Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии

3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по                   месторождению

 

В 2008 году из продуктивных пластов горизонтов Д₀ и Д₁ отобрано 0,806 млн. тонн нефти, что на 0,004 млн. тонн меньше, чем в 2007году (данные по объекту).

Темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 0,31 % и 2,75% от остаточных извлекаемых запасов, против 0,31 % и 2,68 % в 2007 году.

С начала разработки добыто 234,928 млн. тонн нефти, что составляет 89,16 % от начальных извлекаемых запасов. Из нижних пластов "в", "r1", г₂₊₃", "д" отобрано 94,9 %, 87,4 %, 98,2 %, 97,8% соответственно от начальных извлекаемых запасов. Из верхней пачки горизонта Д₁ а также из горизонта До отобрано: пласт "б₃" - 74,8 %, "б₂" - 52,8 %, "б₁"  - 60,9 %, "а" -46,2 %, До - 51,3 %. За 2003 год темп отбора от НИЗ из песчаных коллекторов - 1 группе - составил 0,28 %, из песчаных - глинистых коллекторов - (1) группе - 1,09 %, из алевролитовых коллекторов (2 группе) -0,39%, из коллекторов контактной водонефтяной зоны - 0, 010 %.

По состоянию на 1.01.2008г. добыто 94,6% от запасов песчаных коллекторов, 53,0 % - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,8% -от запасов алевролитов, 94,1 % - от запасов контактной водонефтяной зоны).

В 2008 году были продолжены активные работы по капитальному ремонту скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказы от обводненных пластов) и организация закачки высокоминерализованной воды в зоны с ухудшенными коллекторами, что позволило, за счет улучшения режима эксплуатации части добывающих скважин, обеспечить перспективу роста добычи нефти по площади в 2008 году. По-разному обстоят дела по блокам в разрезе объекта.

1 блок: Нормы отбора нефти не выполнены на 10 тыс. тонн. Добыто 80 тыс. тонн, т.е. на 7 тыс.тонн меньше, чем в 2007 году. Обводненность в целом по блоку практически осталась на уровне 2007 года (85,4%). Закачка обеспечила отбор жидкости на 11,7 %, как следствие этого, пластовое давление  в зоне отбора выросло на 3ат. (147,7ат.). За счет закачки в нагнетательные скважины 58,488тыс. м³ пластовой воды в 2004 году дополнительно добыли 2,7 тыс.тонн нефти. Однако, в 12 скважинах из-за роста обводненности за 2008 год суммарная добыча нефти снизилась на 44 т/сут.

В начале 2009 года намечено завершить ввод новых скважин, начатых бурением в 2008 году, что позволит ввести в разработку раннее недренируемые запасы и восстановить потерянный темп добычи.

2 блок: Добыча нефти осталась на уровне 2007 года. Обводненность снизилась на 0,6% (87,7%). За 2008 год из водозаборных скважин добыто и закачано в нагнетательные скважины 2 блока 151,050 тыс. м³ минерализованной пластовой воды, что позволило дополнительно добыть 4 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 114%, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3,1 ат. (152,6ат.).

Для увеличения темпов добычи нефти на блоке планируется ввод в разработку слабодренируемых запасов бурением новых скважин.

3 блок: Несмотря на проведенные мероприятия: капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказ от обводненных пластов, ОПЗ), ввод из бурения новых скважин, добыча нефти снизилась на 4тыс.тонн, нормы отбора не выполнены на 9 тыс.тонн. В весенне-летний период на купольных участках блока проводились работы по циклическому отбору закачке воды, за счет чего дополнительно добыто 1,6 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 10,9 % и как следствие, пластовое давление выросло на 2,8ат. (147,2ат.).

По блоку отобрано 93,15% от начальных запасов, обводненность достигла 85,0%, в основном вырабатывается нижняя пачка пластов.

Дальнейшие мероприятия направлены на довыработку нижних высокообводненных пластов и вовлечение в разработку недренируемых запасов верхних пластов.

