Геологическая часть
 Скачать 2.97 Mb.
|
|
Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 461 скважин работало 615. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного. Обводненность превышала проектную практически в течении всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1964 году должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%. Начиная с 1990 года на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости - на 9,3%, фонда добывающих скважин - 3%, 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. Однако темпы снижения прогнозировать невозможно по ряду причин: во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции; во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов; в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ; в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика до разработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные с не технологическими, а с коньюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям. В 2010 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44219 тыс. тонн жидкости. 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 2010 г. составил по нефти - 2,3 т/сут и по жидкости - 54,2 т/сут. В 2004 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. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 1.2. 2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. 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 года) и проекту разработки (1961 года). После 1965 года - по утвержденной генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания. После открытия месторождения началась его интенсивная разведка. Уже в 1957 года стало ясно, что площадь открытого месторождения огромная. В первую очередь разведывалась Арланская площадь. Она и оказалась наиболее подготовленной к разработке, хотя ее разведка продолжалась и позднее. К июлю 1957 года на площади было пробурено 27 разведочных скважин. Бурение этих скважин показало очень сложное строение продуктивной толщи. На первых порах было установлено, что основным продуктивным пластом является самый нижний. Все пласты выше него были объединены в единую верхнюю пачку. Технологическая схема (составлена в БашНИПИнефть в 1958 году) характеризуется следующими принципами и проектными показателями разработки. Разработку площади намечалось проводить с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Ввиду больших размеров площади нефтеносности, наряду с законтурным, предусматривалось внутриконтурное заводнение. В ТТНК было выделено два объекта разработки: нижний, состоящий из пласта СVI, и верхний, объединяющий пласты СI-СV. Внутриконтурные нагнетательные скважины были размещены в зонах наиболее мощных отложений песчаников и в прогибах между отдельными поднятиями, чтобы по возможности вскрыть законтурные зоны залежей пласта СVI и создать режим вытеснения снизу вверх. По утвержденному варианту нижний эксплуатационный объект был разделен на три крупных участка разработки. Пласт СVI предполагалось разрабатывать в основном путем законтурного заводнения. Только на северо-западе площади отрезалась часть залежи, подстилаемая подошвенной водой. В отличие от нижнего объекта, верхний планировалось разрабатывать преимущественно путем внутриконтурного заводнения. В этих целях линии внутриконтурного заводнения верхнего объекта были совмещены с линиями законтурного нижнего, в результате чего верхний объект был подразделен на три эксплуатационных участка, по форме и размерам совершенно одинаковых с участками нижнего объекта. Эти участки опоясывались нефтеносными зонами. Вдоль внешнего контура нефтеносности были размещены законтурные нагнетательные скважины. Благодаря внутриконтурному и законтурному заводнению верхний объект подвергался двухстороннему воздействию. В верхнем объекте было выделено шесть эксплуатационных участков. По принятому варианту разработки скважины предусматривалось разместить по принятой сетке. Для верхнего этажа принята равномерная сетка 400 х 400 м с плотностью 16 га/скв. Для нижнего и для совместной эксплуатации двух горизонтов скважины располагаются рядами с расстоянием между рядами 500 и между скважинами 400 м. Плотность - 20 га/скв. На всех участках нижнего объекта первые ряды эксплуатационных скважин проектировались на расстоянии 1000 м от нагнетательных. Ряды эксплуатационных скважин верхнего объекта размещались между рядами скважин нижнего. Поэтому расстояние от первых эксплуатационных рядов до нагнетательных верхнего объекта оказались различными для различных сеток размещения скважин. Всего было намечено пробурить 589 эксплуатационных скважин, в том числе 80 резервных. Расстояние между внутриконтурными нагнетательными скважинами на каждый объект принято 1200 м. Законтурные нагнетательные скважины удалены друг от друга на 2000 м. Намечалось пробурить 118 нагнетательных