено 42 боковых ствола [1]. Данной технологии подверглись скважины бездействующего фонда, что способствовало вовлечению недренируемых участков пласта, сокращению срока разработки, повышению добычи нефти более чем в 2 раза. Результаты бурения боковых стволов на пяти скважинах турнейского объекта Чернушинского нефтяного месторождения Пермского края показали малую успешность по причинам: низких коллекторских свойств отложений, снижения пластового давления в зонах отбора в связи с отсутствием влияния закачки, обводненности продукции, что обусловлено перетоками воды из вышележащего визейского пласта в связи с малой толщиной глинистой перемычки между пластами [2]. Авторами работы даны рекомендации по пересмотру места бурения БС. Набирает актуальность бурение БС на морском шельфе в целях восстановления бездействующего фонда, описанное в работе Стешина Б.М. [3]. На месторождениях шельфа Вьетнама на 2007 год бездействующий фонд составил 20%. Возможности гидротехнических сооружений ограничены и не позволяют извлекать остаточные запасы в полной мере, строительство новых скважин является дорогостоящим и нецелесообразным. Поэтому технология строительства второго ствола является наиболее рациональной. На Харвутинской площади Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа, для восстановления из бездействия, в качестве скважины кандидата для бурения бокового ствола с горизонтальным окончанием была выбрана скважина 9262, отключенная в 2009 г. по причине низкого дебита [4]. Планируется проведение ствола длиной 300 м по газонасыщенному участку пласта ПК1 с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами с отклонением от устья 300 м. Газонасыщенная толщина пласта составляет 14 м с пористостью 30 процентов и газонасыщенностью 65 процентов. Данная технология позволит ввести ранее не задействованные участки пласта, так как увеличится коэффициент охвата, что в свою очередь приведет к увеличению добычи углеводородов. Смирновым В.Л. в статье [5] были освещены перспективы применения боковых стволов на скважинах Восточно-Елового, Восточно-Сургутского, Западно-Сургутского, Сарымо-Русскинского, Конитлорского, Федоровского и Дунаевского месторождениий Западной Сибири. Применение геонавигационных телеметрических систем малого диаметра позволили проводить ориентируемое, направленное бурение согласно проектным профилям, а также осуществлять каротаж в процессе бурения с определением литологии. Актуальными направлениями развития являются: зарезка нескольких БС, позволяющих снизить затраты на строительство новых скважин; зарезка разветвленных БС на горизонты различной толщины; зарезка БС на депрессии для обеспечения безаварийного проведения ГС на баженовскую свиту; увеличение доли БС с предварительной проводкой пилотного ствола в целях максимально эффективного и точного направления ствола. Павельевой О.Н. в статье [6] освещены следующие проблемы в процессе бурения БС. Одной из основных является риск расхождения между фактическими и рассчитываемыми данными скважины, проявления пластовых флюидов в процессе бурения, сложные конструкции профилей стволов. Поэтому является актуальным вопрос оценки состояния скважины перед началом бурения, предварительного проектирования ствола, правильного выбора бурового раствора. В целях наиболее эффективного процесса проектирования профиля и бурения БС в Азербайджанской Государственной Академии было создано программное обеспечение, исходными данными для расчёта которой служат: информация о геологическом строении пласта, наличие ВНК и глубина его залегания, проектный азимут ствола, данные о точке начала горизонтального участка и длина наклонно направленного интервала [7]. Применение предложенного программного обеспечения позволит сократить время, затрачиваемое на проектирование отдельных этапов проводки скважин. Подбор скважин-кандидатов для проектирования строительства боковых стволов является важнейшей задачей. Устькачкинцев Е.Н. в своей работе [8] предложил регрессионную модель прогнозирования и изучения влияния на успешность зарезки БС таких параметров как: геолого-физические, технологические, параметры строительства (тип контакта цементного камня с колонной и ГП). В результате анализа было выявлено, что на успешность зарезки БС наибольшее влияние оказывают расстояние от перфорационных каналов до ВПК, плотность пластовой нефти и проницаемость, расчлененность, а также качество крепления бокового и основного стволов обуславливают выбор скважин-кандидатов. Креплению хвостовиков БС должно быть уделено особое внимание. Апасовым Т.