Общие сведения о месторождении

СПБГУАП / Санкт-Петербург

рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по

204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.

Промыслово-гидродинамические исследования пластов (ГДИ)

проводились ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть», ООО «СамараНИПИнефть»,

ООО «Контроль-Сервис», ООО «СИАМ-Мастер». Расчет проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин:

на Западно-Коммунарском поднятии - по результатам исследований 11

скважин.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

Отобраны и изучены восемь глубинных проб из скважин 56 (четыре пробы), 58, 60 (две пробы), 64 и тринадцать поверхностных проб: двенадцать из вышеперечисленных скважин и одна из скважины 200.

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким - с динамической вязкостью

1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре -

8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м3/т.

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор -

60,10 м3/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

Вгазе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании

врабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71%, азота 8,66%, сравнительно много гелия - 0,124%. Мольное содержание метана - 46,99%, этана - 18,45%, пропана - 16,75%, высших

СПБГУАП / Санкт-Петербург

углеводородов (пропан + высшие) - 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,986, а теплотворная способность - 49622,0 кДж/м3.

Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82%), малосмолистая (2,58%), парафиновая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С - 53,0%.

Подсчет запасов нефти и газа

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Qбал = F * h * m * ρ * λ (1.1)

Qбал - это балансовые запасы, тыс. т

F - площадь нефтеносности - 6005 тыс. м2

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10,4 м m - коэффициент пористости - 0,16 доли ед.

λ - коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 доли ед.

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,811 т/м3

- пересчетный коэффициент - 0,868 доли. ед

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Qбал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс. т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Qизвл = Qбал х К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624 доли ед

Qизв = 6190 х 0,624= 3863 тыс. т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011 г. составят

Qбал. ост = Qбал - Qдоб (1.3)

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс. т.

Qост. бал.= 6190 -2172 = 4018 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011 г. составляет

Qизвл.ост. = Qизвл - Qдоб (1.4)

Qизвл.ост = 3863-2172= 1691 тыс. т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.

V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн. м3

Г - газовый фактор по пласту - 72,9 м3.

нач.изв = Qизв. нач х Г = 3863 х72,9 = 281,6 млн. м3

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011 г.

Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м3

Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн. м3

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, МалоМалышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо

всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р.

Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от

+45,8 м до 111,8 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина

проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти,

изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных

прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ВНК принят на абс. отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах

56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (- 3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 (скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким - с динамической вязкостью

1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре -

8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м3/т, проницаемость - 0,1859 мкм2,

пористость - 17%

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор -

60,10 м3/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

Начальные балансовые запасы нефти - 6190 тыс. т, начальные извлекаемые - 3863 тыс. т. Остаточные балансовые запасы нефти - 4018 тыс.

т., извлекаемые - 1691 тыс. т.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

2. Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

До 1990 г. все поднятия Западно-Коммунарского месторождения считались самостоятельными месторождениями, и соответственно проектные документы на разработку составлялись отдельно по поднятиям и в разные годы. В 1990 г. принято решение об объединении собственно Западно-

Комунарской, Чаганской, Мало-Малышевской, Пеньковской, Можаровской и Шарлыкской площадей в единый объект разработки по сходству геологического строения и положению к системе сбора (протокол геолого-

технического совещания «Куйбышевнефть» от 6.01.90 г.).

За весь период разработки месторождения составлены следующие проектные работы:

В 1988 году был составлен ТЭС ОКН протокол №37 - «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII Западно-Коммунарского месторождения». Первым проектным документом на разработку залежей пластов А4 и ДIII

является «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII», выполненный в 1988 г. Согласно этой работы, на залежь пласта А4 предусматривалось бурение 3-х проектных скв. 81,82,83 с вводом их в эксплуатацию в 1990 г., расстояние между скважинами 400 м, залежь пласта ДIII рекомендовалось разрабатывать двумя скважинами: разведочной 56 и проектной 84 с расстоянием между скважинами 400 м, ввод скв. 84 был запланирован на 1991 г.

В 1990 году был составлен ТЭС ОКН протокол №7 «Технологическая схема Западно-Коммунарского месторождения». В 1990 г. была составлена «Технологическая схема», в которой рассматривались вопросы разработки пластов А4, Б2, ДIII. К моменту составления техсхемы на куполе были пробурены 3 разведочные скважины 58,60,64, по данным бурения которых были уточнены структуры пластов А4 и ДIII.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

По пласту ДIII было рассмотрено два варианта разработки, предусматривающие бурение 11 проектных скважин: 84,91,92,93,94,95,96,97,98,99,100. К реализации был рекомендован 2 вариант

- с применением очагового заводнения в 4 скважины (60,56,58,100). Согласно этой работы, на залежь проектировалось бурение двух

проектных скв. 121,122 по треугольной сетке 300х300 м; кроме того, к бурению была утверждена одна резервная скважина. Вопрос о поддержании пластового давления должен быть решен по итогам пробной эксплуатации залежи.

