Особенности геологического строения и геологические основы разработки Березовской площади

Показатели  степени неоднородности пластов кыновского и пашийского горизонтов представлены в таблицах 2.6, 2.7. Пласт Д₀ характеризуется наиболее высоким коэффициентом песчанистости, равным 0,925 и низким коэффициентом расчлененности (1,334), так как в основном по разрезу он представлен одним, в редких случаях двумя или тремя пропластками. По блокам средние значения коэффициента расчлененности различаются незначительно и составляют: по I - 1,314, II  – 1,354 и III – 1,355. Горизонт Д_I имеет более неоднородное строение, что подтверждается  коэффициентами  песчанистости и расчлененности, которые составляют  0,580 и 3,9, соответственно. Рассматривая параметры зональной неоднородности, такие как вероятность вскрытия коллектора и коэффициент выдержанности, видно, что наибольшими значениями характеризуются пласты Д₀ (0,954, 0,969),  «гд» (0,930, 0,945), «в» (0,815, 0,821), «а» (0,743, 0,797). Пласты зональных интервалов «б₁-б₃», характеризующиеся меньшими величинами (от 0,697 до 0,511 и от 0,757 до 0,596), являются  более прерывистыми по характеру площадного распространения.

Коллекторские свойства пашийско-кыновских  отложений площади приведены  в таблице 2.8. В целом по площади параметры коллекторских свойств характеризуются следующими величинами: средневзвешенные по толщине коэффициенты пористости и проницаемости равны 0,204 д.ед. и 0,656 мкм², а средневзвешенный по толщине и пористости коэффициент нефтенасыщенности – 0,801 д.ед. По пластам средневзвешенные значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности близки между собой. Однако, если их рассматривать по выделенным группам пород, то наиболее лучшими характеристиками обладают высокопродуктивные породы-коллекторы. Так, если средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности высокопродуктивных отложений составляют, соответственно, 0,222 д.ед., 0,961 мкм², 0,845 д.ед., то по высокопродуктивным глинистым они равны 0,191 д.ед., 0,302 мкм², 0,750д.ед., а по малопродуктивным - 0,153 д.ед., 0,078 мкм², 0,673 д.ед.

Статистические ряды распределения  проницаемости продуктивных отложений  Березовской площади, представленные в таблице 2.9, получены при расчетах на АРМ «Лазурит». Анализируя данные геофизических исследований видно, что около 12% случаев от общего количества определений составляют малопродуктивные коллекторы, интервал проницаемости которых изменяется от 0,05 мкм² до 0,1 мкм². Наибольшее число определений (21,4%) представлено группой коллекторов с проницаемостью 0,850 – 0,900 мкм². Коллекторы, проницаемость которых выше 1,000 мкм², составляют около 17% от общего  количества определений. Исходя из приведенных в таблице данных,  можно сделать вывод о высокой неоднородности пластов Березовской площади.

 

 

 

1.3. Тектоника

 

В тектоническом отношении залежь приурочена к Южному куполу Татарского свода, являющегося структурой I порядка. В целом для залежи характерно пологое погружение сводовой части к крыльям структуры. Однако, на западном крыле, где расположена Березовская площадь, наблюдается крутое падение слоев, угол наклона которых составляет около 3⁰ . Данная особенность в строении обусловлена наличием узкого по ширине с амплитудой до семидесяти метров Алтунино-Шунакского прогиба, разделяющего Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения.

 

 

 

1.4. Нефтегазоносность

 

В 2008году на площади пробурено 3 скважины. ВНК на вновь пробуренных скважинах не был вскрыт.

             По ранее пробуренным скважинам подтверждается понижение уровня ВНК на площади от юга к северу. По нижним пластам уровень ВНК в основном ниже среднего по Березовской площади.  Наблюдается дальнейшее обводнение пластов закачиваемой водой. На третьем блоке обводнение скважин происходит в основном закачиваемой пластовой водой.     

                                              1.5. Водоносность

Начальные пластовые  давления составляют в среднем 11,5 МПа. Воды в отложениях напорные. Режимы залежей, приуроченные к этим отложениям, упруго-водонапорные. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация колеблется в пределах от 201 г/л до 264 г/л, плотность – от 1140 кг/м³ до 1170 кг/м³, вязкость – от 1,57*10^-3 Па*с до 1,8*10^-3 Па*с. По преобладающим компонентам пластовые воды являются хлоридно-натривыми высокоминерализованными рассолами с содержанием ионов хлора от 126 г/л до 161 г/л, натрия – от 51 г/л до 81 г/л, кальция – от 8 г/л до 19 г/л, сульфатов – от 0,4 г/л до 1,3 г/л, гидрокарбонатов – от 0,02 г/л до 0,7 г/л. Из микрокомпонентов в водах обнаружены йод, бром, бор.

Пластовые воды отличаются значительным содержанием растворенного газа, преимущественно метаново-азотного состава. Газонасыщенность вод изменяется от 0,05 м³/м³ до 1,5 м³/м³, а суммарное содержание углеводородов от 0,01 м³/м³ до 0,7 м³/м³. Отношение суммарного содержания углеводородов к азоту колеблется от 0,2 доли ед. до 2,6 доли ед.

Температура пластовых вод колеблется в пределах от 21⁰С до 24⁰С.

 

 

Глава 2

 

2.1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный   пласт

 

За  отчетный  год  из  продуктивных  пластов  девона извлечено 748,3тыс. т. нефти. Годовой  темп отбора от  НИЗ составил 0,73 %, от  ТИЗ – 6,2%.