К., в статье [9] приведен анализ эффективности зарезки бокового ствола с вертикальным окончанием на скважине №3 Южно-Охтеурского месторождения Томской области по пласту ЮВ1(9) с целью извлечения остаточных запасов. Далее скважина ввелась в эксплуатацию с применением электроцентробежного насоса. Опытно-промышленные испытания показали высокую эффективность, дебиты нефти достигли планируемых показателей 22 т/сут, обводненность составила 45%. Технология рекомендуема для дальнейшего внедрения на скважинах данного месторождения. Апасов Г.Т. и Лагутин Я.Н. в своей работе [10] провели анализ эффективности строительства 36 скважин с боковыми горизонтальными стволами Верхнеколик-Еганского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, 23 из которых пробурено на пласт ЮВ1. Длина горизонтального участка стволов по продуктивному пласту составляет 200-300 м. По скважине №1039 в течение 11 месяцев наблюдалось снижение дебита нефти с 56 до 16 т/сут, падение дебита жидкости с 60 до 20 м3/сут, рост обводненности с 8 до 20 процентов. По скважине №1040 за 17 месяцев произошло снижение дебита нефти с 81 до 9 т/сут, падение дебита жидкости с 85 до 32 м3/сут, рост обводненности с 5 до 70 процентов. В целом высокие показатели анализируемых скважин подтверждают эффективность выбранной технологии. Токаревой Т.В. в своей работе [11] рассмотрен опыт эксплуатации боковых стволов на терригенные толщи девона (ТТД) и нижнего карбона (ТТНК) Республики Башкортостан: на Туймазинском месторождении 18 БС на ТТНК и 103 на ТТД, на Арланском - 86 БС на ТТНК, на Ардатовском - 7 БС на ТТНК, на Серафимском - 1 БС на ТТД, на Уршакском – 13 БС на ТТД, на Алкинском – 6 БС на ТТД. По результатам анализа было выявлено, что для длительной эксплуатации применимы БС на ТТНК, так как выявлено, что уровень добычи нефти на ТТНК Арланского, Туймазинского и Ардатовского месторождений характеризуется высокими темпами в первые и устойчивыми в последующие годы и происходит плавный рост обводнения. Наблюдалась динамика снижения добычи по девонским отложениям, так как нефти являются легкими, маловязкими, с высокой газонасыщенностью, и к 5 году эксплуатации обводненность достигала 90 процентов. Следовательно, для более быстрого извлечения остаточной нефти рекомендуется БС на ТТД. На дату 01.07.2009 на пласт DII Туймазинского месторождения Республики Башкортостан пробурен 61 боковой ствол, из них 49 находилось в эксплуатации [12]. Накопленная добыча нефти в результате данной технологии составила 235,1 тыс. т, а удельная технологическая эффективность 4,8 тыс.т/скв. Токаревой Т.В. предложена методика геолого-промыслового обоснования перспективных участков для зарезки БС: подбор участка с учетом геологической неоднородности, оценка энергетического состояния пласта и его влияние на формирование застойных зон, подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти объемным методом по значению ВНК, прогноз потенциальных дебитов жидкости. На начало 2001 года на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири пробурены боковые стволы в 101 скважине на продуктивные пласты ЮС2, ЮС1, ЮС0 , описанные Медведевым Н.Я. в статье [13]. Отход забоя бокового ствола от основного достигает до 550 метров, длина горизонтального участка от 48 до 256 м. Средний дебит нефти по всем месторождениям составил 9,9 т/сут. В результате эксплуатации дополнительная добыча нефти получена в результате повышения нефтеотдачи пластов, подключения застойных зон, и составила 276,81 тыс.т. По результатам оценки эффективности строительства 10 скважин четырех месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири пробуренные на пласты ЮС1-ЮС2, БС10, БС16-17 и БС18-20, описанные в статье [14] Лешковичем С.В., проектные показатели по дебитам и по накопленной добыче превышают фактические. Длина открытого ствола, траектория некоторых БС также отличается от проектного (длина расчетного составляла 250 м, в действительности изменяется от 287 до 410 м). Причиной этому явились несоответствие информации о пласте реальным условиям, смещение направления и конструкции скважин. В статье Р.