В 2000 году был составлен протокол ЦКР №2923 «Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Коммунарского месторождения», выполненного институтом «СамараНИПИнефть»

Согласно «Дополнения к технологической схеме…» 2000 г. разработка залежи должна была вестись 11 добывающими и 4 нагнетательными скважинами. Для чего в 2002 г. планировался ввод скважины 60 из бездействия, а к бурению утверждены 6 скважин (90,92,93,94,95,97). Бурение скважин планировалось на 2002-2006 гг. В дополнение, из 3 скважин (90,92,94) предусматривается забуривание боковых горизонтальных стволов, с протяженностью горизонтального участка 300 м каждый. Бурение боковых стволов запланировано на 2009-2011 гг. по одному стволу в год. Четыре скважины (56,58,60,100) переводятся под закачку воды с биополимером марки БП-92 (скв. 100 - на 2001 г., скв. 58 - 2003 г., скв. 60 - на 2004 г., скв. 93

- на 2009 г.). Закачку биополимера решено начать после окончания формирования системы заводнения - в 2010 г.

Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «СамараНИПИнефть» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)

На момент составления «Авторского надзора…», остались не

СПБГУАП / Санкт-Петербург

пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011 гг. (всего - 4

скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализируемый пласт ДIII ввелся в разработку в 1988 году вводом в

эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут.

Сетка скважин неравномерная по площади залежи.

Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

-ая стадия (1988-2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством.

На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.

Разработка началась в 1988 году одной разведочной скважиной. С 1989

года началось эксплуатационное разбуривание еще 3 скважин, что привело к резкому росту годовой добычи.

В течение первых четырнадцати лет разработки (1989-2001 гг.) добыча нефти удерживалась в среднем в диапазоне от 64 до 84 тыс. т, несмотря на увеличение действующего фонда скважин за счет ввода новых скважин.

Всего за этот период пребывало в эксплуатации до 8 скважин. С 2002 года наблюдается рост годовых уровней отбора в связи с изменением режимов работы скважинного оборудования и проведением геолого-технических мероприятий.

В 1998-2000 гг. по скважине 91 проводились ОПЗ ПАВ и горячей нефтью. В 2003-2004 гг. на 5 скважинах (58,91,94,95,200) проведено ГРП,

после которого, на скважинах 58,91,95 получено увеличение дебита нефти в

СПБГУАП / Санкт-Петербург

1,5 - 3,4 раза и снижение обводненности на 5-20%.

Организация системы ППД по залежи начата на десятом году разработки пласта в 1997 г. Под закачку воды была переведена из добывающего фонда скважина 100, расположенная в южной части залежи. В

1999-2000 гг. нагнетательная скважина 100 находилась в бездействии и закачка воды в пласт не велась. В августе 2004 г. под нагнетание переведена добывающая скважина 60, расположенная на северном крыле залежи.

На конец первой стадии среднесуточный дебит составлял 62,6 т/сут, а

годовая добыча нефти была 219,1 тыс. т, обводненность - 27,1%, темп отбора увеличился до 5,7%.

-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти,

характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД),

добуриваются резервные скважины.

Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год. На этой стадии дебит нефти был максимальный, и составлял 273,6 т.

Обводненность составила 17,8%. Степень выработки составляет 41,7%.

В2004 г. скважина 100 переведена на пласт ДI в качестве добывающей,

авместо нее на южном крыле пласта ДIII под закачку воды была освоена пьезометрическая скважина 69.

-ая стадия (2005-2011 гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.

Обводненность увеличилась и стала составлять 41,5%. Достигнута максимальная степень выработки 56%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.

До 1996 г. разработка велась без ППД. Основными причинами

СПБГУАП / Санкт-Петербург

обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%.

Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта,

и высоким темпом отбора нефти начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось, в среднем, на 4 МПа.

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.

Применение перечисленных технологий на объектах разработки Западно-Коммунарского месторождения в период с 1997 по 2011 гг.

рассмотрим подробно.

. ОПЗ горячей нефтью скважины 91 пласта ДIII (дважды). Результата от обработок нет.

. ОПЗ ПАВ -2 обработки на скважине 91 пласта ДIII. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая - вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 т.т.

. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине 99 пласта ДIII. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м3/сут, а по нефти - с 1,0 до 8,8 т/сут.

Дополнительная добыча нефти - 0,56 т.т.

. На 6 добывающих скважинах пласта ДIII проведен гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003 г. фирмой Шлюмберже. Скважина 68

была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 т.т дополнительной добычи нефти за год от обработки,

значительно увеличить дебит скважин.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.

В настоящее время Западно-Коммунарское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивного нефтяного пласта ДIII. Закачка воды была начата с 2004 г. на Западно-

Коммунарском поднятии в нагнетательную скважину №60.

Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97%. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011 г. составляло 19,7 МПа.