скважин. Условиями рациональной разработки двух продуктивных объектов забойное давление в эксплуатационных скважинах нижнего объекта предусмотрено равным 12,3 МПа. Для достижения более высоких дебитов скважин, эксплуатирующих верхний объект, проектировалось поддержание давления на линиях нагнетания на уровне 16,3 МПа, давление на забоях эксплуатационных скважин - 7 МПа. Эксплуатационное бурение на Арланской площади, согласно принципиальной схеме, было начато в 1959 г. После бурения новых скважин изменилось первоначальное представление о геологическом строении месторождений. Особенно большие изменения выявились в строении пласта СVI. Так было выяснено, что предполагавшихся вначале крупных куполов не оказалось. Выяснилось, что структура сложена более мелкими поднятиями, вытянутыми в северо-западном направлении. Было установлено, что пласты имеют более сложное геологическое строение. По мере получения новых геологических данных вносились соответствующие изменения в технологическую схему разработки. Ко времени составления генеральной схемы в систему разработки месторождения были внесены следующие изменения. Внутриконтурная линия нагнетания, которая согласно принципиальной схеме проходила между участками V и I - III, была смещена на юго-запад, в прогиб между отдельными поднятиями, для того чтобы закачивать воду в водонасыщенные зоны пласта VI. В результате переноса линии нагнетания расстояние до первого эксплуатационного ряда, принятое в схеме равным 1 км, не строго выдерживается. Предусмотренные в схеме линии нагнетательных скважин, разделяющие I, II и III участки, оказались лишними как в результате перемещения разрезающего ряда на юго-запад, так и из-за отсутствия предполагавшихся прогибов между поднятиями. Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин сохранен лишь между участками I и IV. В связи с тем, что участок III оказался не обособленным крупным поднятием, оба эксплуатационные объекты были разбурены по одинаковой сетке. С целью сокращения сроков разрезания залежей и создания равномерного фронта вытеснения нефти водой было предложено внутриконтурные нагнетательные скважины бурить на каждый объект разработки. На всех участках Арланской площади предлагалась совместная эксплуатация нижнего и верхнего продуктивных объектов при раздельной закачке воды. В 1964-1965 гг. в БашНИПИнефти М. М. Саттаров и др. выполнили "Генеральную схему разработки Арланского нефтяного месторождения" В Генсхеме при утверждении были внесены следующие уточнения: Забойное давление в добывающих скважинах принято равным 6,0 МПа, давление нагнетания 10,0-15,0 МПа. Время окончания бурения добывающих скважин принято раньше, чем нагнетательных. Для стабилизации добычи нефти предусмотрено бурение нескольких резервных скважин. Оставшиеся - бурятся позже. В Генсхеме были выполнены расчеты нефтеотдачи (таблица 2.1), которые оказались существенно ниже утвержденных ГКЗ. После 70 - х годов было начато очаговое заводнение. К 1986 г. назрела острая необходимость составления нового проекта разработки, вызванная несколькими причинами: Превышение уровня добычи нефти над проектными на 24 %, отбором жидкости на 48%. Таблица 2.1 Расчетная нефтеотдача по пластам Арланской площади
Необходимость изыскания новых решений по регулированию разработки, особенно выработке запасов из промежуточных пластов. Такой уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986г. Состояние разработки Арланской площади месторождения к этому времени характеризовалось следующими показателями. Общий фонд пробуренных скважин составил 1824, в том числе добывающих 1370, нагнетательных - 306. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1970 г. (5,3 млн.т). Основная часть добывающих скважин работала с высокой обводненностью. С содержанием воды более 50% работало 882 скважины (80% всего фонда); 507 скважин (49% фонда) работали с обводненностью продукции свыше 90%. Выработка запасов достигла 33,6% начальных балансовых запасов и 77,3% начальных извлекаемых запасов. Уточненный проект утвержден 2 февраля 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту. 2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются: 1. Нерегулируемость разработки каждого пласта. 2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже. 3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах. 4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам. 5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям. 6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов. Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие. По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ). При обосновании зарезок БС использовался РД 39-00147275-057-2000, разработанный БашНИПИнефть [5]. По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4.1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях. | ||||||||||||||||||||||||