В. Вайсбека [15] дан анализ низкой успешности бурения БС на Лянторском месторождении Западной Сибири. Автором выделен недостаточно тщательный подбор скважин-кандидатов, несоответствующее определение способа и интервала вскрытия. Слоистая неоднородность пластов АС9-АС11, пониженное пластовое давление, низкая проницаемость послужили причиной малой продуктивности боковых стволов. Поэтому для данного месторождения сформулированы условия для успешного выбора скважин для зарезки БС: средний дебит нефти должен составлять не менее 6 т/сут, обводненность не более 90%, проницаемость пласта до 0,7 мкм2 и расчлененность до 8. На газонефтяных залежах ОАО «Сургутнефтегаз» Западной Сибири 130 скважин эксплуатируется с БС, из которых 110 принадлежат Лянторскому месторождению [16]. Из этих скважин 73 имеют наклонно направленный БС, 31 – пологий, 25 – горизонтальный и одна скважина с двумя боковыми стволами с горизонтальным окончанием. Применение БС оказало стимулирующее влияние на окружающие добывающие скважины, в результате чего на 03.2002 дополнительно было добыто 180,3 тыс.т нефти. При слабой рассеянности запасов наиболее экономически эффективной является горизонтальная, а при высокой рассеянности - наклонно направленная проходка по пласту. Карандей А.Л. в своей работе [17] сделал вывод, что дополнительная добыча нефти на Курраганском месторождении Ханты-Мансийского автономного округа за счет бурения на шести скважинах БС и БГС составляет 25,4 процента. На июль 2006 года дополнительно было добыто 30 тыс. тонн нефти. Бурение боковых стволов осуществлялось в пластах ЮВ11а васьюганской свиты, Ач11 и БВ81а мегионской свиты юрского и мелового возраста с ухудшенными ФЕС или в преждевременно обводнившихся скважинах. Не предоставляется возможным утверждать о перспективности дальнейшего применения технологии, так как подрядной организацией были допущены ошибки при строительстве стволов. В работе [18], автором которой является О.А. Волкова, проведен анализ работы боковых стволов Павловского месторождения Пермского края с 2007-2010 г., из которых 17 скважин пробурено из-за низкой продуктивности, 13 – из-за обводненности, 54 – одновременно по двум этим причинам. Все боковые стволы были пробурены в зонах турнейской залежи с большой долей остаточных запасов (41%). Все проекты оказались рентабельны, суммарные запасы составили 103,78 тыс.т стоимостью 4626 тыс. долларов. Полученная дополнительная прибыль по сравнению с вертикальными стволами составила 2465 тыс. долларов. В результате проведенного Д.И. Ганиевым [19] анализа работы боковых стволов, пробуренных на площадях Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть», наблюдается положительный эффект в виде дополнительной добычи нефти: по скважинам Акташской площади за 12 месяцев после внедрения БС – 2329,38 т, по Ново-Елховской площади – 1934,33 т. Но прирост коэффициента продуктивности наблюдается только на 50 процентов скважин с технологией БС. По сравнительному анализу изменения ФЕС пластов было выявлено, что на обеих площадях наблюдается увеличение ФЕС, но на Акташской в большей степени, чем на Ново-Елховской. Строительство БС и БГС на отложения бобриковского горизонта Лениногорской площади Ромашкинского месторождения Республики Татарстан проведены на 33 скважины, эксплуатирующие водонефтяные зоны залежей, находившихся в категории нерентабельности. Согласно статье Г.Р. Сулейманова и А.П. Чижова [20], дебиты нефти по данным скважинам увеличились, а обводненность снизилась. В результате применения данной технологии дополнительно было добыто 28 тыс. т. нефти за счет вовлечения в разработку остаточных запасов застойных зон, а коэффициенты продуктивности увеличились в 3-6 раз по сравнению со значениями основных стволов. По причине неучета величины и местоположения остаточных запасов и не правильного выбора направления бурения, один проведенный ствол попал в заводненную зону. Внедрение в пласт боковых ответвлений на Березовской площади начаты в декабре 1996 года и были проведены на 13 скважинах [21]. В результате было дополнительно извлечено 96,2 тыс. т. или примерно 7,4 тыс. т. нефти на скважину. Причинами зарезки БС явились: восстановление работоспособности скважин, находящихся в бездействии по причине аварийного состояния забоя или нарушения эксплуатационной колонны. По итогам оценки показателей разработки применяемый метод оказался высокоэффективным (более 70 процентов). Я.В. Лягаев в работе [22] уделяет внимание исключению бурения боковых стволов по S-образному профилю и траектории «под себя» как аварийно-опасным, по причине вероятности пересечения материнского ствола. Так, на скважинах 7094 Тевлинско-Русскинского месторождения и скважинах 202 и 210 Курраганского месторожения ОАО «Когалымнефтепрогресс» в Западной Сибири из-за S-образной траектории бурение на терригенный коллектор меловых и юрских отложений шло с осложнениями, которые привели к аварийным ситуациям и увеличению времени строительства скважин. К недостаткам эксплуатирования скважин с боковыми стволами относят малый диаметр и значительная интенсивность набора кривизны. При увеличении