Выработка  площади  ведется при внутриконтурном заводнении. На        1.01.2009 г. вовлечено в активную разработку 86,7% от начальных извлекаемых запасов. Вовлечение  запасов  по  пластам  различно (табл. №  28).  Нижняя пачка пластов («б₃», «в», «гд») вовлечена в активную  разработку, в основном, за счет подпора контура нефтеносности. Верхние пласты «До» и «Д1а» вовлечены в разработку, в основном, за счет охвата заводнением. По причине высокой зональной неоднородности менее вовлечен  -  пласт «б₁» (71,4%).

Таблица 1         

Типы коллекторов	Доля извлекаемых запасов
	НИЗ,%	ТИЗ,%
Всего	100,0	100,0
Песчаники	67,0	12,1
Заглинизированные песчаники	17,5	26,4
Алевролиты	7,0	26,3
ВНЗ	8,4	35,2

             

         Исходя из данной таблицы видно,  что структура запасов на площади   изменяется в сторону увеличения  трудноизвлекаемых запасов в алевролитах, заглинизированных песчаниках и   в зоне ВНЗ по нижней пачке.

Таблица 2

Пласты	Доля извлекаемых запасов
	НИЗ,%	ТИЗ,%
До	52,5	21,9
А	20,8	21,2
Б1	7,3	17,5
Б2	9,8	18,0
Б3	6,0	8,5
В	2,6	8,0
ГД	0,9	4,9
Д1	47,5	78,1
До+Д1	100	100

               

             При проведении анализа  остаточных  запасов Березовской площади  по пластам очевиден рост доли  текущих запасов в   нижележащих   пластах горизонта Д1, имеющих  более расчлененное строение, а так же включающих обширные зоны ВНЗ. Так доля запасов в горизонте Д1 только за последний год выросла на 2,6%.  Увеличение обводненности продукции скважин за последние годы происходит в том числе и за счет образования конуса обводнения в нефтенасыщенной части пласта зоны ВНЗ, что требует дополнительных мероприятий по селективной изоляции.  Кроме того, несмотря на  то, что Березовская площадь в основном разбурена, нижняя пачка пластов горизонта Д1 менее изучена по причине бурения коротких скважин  в первые стадии разработки, что затрудняет выработку данных пластов. В 2008 году за счет дострела пластов  верхней пачки  и внедрения ОРЭ  на 5 скважинах было дополнительно добыто 0,7 тыс.тонн нефти, внедрено ОРЭ и З на скважине №32940 с эффектом 0,06тыс.тонн и ОРЗ на 5 скважинах с эффектом 1,4 тыс.тонн.

Активно вырабатываются горизонт  Д₀ и пласт «а» горизонта Д₁. На их долю приходится 82,7% от годового объема  добычи нефти (табл. № 3).

пласты	Нефть,млн.т		Темп от НИЗ,%		На 1.1.2009года
	2007	2008	2007	2008	Нефть,млн.т	Отобр.от НИЗ,%
До	0,475	0,482	0,9	0,9	51,172	95,3
А	0,117	0,131	0,5	0,6	18,843	88,6
Б1	0,039	0,033	0,5	0,4	5,494	73,3
Б2	0,054	0,057	0,5	0,6	7,937	79,4
Б3	0,031	0,031	0,5	0,5	5,193	84,2
В	0,016	0,014	0,6	0,5	1,754	65,8
ГД	0,0006	0,000	0,1	0,0	0,367	39,7
Д1	0,258	0,266	0,5	0,6	39,587	81,6
До+Д1	0,7327	0,748	0,7	0,7	90,7596	88,8

                                                                                                                                                                                                                                                  

С начала разработки отобрано по объекту 90759,6 тыс. т, в т.ч. 29201 тыс. т нефти из скважин сверхосновного фонда (32,2 %). Основная добыча нефти приходится на горизонт Д₀ и пласт «а» горизонта Д_I - 70015 тыс. т (77,1%). По остальным пластам она не превышает 5 -7  млн. т.  Такая же неравномерность  выработки наблюдается по коллекторам. Интенсивность выработки уменьшается от песчаников  к алевролитам.

 Из песчаников  с начала разработки  отобрано  67155 тыс.т  (или 98% от НИЗ),  глинистых песчаников - 14836тыс. т   (83,1% от НИЗ),  алевролитов - 4196 тыс. т (58,3% от НИЗ),  ВНЗ - 4572тыс. т  (53,2%),  13578 тыс. т запасов не вовлечены в активную разработку,  в том числе 115 тыс. т запасов нефти  остались  неразбуренными, в основном, на  III блоке по горизонту До верхних пластах горизонта Д_I.                

 

2. Фонд скважин эксплуатационного объекта

а) Добывающий фонд.

В 2008 году на Березовской  площади   было пробурено 3 скважины, из них - 2 скважины введены в эксплуатацию на нефть со средним дебитом нефти – 5 т/сут и  обводненностью продукции 11,5%.

 Эксплуатационный  фонд добывающих скважин составляет 41,5% от общего пробуренного на  площади, действующий фонд при  этом составляет 93,6% от эксплуатационного.

Структура добывающего  фонда по состоянию на 1.01.2009  года представлена в следующей таблице №4:

	Категория скважин	Количество  скважин на		+,-
		1.01.2008г.	1.01.2009г.
1	Эксплуатационный  фонд	436	440	+4
	В т.ч.: фонтан	27	25	-2
	ЭЦН	134	126	-8
	СКН	275	289	+14
2	Действующий фонд	395	412	+17
	В т.ч.: фонтан	1	1	-
	ЭЦН	131	126	-5
	СКН	263	285	+22
3	Бездействующий  фонд	41	28	-13
4	Дающие техническую  воду	24	23	-1