4 блок: Добыто на 3 тыс. тонн нефти выше норм и на 8 тыс. тонн больше чем в 2007 году. Обводненность снизилась на 0,9 % (78,2%) по сравнению с 2007 годом. Основная причина ввод ранее ведренируемых запасов. Из скважин, введенных из бурения в 2007 году за 2008 год добыто 18,7 тыс.тонн нефти (средний дебит 8,7 т/сут).

В течение года на блоке произведен большой объем работ по капитальному ремонту в нагнетательных и добывающих скважинах

Однако из общего числа 37 эксплуатационных добывающих скважин блока, в 2008 году из-за роста обводненности на 12 скважинах потери нефти составили 24 т/сут.

Закачка обеспечила отбор жидкости на 98,4 %, что выше на 11,4 % по сравнению с 2007 годом.

Из-за выхода из строя ряда нагнетательных скважин пластовое давление по блоку снизилось на 8,1 ат (со 149,4ат до 141,3ат). По этим скважинам в 4 квартале 2008 года выполнены и в 1 квартале 2009 года намечены мероприятия по капитальному ремонту (ликвидация нарушений эксплуатационных колонн, ОПЗ).

Наиболее выработаны запасы блока 6 - 94,67%, блока 3 - 93,15 %, блока 2 - 90,93 % от начальных извлекаемых запасов. Самая низкая выработка запасов нефти на блоке 5 - 70,93 %.

В 2008 году наиболее интенсивно вырабатывались запасы 5 блока, темпы отбора нефти по этому блоку составили 0,53 %.

 

3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте

Разработки

Разработка Миннибаевской площади ведется с поддержанием пластового давления закачкой. На площади внедрена комбинированная система заводне­ния, сочетающая линейное, законтурное, перенос линии нагнетания, дополни­тельное и очаговое.

Линейное заводнение представлено разрезающими линиями нагнета­тельных скважин между площадями: Альметьевской (на севере), Зай-Каратайской (на юге), и Абдрахмановской (на востоке). Всего под закачкой на разрезающих линиях перебывало 65 скважин. Накопленная закачка по этому виду заводнения составляет 40,5% от всего объема воды, закаченной в пласты. Максимальные объемы закачки по разре­зающим рядам приходилось на 70-е годы, когда разработка площади велась только с помощью этого вида заводнения. К настоящему времени скважины разрезающих рядов, в основном, ликвидированы, как выполнившие свои тех­нологические функции.

Линейное заводнение явилось, безусловно, весьма эффективным. Оно позволило вовлечь в разработку основные (67%) запасы нефти эксплуатаци­онного объекта. Однако по мере выработки запасов, постепенной интенсифи­кацией разработки для замедления темпов падения добычи, а также улучше­ния условий выработки запасов за счет изменения направления фильтрацион­ных потоков жидкости в пласте и более полного охвата заводнением эксплуа­тационного объекта возникла необходимость в дополнительном разрезании площади. В проектном документе было принято решение о трехлучевом раз­резании законсервированной части площади и поперечном разрезании цен­тральной части по линии наметившегося естественного разрезания. Всего под закачкой на дополнительных линиях разрезания перебывало 111 скважин. За­качено в эти скважины 29% от суммарного объема воды, приходящуюся на площадь. Исследования проектных документов показали, что дополнительное разрезание оказалось наиболее эффективным для базисной нижней пачки пластов, характеризующихся площадным развитием. Роль на­гнетательных скважин в дополнительных линиях разрезания в последние го­ды уменьшается по мере выработки запасов нефти вышеуказанных пластов.

До 1992 года на площади осуществляется перенос фронта нагнетания ближе к зоне отбора на новые нагнетательные скважины или на добывающие скважины первых рядов, что способствовало увеличению темпов выработки запасов, повышению охвата пластов заводнением. Перенос нагнетания осу­ществлен на 27 скважинах, в которых закачено 4,5% от общего объема воды. Из года в год все большее значение на Березовской площади приобретает оча­говое заводнение. Оно стало применяться, в основном, в третьей стадии раз­работки площади после полного освоения и использования возможностей ли­нейного разрезания, а также выявления недостатков в системе разработки. Очаговое заводнение применяется на участках, изолированных от нагнета­тельных рядов или испытывающих недостаточное воздействие закачки воды из-за слабой гидродинамической связи зоны отбора с линией нагнетания.

