CC BY
43
А.Ф. Блинов1, Т.И. Семенова1, С.Х. Шафикова1, И.Н. Файзуллин2
'ТатНИПИнефть, 2НГДУ «Иркеннефтъ», Бугульма
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТОВ НГДУ «ИРКЕННЕФТЬ»
Нефтегазодобывающее управление «Иркеннефть» разрабатывает ряд продуктивных горизонтов в пределах Абдрахмановской площади.
Основным объектом разработки НГДУ является горизонт Д1 Абдрахмановской площади. Среди площадей Ро-машкинского месторождения с высоким процентом отбора нефти Абдрахмановская площадь отличается самой высокой выработанностью и обводненностью. В то же время текущие извлекаемые запасы площади занимают второе место после Миннибаевской, а водо-нефтяной фактор второе место после Восточно-Лениногорской площади (Рис. 1).
В промышленной разработке НГДУ также находятся: залежь № 9 бобриковского горизонта, залежи староосколь-ского горизонта, живетского яруса, кизеловского горизонта турнейского яруса.
По состоянию на 1.01.2003 г. выработанность запасов в целом по НГДУ составила 90,0 %. Однако объекты НГДУ находятся на различных стадиях разработки: горизонт Д1 выработан на 92,3 % 9 залежь - на 59,96 % , локально нефтеносные залежи - на начальной стадии разработки. Основную долю (96,3 %) в накопленном отборе нефти по НГДУ составляет горизонт Д1 Абдрахмановской площади, в то же время и наибольшая доля остаточных запасов нефти ( 72,6 %) сосредоточена в пашийском горизонте (Рис. 2).
Необходимо отметить изменение структуры извлекаемых запасов по сравнению с начальными; начальные запасы в терригенных коллекторах составляли 99,0 %, в карбонатных - 1,0 % . По состоянию на 1.01.03 г. соотношение соответственно изменилось на 90,2 и 9,8 %. В то же время нужно отметить, если на начало разработки доля трудно-извлекаемых запасов составляла 14,0 %, в том числе 7,1 % в низкопроницаемых, 6,8 % в водо-нефтяных зонах, то на сегодняшний день доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась до 51,5 %, из них 23,5 % в малопродуктивных коллекторах, 26,0 % в водо-нефтяных зонах.
Обеспеченность остаточными разведанными запасами составляет около 28 лет, что примерно соответствует обеспеченности запасами, числящимися на балансе ВГФ по ОАО «Татнефть». Обеспеченность оперативными запасами в целом по ОАО «Татнефть» составляет 32 года.
Горизонт Д1 Абдрахмановской площади, основной объект разработки НГДУ «Иркеннефть», вступил в завершающую четвертую стадию разработки, характеризующуюся высокой обводенностью и высоким водо-нефтя-ным фактором. Накопленный ВНФ по площади составил 2,027. Среди площадей Ромашкинского месторождения это четвертое место после Карамалинской, Восточно-Лениногорской и Холмовской площадей. В целом по Ромаш-кинскому месторождению ВНФ составляет 1,69.
На площади пробурено 2357 скважин или 89,7 % от утвержденного проектного фонда. В действующем фонде числится 995 добывающих и 587 нагнетательных скважин
или 64,9 % от пробуренного фонда. Плотность сетки скважин по пашийскому горизонту Абдрахмановской площади достигла 12,7 га/скв. (при проектной - 10,6 га/скв.), это самая высокая плотность по площадям Ромашкинского месторождения.
Средний дебит нефти по горизонту на сегодняшний день снизился до 2,58 т/сут. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 123,9 %.
В НГДУ «Иркеннефть» самый высокий процент обводненности по ОАО «Татнефть» - 92,6 %, что объясняется высокой обводненностью пашийского горизонта (94,0 %). Как положительный факт, необходимо отметить то, что обводненность по площади за последние пять лет стабилизировалась на уровне 92,6 - 93,0 %.
Пластовое давление по горизонту Д1 за последние пять лет сохраняется на уровне 16,0 МПа с тенденцией к росту, давление на забое добывающих скважин постепенно возрастает и на 1.10.2003 г. составило 11,3 МПа.
На залежи №9 бобриковского горизонта в общем фонде находится 422 скважины. Из продуктивных отложений на 1.01. 2003 г. отобрано 59,0 % от НИЗ, при ВНФ - 1,12. Обводненность добываемой продукции составила 72,9 %. Фактическая плотность сетки скважин равна 17,4 га/скв при проектной - 14,7 га/скв.
На залежах горизонтов ДП-Д1У в общем фонде числится 73 скважины. Из продуктивных отложений живетского яруса отобрано 95,8 % от НИЗ, при ВНФ - 11,1. Обводненность добываемой жидкости достигла 96,7 %. Текущий КИН составил 0,417 при проектном 0,433. На залежах горизонтов Д^-Д, имеются перспективные запасы категории С2, которые необходимо переводить в промышленные категории.
Разработка пяти объектов НГДУ ведется с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного, при-контурного, очагового и линейного заводнения. Единичные скважины заволжского горизонта и фаменского яруса эксплуатируются на естественном режиме.
Результаты расчетов прогнозных извлекаемых запасов
» - р- н |
площади ш
□ ТИЗ млн.т. ■ Выработанность от НИЗ % □ Обводненность, % □ ВНФ %
Рис.1. Состояние выработанности площадей Ромашкинского месторождения.