кривизны до 6° и длине оборудования 400 см диаметр насосного оборудования должен уменьшиться до 81,1 мм. Данные условия позволили разработать в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина струйные насосы диаметром 50 мм и длиной 850 мм, которые можно эксплуатировать в боковых стволах малого диаметра и горизонтальных скважинах [23]. При этом производительность данных насосов составляет 10-100 м3/сут и выше. Опытно-промышленная эксплуатация данного насоса доказала возможность её эксплуатации с темпами набора кривизны до 22° на 10 м, при этом были достигнуты расчетные значения забойного давления и дебита. На Западно-Солкинском месторождении Ханты-Мансийского автономного округа с 2003-2012 года проводилась зарезка 13 боковых стволов на пласты АС8-АС10 [24]. После проведенного мероприятия дебит нефти увеличился в 24 раза и составил 54,6 т/сут, а дебит жидкости в 2,5 раза и составил 159,9 т/сут. Наблюдалось увеличение обводненности по всем скважинам (56,7-95,1%), что обусловлено близостью подошвенных вод и возможностью быстрого конусообразования. На Самотлорском месторождении Западной Сибири в период с 2009 по 2013 года было проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов на пласты  в бездействующих скважинах по причине негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков [25]. По результатам применения данной технологии был достигнут прирост дебита нефти 27,7 т/сут, удельная дополнительная добыча составила 4,4 тыс. т/скв, накопленная добыча составила 12830 тыс.т. Данный метод позволяет вывести аварийные скважины из неработающей категории.Статья Захарова Б.С. и Захарова И.Б. [26] посвящена разработанным ООО «Экогермет-М» и изготавливаемым ЗАО «Элкам-нефтемаш» дифференциальным штанговым насосам, созданных для эксплуатации в боковых стволах малых диаметров. Промышленное внедрение началось в 2004 году на скважинах Гремихинского месторождения Удмуртии. На 09.2011 г. наработка на отказ дифференцированных насосов возросла в 3,5 раза по сравнению с обычными насосами. При этом данные насосы работают при высоком коэффициенте подачи 0,75 и вязкостью нефти 164 мПа·с. Совместно с ООО «Лукойл-Пермь» и ЗАО «Элкам-нефтемаш» в РГУ нефти и газа им. Губкина была разработана скважинная штанговая насосная установка с канатной штангой для эксплуатации скважин с боковыми стволами, имеющими диаметр 102 мм, описанная в статье [27]. В результате промышленных испытаний на скважине 149 Шагиртско-Гожанского месторождения Куединского района Пермского края, пробуренной на турнейский пласт, произошло увеличение дебита, по сравнению с оборудованием применяемым ранее, в 2 раза и стало составлять 13 м3/сут. при числе качаний 4,5 кач/мин и длине хода 2,5 м. Обводненность составила 39 процентов. Данные насосные установки рекомендуемы для дальнейшего применения при работе в наклонных скважинах и боковых стволах малого диаметра. Авторы статьи [28] В.Н. Ивановский и Н.А. Антонов проанализировали возможности различных механизированных способов эксплуатации скважин с боковыми стволами пришли к выводу, что добыча с применением струйных, гидроприводных насосов, а также непрерывного и периодического газлифта осложнена засорением механическими примесями, АСПО и солями. Применение штанговых винтовых насосов ограничено в связи с требуемым диаметром эксплуатационной колонны не менее 140 мм. Наиболее распространенным и целесообразным является применение электроприводных центробежных насосов и штанговых насосов с канатной штангой. По причине малых диаметральных габаритов БС со значительным набором кривизны ствола необходимо производить подбор насосного оборудования индивидуально для каждой скважины. В результате расчета, приведенным В.Н. Ивановским в статье [29], было выявлено, что при внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 102 мм и угле набора кривизны 5º максимальный диаметр насосного оборудования составит 88, 86,6, и 84,3 мм при его длине 4000, 4200 и 4500 мм соответственно. С увеличением внутреннего диаметра колонны до 89 мм при том же угле набора кривизны и длине оборудования 4000 мм его диаметр должен быть не более 71,6 мм. Для нормального размещения оборудования в боковых стволах, с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 102 мм, угол набора кривизны не должен превышать 3-4 градуса, а для колонн с внутренним диаметром 89 мм – 2-2,5 градуса. Для забуривания боковых наклонно направленных стволов на базе института «ТатНИПИнефть» был разработан отклонитель, промышленные испытания которого провелись на скважине № **104 Карамалинской площади НГДУ «Азнакаевнефть» и