Основным объектом очагового заводнения на площади являются верхняя и средняя пачки пластов. На долю этих пластов приходится 49% начальных извлекаемых запасов нефти. Пласты эти, по срав­нению с базисными, менее продуктивны, хуже по проницаемости и толщине, в них выше доля трудноизвлекаемых запасов нефти. С начала внедрения в очаговые скважины закачено 97138 тыс. м³, что составляет 26%о от общего объема закаченной воды на площади.

Внедрение системы заводнения осуществлялось при постепенном повышении давления нагнетания воды в пласт. В начальной стадии проекти­рования Ромашкинского месторождения предусматривалось поддерживать давление на линии нагнетания, равное начальному пластовому. Однако, по­вышение потребностей страны в нефти обусловило необходимость увеличе­ния давления нагнетания выше первоначального пластового. Этот принцип нашел отражение во второй Генсхеме разработки.

Опыт разработки показал, что оптимальным для выработки большей час­ти пластов является давление нагнетания около 15МПа, а для освоения слабо­проницаемых и глинистых коллекторов целесообразнее применять закачку пластовой воды высокой минерализации, сточной воды с минерализацией около 60 - 100 г/л или облагороженной воды при давлениях закачки 10-20 МПа.

В настоящее время на Березовской площади закачка воды ведется при давлениях на устье нагнетательных скважин 7-20 МПа, в зависимости от ти­па пласта-коллектора. Среднее по площади давление на устье нагнетательных скважин равно 12,4 МПа

 

 

Анализ выработки пластов

Ввод недренируемых запасов

       Наличие недренируемых запасов обуславливается как объективными, так и субъективными причинами. К числу первых можно отнести сложность геологического строения залежей, из которых основными являются расчле­ненность, зональная и послойная неоднородность, тектоническая нарушен-ность, а также свойства пластовых флюидов, влияющие на их фильтрацион­ные свойства. Ко вторым относится выделение чрезмерно крупных эксплуатационных объектов, объединяющих пласты с различной геолого-физичес­кой характеристикой, проектирование неоптимальных сеток скважин, несо­вершенство применяемых методов воздействия на пласт, недостатки в сис­теме контроля и регулирования процессов выработки пластов.

Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторожде­ний показывает, что потери нефти в них происходят по различным причинам и могут быть разделены на две основные группы - макро- и микромасштаб­ные.

Макромасгитабные:

- на участках пластов, имеющих худшие по сравнению с окружающими участками фильтрационные свойства («целики» или застойные зоны);

- в худших по фильтрационным свойствам пластах, разрабатываемых совместно с другими пластами, имеющими лучшие свойства;

- в зонах выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);

- в замкнутых линзах и полулинзах при их небольших размерах, сравни­мых с плотностью разбуривания;

- в краевых частях водонефтяных зон при нефтенасыщенной толщине, менее какой-то критической при данной вязкости нефти, так, для терриген-ных толщ девона при вязкости менее 3 мПа с (в пластовых условиях она составляет 2 м и менее);

- в кровельных, часто уплотненных частях продуктивных пластов;

- в зонах между первым рядом добывающих скважин и контуром нефте­носности (если он неподвижен или малоподвижен) при применении только внутриконтурного заводнения («кольцевые» зоны);

- на участках резкого локального увеличения толщины продуктивного пласта;

- в зонах стягивания контуров при рядных системах разработки;

- в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченных разра­боткой;

- в пластах с меньшими, чем в дру­гих, темпами извлечения запасов;

- за счет конусообразования;

- в техногенно измененных в про­цессе разработки коллекторах;

- в пластах с ухудшенными в про­цессе разработки нефтями;

- в техногенно измененных пластах с ухудшенными свойствами нефтей.

Микромасштабные потери возни­кают в обводненных (выработанных) пластах:

- в поровых каналах после проры­ва по ним воды («пленочная» нефть);

- в тонких, менее проницаемых прослоях в обводненных пластах;

- в поровых каналах по причине техногенного изменения свойств нефтей                       

- в процессе разработки;

- в прослоях заводненных пластов из-за техногенного изменения свойств нефтей в процессе эксплуатации.