3 (22) 2007
^ научно-техническим журнал
Георесурсы
Рис. 2. Диаграмма распределения накопленного отбора и остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам НГДУ «Ир-кеннефтъ».
Накопленный отбор нефти
2,8% 0,8%
□ пашийский гор-т
96,3%
I 9 залежь □ Д2-Д4 □ прочие
Остаточные запасы нефти
7,4%
0,3%
□ пашийский гор-т О кизеловский гор-т
■ 9 залежь I заволжский гор-т
72,6%
] Д2-Д4
] фамеиский ярус
и водо-нефтяного фактора по характеристикам вытеснения Назарова, Камбарова, Сазонова показывают, что проектная нефтеотдача 0,531 д.ед. по горизонту Д1 Абдрахма-новской площади достижима при поддержании отбора жидкости на современном уровне эксплуатации скважин в среднем до 98,5 % обводненности. ВНФ при этом может достичь величины в среднем равной 4. Для поддержания постоянства отбора жидкости необходимо, как минимум, поддержание действующего фонда скважин на постоянном уровне за счет бурения новых скважин и проведения капитального ремонта на скважинах, вышедших из эксплуатации по техническим причинам.
По залежи № 9 по трем характеристикам вытеснения проектная нефтеотдача 0,468 д.ед. пока недостижима. Для ее достижения необходимо провести мероприятия по увеличению фонда скважин, совершенствованию системы разработки и контролю за регулированием отборов жидкости и закачки воды, осуществить ГТМ по вовлечению в активную разработку запасов линз, тупиковых зон.
По залежам Д^Д, утвержденная нефтеотдача 0,433 д.ед. будет достигнута при обводненности, несколько превышающей 96 % и водо-нефтяном факторе, равном 11.
По использованию методов увеличения нефтеотдачи пластов НГДУ «Иркеннефть» является одним из лидирующих подразделений ОАО «Татнефть». Относительная добыча нефти за счет МУН выросла с 9,7 % в 1998 г. до 28,3 % в 2002 г. и является максимальной по ОАО «Татнефть».
Анализ состояния работ в области подземного и капитального ремонта показал, что эксплуатационный фонд скважин к концу 2002 г. увеличился до 1425 скважин, в т.ч. низкорентабельный фонд скважин составляет около 900 скважин, а объемы выполняемых ГТМ явно недостаточны для снижения данного фонда с достаточной технологической и экономической эффективностью. Малодебитный фонд скважин составляет около 400 скважин или 28 % от общего фонда. При этом 35 % малодебитного фонда скважин эксплуатируют низкопроницаемые и малопродуктивные коллектора при пониженных пластовых давлениях.
Выводы:
- по результатам анализа геолого-геофизического и геолого-промыслового материала необходимо усилить работы по выявлению и наращиванию запасов по категории С2 в карбонатном девоне и карбоне;
- перспективы развития нефтедобычи в лицензионных
границах НГДУ связаны в основном с освоением залежей нефти горизонтов Д2-Д4, карбонатных отложений турней-ского, заволжского и фаменского горизонтов нижнего карбона и терригенных отложений тульского горизонта. Но основными объектами разработки на прогнозный период все же остаются продуктивные отложения пашийского и бобриковского горизонтов;
- проведенный анализ эффективности разработки по характеристикам вытеснения показал, что по пашийско-му горизонту и живетскому ярусу проектная нефтеотдача достижима, а по залежи № 9 бобриковского горизонта требуются дополнительные мероприятия;
- в районах со стабильными низкими пластовыми давлениями по горизонтам Д 1 и С1вв необходимо проводить работы по совершенствованию системы заводнения, при необходимости - строить новые объекты по закачке воды;
- в связи со снижением средней приемистости нагнетательных скважин необходимо улучшить подготовку сточной воды на Карабашской УКПН и Кама-Исмагиловской УПВСН, УПС-1, УПС-2, УПС-3, в особенности от КВЧ;
- на участках с низкопроницаемыми коллекторами для целей ППД преимущественно использовать пластовую воду, пластовое давление поддерживать на уровне первоначального;
- для повышения охвата пластов заводнением и увеличения коэффициента вытеснения на поздней стадии разработки объектов необходимо дальнейшее применение хорошо зарекомендовавших себя в НГДУ гидродинамических и физико-химических методов, таких как циклическое заводнение, виброволновое и имплозионное воздействие, ВУС, КПАС, биополимеры, СПС, ПДС, также следует применять и современные технологии (составы на основе нефелина, целлюлозосодержащих материалов, микробиологическое воздействие), также новые методы во-доизоляционных работ.
Казань: Изд-во «Фэн», 2006. - 320 с.
АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Минерально-сырьевая база Республики Татарстан
P.C. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, В.Б. Либерман, И.Е. Шаргородский, Р.Н. Хадиуллина, С.Е. Войтович
В работе исследованы динамика развития, современное состояние, проблемы и перспективы развития минерально-сырьевой базы всех видов полезных ископаемых Республики Татарстан - топливно-энергетических, негорючих твердых нерудных, связанных с подземными водами, а также ру-допроявлений. Показаны особенности размещения минерального сырья. Охарактеризованы запасы, ресурсы, степень их освоения, уровни добычи полезных ископаемых. Рассмотрен общий минерально-сырьевой потенциал республики. Оценена стоимость'извлекаемых запасов и ресурсов. Работа предназначается в качестве справочного пособия для геологов, студентов ;ВУЗов _ и широкого круга читателей.
ISBN 5-9690-0056-6
|— научно-технический журнал
I еоресурсы з (22) 2007