на скважине № **558 Восточно-Сулеевской площади НГДУ «Джалильнефть», пробуренные на кыновско-пашийские горизонты верхнего девона. В результате бурения второго ствола осложнений в работе долот и фрез не наблюдалось, сократилось время на забуривание ствола. Достоинством отклонителя являются надежность закрепления без установки цементного камня, возможность установки в любом интервале колонны с высокой точностью, более низкая стоимость по сравнению с импортным оборудованием [30]. Анализ и обобщение опыта строительства и эксплуатации скважин с боковыми стволами доказали целесообразность и эффективность их применения для подключения в разработку низкопродуктивных пластов небольшой толщины, для разработки сложнопостроенных залежей с близким расположением водоносных пластов, для вовлечения в разработку нерентабельных при традиционных способах бурения продуктивных горизонтов, для повышения производительности малодебитных скважин. Основными причинами бездействия добывающих скважин являются негерметичность эксплуатационной колонны, заколонная циркуляция, обводненность и аварийное состояние. Большая часть таких скважин подлежит восстановлению путем строительства второго ствола из существующего. В результате анализа научно-технической литературы были выявлены недостатки данной технологии, такие как: риск расхождения между фактическими и рассчитываемыми данными скважины, проявление пластовых флюидов в процессе бурения, сложные конструкции профилей стволов, малый диаметр стволов и значительная интенсивность набора кривизны. Данная технология требует сугубо индивидуального подхода для каждой скважины и тесной связи буровиков, геологов-технологов и геофизиков. 2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Краткая характеристика и анализ текущего состояния разработки промыслового объекта Западно-Сотниковское нефтяное месторождение, как самостоятельный объект разработки выделенное из Сотниковского месторождения, расположено в южной части Республики Татарстан, на землях Черемшанского района с развитой инфракструктурой. В тектотическом отношении месторождение расположено на западном склоне южного купола Татарского свода в пределах Ульяновского вала и приурочено к трехкупольному Сотниковскому поднятию. Имеет признаки сквозных тектонических и седиментационно-тектонических поднятий, к которым и приурочена нефтеносность месторождения. Его промышленная нефтеносность связана с отложениями пашийского, кыновского горизонтов верхнего девона, представленные песчано-алевролитовыми породами. Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера «верхний известняк», выделяемого в кровле горизонта и репера «муллинские глины», залегающего в подошве пашийский отложений. Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутствует в связи со слиянием коллекторов пласта Д1 и ниже залегающего пласта Д2. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер «аргиллит», расчленяющий отложения пашийского горизонта на две различающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепашийская, включающая пласты а, б1. б2, б3, и нижнепашийская, сложенная пластами в, г1, г2+3, д. [32] В процессе анализа было установлено, что в пределах Западно-Сотниковского месторождения в 10 скважинах вскрыты пласты с подошвенной водой со средней абсолютной отметкой водо-нефтяного контакта (ВНК), равной минус 1813,4 м. Выявлено, что средние абсолютные отметки изменяются незначительно: от минус 1810,3 м до минус 1815,3 м. Анализ показал, что в преобладающем количестве случаев ВНК вскрыт в пластах «в» и «гд», причем как в раздельно залегающих пластах, так в пределах слияний этих пластов. Общая толщина пластов с подошвенной водой изменяется в среднем по площади от 3,2 м до 35,6 м при средней, равной 10,4 м. Кроме того, было установлено различие по нефтенасыщенной и водонасыщенной толщине коллектора. Так, нефтенасыщенная толщина в этих пластах колеблется от 0,4 м до 21,4 м и составляет в среднем 4,3 м, а водонасыщенная - от 0,8 м до 18,0 м и в среднем равна 6,1 м. Очень важным параметром, который следует учитывать при вовлечении запасов ВНЗ в разработку, является соотношение нефтенасыщенной и общей толщин по пластам с подошвенной водой. По скважинам площади оно изменяется от 0,083 до 0,903 и в среднем составляет 0,422 (по отдельным кустам значения этого параметра изменяются незначительно). В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта. Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам пашийского горизонта изменяется в пределах от 0,371 (пласт «б1») до 0,990 («гд»), а коэффициент выдержанности от 0,547 (пласт «б1») до 0, 989 («гд»). Коллектора пласта «а» развиты фактически в пределах всей площади, за исключением небольших зон отсутствия коллекторов в западной и юго-восточной частях. Преобладающая часть площади занята высокопродуктивными коллекторами. Коллекторы других групп представлены линзами различных размеров и отдельных вытянутых в меридиональном направлении зон. Водонасыщенный коллектор по этому пласту вскрыт лишь в одной скважине. Для коллекторов пачки пластов «б1», «б2», «б3» характерны практически одни и те же особенности распространения их по площади. Они развиты в виде отдельных небольших линз и вытянутых почти в меридиональном направлении линз коллекторов различной продуктивности. Из рассматриваемых пластов более обширным характером распространения коллекторов выделяется по пласт «б3». По всем пластам водонасыщенные коллекторы вскрыты в основном в восточной части площади. Для зонального интервала пласта «в» характерно в общем аналогичное с упомянутым выше пластом «б3» строении. Высокопродуктивные коллекторы развиты также на значительной части площади, но гораздо более обширны (особенно в северной и восточной частях) зоны водонасыщенных коллекторов. Наблюдается наличие обширных зон слияния с нижним пластом. Для пласта «гд» характерно развитие высокопродуктивных нефтенасыщенных коллекторов в пределах достаточно обширных зон в западной и юго-западной частях площади. В других частях площади нефтенасыщенные коллекторы вскрыты лишь в пределах отдельных зон. На Западно-Сотниковском месторождении путем детальной послойной корреляции выделено 9 продуктивных пластов. Верхний из них, пласт Д0, коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трех. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2м и в среднем составляет 1,7м. От ниже залегающего пласта «а» горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0 - 16,8м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 32,2м до 56,0м, а средние значения по кустам изменяются от 39,2м до 43м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6м до 41,2м и от 1,0 до 37,2м. Пласт «а» коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом «б1», коэффициент связанности составляет 0,171. Средняя толщина пласта «а» равна 1,9 м, от пласта «б1» он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0м при коэффициенте вариации 61,3%. Пласт «б1» является наименее выдержанным по площади, вероятность вскрытия коллектора изменяется от 0,150 до 0,312, в среднем по площади составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и линз. Толщина пласта по кустам скважин в среднем колеблется от 1,4 до 2,8м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом «а» и в 48,2% скважин совместно с пластом «б2». Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579. Толщина глинистой перемычки между пластами «б1» и «б2», равна 1,6м, коэффициент вариации составляет 58,9%. Пласт «б2» отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9м. По характеру залегания по отношению к смежным пластам он в 4 скважинах вскрыт совместно с пластом «б1» и в 2 скважинах совместно с «б3». Связанность с пластом «б3» изменяется от 0 до 0,722. Непроницаемый раздел между пластами «б2» и «б3» характеризуется толщиной в среднем равной 1,9м. Пласт «б3» сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом «б2» и в 47,4% с «в». По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт «б2». Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4м. От нижележащего пласта «в» пласт «б3» отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой толщиной около 4 м. На площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет, либо они вскрыты в единичных скважинах. Пласт «в» в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлены коллектором 6 скважинах, в 51,5% залегает совместно с пластом «б3» и в 5 скважинах с «г1». Средняя толщина пласта составляет 2,9м. От нижележащего пласта «г1» отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах. Пласт «г1» сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65% в 83,3% и 96,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами «а» и «г2+3». Коэффициент связанности с пластом «г2+3» изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом «г2+3» составляет 1,9м. Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт «г2+3». От пласта «д» отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты «г2+3» и «д», их коллектора находятся в слиянии. Средняя толщина пласта «г2+3» составляет 3,5м. Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт «д» имеет близкое к площадному распространение. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8м, практически на всей площади распространения перекрывается коллектором пласта «г2+3». Подошвой горизонта Д1 является пачка «муллинских глин» толщиной в среднем равной 6,0м. На Западно-Сотниковском месторождении они достаточно выдержаны, зоны слияния пласта «д» горизонта Д1 с коллекторами горизонта ДII выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта ДI и ДII. Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую связанность коллекторов верхне-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов «гд» нижнепашийских коллекторов является пласт «в». Коллектора пластов «гд» в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов вскрыта двумя и более скважинами, то есть рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой. По всем пластам горизонта DI наблюдается как зональная, так и послойная неоднородность. Послойная неоднородность выражается в чередовании песчаных и алевролитовых пластов с различной проницаемостью. Такое геологическое строение (неоднородность) оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов нефти как по пластам, так и по горизонту в целом. Таблица 2.1.1 - Коллекторские свойства горизонта DI Западно-Сотниковского месторождения
Исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей пашийских отложений проводилось с использованием проб, отобранных из скважин Западно-Сотниковского месторождения. Эти пробы исследовались в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Всего было проанализировано 18 пробы пластовых нефтей и 18 поверхностных. Пластовые пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВВП-300 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 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”, при расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Для проведения анализа полученных данных была составлена таблица со свойства пластовой нефти и со свойствами пластовой воды. Таблица 2.1.2 - Свойства пластовой нефти
В результате были получены следующие средние значения основных параметров нефти: давление насыщения - 7,41 МПа, газосодержание - 38,61 м3/т, объемный коэффициент - 1,0765. Плотность пластовой нефти - 835 кг/м3 . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних сернистых нефтей. В ней содержится 1,4 массовых % серы, смол силикагелевых - 5,7 %, асфальтенов - 4,6 % и парафинов - 3,7 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 17,0∙10-6 м2/с. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин колеблется от 1-10 м3/сут. до 20-126 м3/сут. Исследование свойств пластовой воды пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 18 скважин (таблица 2.1.3). Общая минерализация меняется по площади от 250,6 до 284,7 г/л. Плотность воды в среднем равна 1189,6 кг/м3, вязкость 1,7-2,0 мПа∙с, рН - 4,6. Таблица 2.1.3 - Свойства пластовой воды
По химическим свойствам подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Ниже приводится краткая характеристика вод по пашийскому горизонту. Газовый состав подземных вод - метан. Газонасыщенность достигает 0,35 - 0,40 м3/л. Содержание метана равно 45% объемных, более тяжелых 5 - 34 %. Упругость газа составляет 64 - 94 кг/см3. Объемный коэффициент по расчету - 1,002. Таким образом, Западно-Сотниковское месторождение занимает южную часть Республики Татарстан и находится на землях Черемшанского района. Промышленно-нефтеносными объектами площади являются пласты Д0 кыновского горизонта и ДI (а, б1, б2, б3, в, г+д) пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона. По физико-химическим свойствам нефть Западно-Сотниковского месторождения относится к группе средних малосернистых и парафинистых. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 835 кг/м3, вязкость 7,6 мПас, а в поверхностных условиях, соответственно, 874 кг/м3 и 17,2 мПас. Давление насыщения газом 7,41 МПа, газосодержание 38,68 м3/т. Западно-Сотниковское месторождение разрабатывается с 1998 года, основными эксплуатационными объектами являются девонские отложения. На сегодняшний день находится на II стадии разработки, основными мероприятиями являются поддержание добычи нефти на текущем уровне, проведение различных ГТМ для стабилизации добычи, одним из которых является строительство боковых стволов. II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка нескольких лет. Для проведения анализа текущего состояния разработки рассмотрим данные геологического отчета за 2020 год.[33] Западно-Сотниковского месторождения в ПРИЛОЖЕНИИ В.1 указаны данные основных показателей. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||