Природа микропотерь практически не изучена. Обводнение первоначаль­но полностью нефтенасыщенного пласта при продвижении воды происхо­дит в основном так, что единичные каналы с момента появления первой капли воды полностью переходят на подачу чистой воды, в то время, как через остальные поступает чистая нефть. В этом случае первыми должны обводняться каналы, обладающие лучшими фильтрационными свойствами. По мере увеличения числа обводнившихся поровых каналов возрастает об­водненность всей продукции и пласта по толщине.

В настоящее время при проектировании разработки и, прежде всего, опреде­лении конечного значения коэффициента извлечения нефти учитываются не все виды потерь. Некоторые из них объединяются и учитываются каким-либо еди­ным коэффициентом, например, коэффициентом охвата залежи заводнением.

Удельный вес макро- и микропотерь в зависимости от характеристики кол­лекторов и геологического строения продуктивных пластов на каждом мес­торождении будет различаться. Чем более неоднороден пласт по пористости или проницаемости, тем резче должны возрастать микропотери. При объеди­нении нескольких пластов в едином объекте, отличающихся толщиной и нео­днородностью фильтрационных свойств, будут возрастать макропотери.

При разработке месторождений приходится проводить большой объем
работ но вводу в разработку, недренируемых запасов нефти. На это затрачи-
ваются основные усилия производственных коллективов. Так, наибольшая
доля недренируемых запасов приходилась на залежи горизонтов Д₁Д₀ Ро-
машкинского месторождения (составляет 37%)
после разбуривания площадей основной сеткой скважин. Из этого следует чрезвычайно низкий охват пласта 6₁ Миннибаевской площа-
ди заводнением после разбуривания основной сеткой скважин и освоения
запроектированной вначале системы заводнения. На следующем этапе со-
вершенствования системы разработки путем бурения дополнительных сква-
жин и раздельного освоения этого пласта под нагнетание воды удалось не-
сколько улучшить состояние выработки пласта, но слабопроницаемые кол-
лекторы, отдельные линзы песчаников до сих пор не дренируются и требуют
для этого дополнительных ГТМ. Благодаря огромному объему проведен-
ных мероприятий по совершенствованию процессов разработки эта доля за
более чем 50-летний срок уменьшилась на Ромашкинском месторождении
до 11%.

 На практике ввод недренируемых запасов осуществляется путем разук­рупнения эксплуатационных объектов и оптимизации плотности сеток сква­жин в комплексе с совершенствованием системы поддержания пластового давления (ППД).

 

3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин

Для ввода недренируемых запасов и снижения макромасштабных по­терь наиболее широко используется оптимизация плотности сеток скважин. Она производится либо самостоятельно, либо (при выделении чрезмерно крупных объектов) совместно с разукрупнением эксплуатационных объек­тов. Обычно при проектировании разработки выделяются основной и резер­вный фонды скважин.

Бурение резервных скважин преследует две основные цели: достижение запроектированной нефтеотдачи и интенсификацию процесса разработки с целью поддержания уровня добычи или снижение темпов ее падения и обес­печение проектного уровня добычи нефти.

Скважины, бурящиеся с целью достижения проектной нефтеотдачи, можно разделить на три категории.

Разукрупнение эксплуатационных объектов и плотность сетки скважин на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, не дают эффекта без совершенствования системы ППД. Оно осуществляется путем оптимизации размеров выделяемых блоков, применения очагового завод­нения  и в отдельных случаях переноса нагнетания.

3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти

 

Миннибаевская площадь введена в промышленную разработку в 1952 году и уже в 1974 году был достигнут максимальный уровень добычи – 5384,7тыс.т., при этом было отобрано 54,4% запасов, при обводненности 38,3%. Весь период максимальной добычи нефти пришелся с 1972 по 1976гг., где добыча нефти не отпускалась ниже отметки в 5 млн. т. Добыча жидкости в этот период увеличивалась в пределах от 8,5 до 11 млн. м³.