- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
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