1.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов.

Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть» [1]. Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти (Таблица 1.3.1) выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 ⁰С и 760 мм.рт.ст.).

Выполненный объем исследований глубинных проб нефти, гпн

Таблица 1.3.1

Площади	Горизонт	Количество
		скважин	анализов
Акташская	Д0	7	9
	Д1	27	37
Ново-Елховская	Д0	11	22
	Д1	65	96
Федотовская	Д1	5	8
Всего		115	172

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей, например, при высоком газосодержании - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и др. Некачественные ГПН обусловлены, главным образом затрудненными условиями отбора в механизированных скважинах.

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской:

сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций до

350 ⁰С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с). В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти (Таблица 1.3.2). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.

Средние параметры основных свойств пластовой

о поверхности нефти

Таблица 1.3.2

Параметры	Средние значения по площадям
	Акташская	Н.Елховская	Федотовская
Давление насыщения, МПа	8,26	8,24	7,84
Газосодержание, м3/т	57,3	53,5	51,9
Пересчетный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пл. нефти, мПас	3,95	3,97	4,5
Плотность пов. нефти, кг/м3 Д0 Д1	862 861	862 863	862 863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6

Содержание гелия в попутном газе по месторождению 0,042 % объем.

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре (рис. 1-3).

Рис.1 Гидродинамические характеристики Федотовской площади, пашийского горизонта

Рис.2 Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта

Рис.3 Гидродинамические характеристики Акташской площади, пашийского горизонта

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³/сут. при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Статистические (первоначальные) уровни устанавливались на абс. отметках 15-25 метров. Первоначальное пластовое давление находилось в пределах 17,3-19,3 МПа, температура недр 36-41 ⁰С.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ново-Елховского местрождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПас. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует (мг/л) бром 605-823; йод-6,6-10; аммоний 173-200; бор-9-18; нафтеновые кислоты- следы, сероводород не обнаружен.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45-74 % от объема, газонасыщение 240-460 см³/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод. О наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75 % от объема), метана до 8,7 %, углекислого газа до 1,6 %.

Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского, татарского ярусов. Воды слабоминерализованные, сульфатно-натриевые и карбонатные и карбонатно-натриевые.

Для закачки в пласты используется вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевые и гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8 кг/м³. поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньшей минерализацией, повышенным содержанием сульфатов и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона.

2. Анализ текущего состояния разработки 2.1 Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности В 2003 году с целью удержания падения добычи нефти проводился большой объем геолого-технических мероприятий: введены из бурения и старого фонда в эксплуатацию 32 скважины за счет чего добыто 24695 тонн нефти при плане 22923 тонн, выполнение 107,7 % (средний дебит одной вновь пробуренной скважины за 2003 год составил 5,0 т/сут при запланированных 5,1 т/сут, в том числе 2 горизонтальные скважины со средним дебитом 6,2 т/сут и 2 скважины с открытым забоем , со средним дебитом 5,8 т/сут); пущены из неработающего фонда 74 скважины и добыто 35808 тонн нефти; провели 631 скважино-операций по оптимизации режимов работы скважин; проведен капитальный ремонт на 359 скважинах ( в т.ч. 188 собственными силами) и добыто за счет этого 12,2 тыс.т нефти; за счет методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) добыто 55,9 тыс.т нефти – наиболее эффективными оказались технологии ГРП, ВДХВ, ПДС; введены 35 новых нагнетательных скважин. В целом геолого-технические мероприятия (ГТМ) выполнены на 105% [2]. На 1.01.2004 года весь пробуренный фонд скважин составил 3265 скважин (таблица 2.1.1) в т.ч. 1726 – эксплуатационный, 766 – нагнетательный, 149 – наблюдательный, 158 – консервированный, 311 – ликвидированный, 139 – в ожидании ликвидации, 7 – дающие тех. воду, 2 – поглощающих, 7 – разведочных. За 2003 год эксплуатационный фонд снизился на 70 скважин, бездействующий снизился на 3, консервированный увеличился на 83, пьезометрический уменьшился на 5.
Изм	Лис	№ докум	Подп.	Дата
Разраб.					Анализ текущего состояния разработки	Лит			Лист	Листов
Пров.

Сравнительный анализ движения фонда скважин

Таблица 2.1.1

Фонд	1.01. 1997	1.01. 1998	1.01. 1999	1.01. 2000	1.01. 2001	1.01. 2002	1.01. 2003	1.01. 2004
Экспл. Доб.скв.	1491	1528	1592	1648	1724	1786	1796	1726
Экспл. Нагн.скв.	515	548	596	631	667	702	740	766
Ввод новых доб. скв.	15	7	13	34	28	40	37	32
В освоении	4	1	3	2	-	2	1	1
Дейст.	1294	1311	1355	1397	1569	681	1664	1597
Бездейств., в т.ч.	193	216	234	249	155	103	131	128
Глубокое	74	65	175	164	115	58	49	52
Дающие продукцию	1174	1234	1224	1274	1418	1605	1600	1561
Простаив.	120	215	131	123	90	76	64	36
В консерв.	416	349	261	206	112	77	75	158
Средний дебит: по нефти, т/сут по жидкости, т/сут	3,65 20,35	3,42 18,19	3,43 17,69	3,30 15,30	3,06 13,66	2,76 12,01	2,88 12,08	3,02 12,32

В целом можно сказать, что эксплуатационный фонд добывающих скважин уменьшился на 70 скважин по сравнению с 2002 годом и на 60 с 2001 годом.

Уменьшение эксплуатационного фонда связано с выводом скважин в консервацию.

Средние дебиты по нефти немного выше по сравнению прошлыми годами, а дебиты по жидкости в сравнении с 1996 годом значительно меньше. Это стало возможным за счет мероприятий направленных на уменьшение доли добываемой воды в продукции скважин.