Экономическая эффективность применения метода закачки полимерно-дисперсной системы на Зеленогорской площади Ромашкинского месторожден

Таблица 1.7

Свойства пластовых  вод

 
 

     

Таким образом краткая геолого-физическая характеристика Зеленогорской площади выглядит так. Продуктивный горизонт имеет сложное строение. Он  отличается ярко выраженной неоднородностью. В разрезе горизонта Д1 выделяется 8 пластов. Коллекторские свойства пластов изменяются в широких пределах. Средние значения пористости и проницаемости в целом по горизонту Д1 составляют соответственно 19,6 % и 0,326 мкм². Плотность и вязкость нефти в поверхностных условиях в среднем по площади составляют соответственно 858 кг/м³ и 18,9 мПа*с. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 9,9 м. Начальные балансовые запасы нефти составляют 205490 млн.т.

   

Из-за сложного геологического строения пласта возникает  проблема неравномерного продвижения  фронта вытеснения, что приводит к  преждевременному обводнению добыващих скважин и снижению мепов выработки низкопроницаемых пластов. 
 

     

2 Состояние разработки  и выработки пластов

     

     Зеленогорская  площаль Ромашкинского нефтяного  месторождения разрабатывается  с 1953 года. Площадь разбурена по  сетке скважин 600 х 400 м. Площадь разрабатывается путем внутриконтурного блочного заводнения.

     

    Зеленогорская  площадь разделена на три блока  разработки: первый блок занимает 45 % в северной части площади;  второй и третий, примерно равные  по размеру, соответственно северную и южную части юго-западной половины площади .

     

2.1 Характеристика технологических  показателей разработки

     

     В  настоящее время Зеленогорская  площадь находится в третьей  стадии разработки, характеризующейся  прогрессирующим обводнением и  снижением  добычи нефти.

     

Основные технологические  показатели текущего состояния приведены  в таблице 2.1, динамика показателей  разработки показана на рисунке 2.1. Максимальный уровень добычи нефти 3,718 млн.т. был  достигнут в 1967 году при накопленном  отборе 26 % от начальных извлекаемых запасов, обводненности 30,2 %, при коэффициенте текущей нефтеотдачи 0,128. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил при этом - 3,68 %.

     

В последующие  годы началось естественное снижение годовых темпов отбора нефти и рост обводненности продукции. На 1.01.1999г. с площади отобрано 84625 тысяч тонн нефти, что составляет 83,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,412. В 1998 году добыто 529 тысяч тонн или 0,524 % от начальных извлекаемых запасов и 2,57 % от балансовых.

     

Накопленный отбор  жидкости составил 224,6 миллион тонн при водонефтяном факторе 1,65. В последние  годы добыча жидкости уменьшается  в 1995 году она составила 3646 тысяч  тонн. При этом обводненность добываемой продукции составила 85,5 %.

     

Закачка воды в  продуктивные пласты с целью поддержания  пластового давления ведется с 1955 года. С 1985 годовые объемы закачки уменьшались.

     

Накопленный объем  закачки воды на 1.01.99 г. составил 255143 тыс. м³, текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды равна 98,4 %, накопленная – 106,4 %. 
 
 

 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 Таблица 2.1

Состояние разработки Зеленогорской площади 

 
 

     

2.2 Характеристика фонда  скважин

     

Характеристика  фонда скважин на 1.01.99 г. приведена в таблице 2.3.

     

Весь пробуренный  фонд составляет 1110 скважин. Действующий  добывающий фонд в 1998 году насчитывал 473 скважины . При этом плотность сетки скважин по всему фонду равна 16,1 га/скв., по добывающему - 19.9 га/скв. Весь добывающий фонд механизирован, 145 скважин оборудовано ЭЦН, 328 скважина - ШСНУ. Среднесуточный дебит одной действующей добывающей скважины составляет по нефти 2,92 т/сут, по жидкости – 20,1 т/сут.

     

Действующий нагнетательный фонд насчитывает 184 скважин, в том числе 125 переведено из добывающих.

     

В бездействии  находится 71 скважина (10,8 % от действующего фонда)   В консервации находится 10 скважин (1,5 % от действующего фонда).

     

Кроме того на площади 113 скважин добывающих и 29 – нагнетательных ликвидировано, а 14 добывающих и 4 нагнетательных находятся в ожидании ликвидации.

     

Контроль за состоянием пластового давления осуществляется 28 скважинами. Кроме того, на площади  имеются 2 контрольные скважины и 16 скважин, дающих техническую воду.

     

Давление на забое добывающих скважин за время разработки изменялось от 5 до 13,4 МПа. При этом до 1965 года, когда добыча производилась преимущественно фонтанным способом,  оно держалось на уровне около 13,0 МПа. По мере перевода на механизированную добычу оно несколько упало, но затем при увеличении обводненности давление вновь несколько увеличилось. В последние годы оно установилось на уровне 10 МПа.

     

Пластовое давление изменялось от 14,0 до 16,3 МПа. В 1955 году оно  равнялось 15,2 МПа.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 2.3

Фонд скважин  Зеленогорской площади на 1 января 1999 г.

 
 

     

2.3 Состояние выработки  запасов нефти 

     

Состояние выработки  запасов нефти по пластам горизонта Д1 на 1 января 1999 года приведено в таблице 2.4. Содержание начальных запасов по пластам изменяется в соответствии с характером их геологического строения. На нижние пласты «г1», «г2+3» и «д» приходится третья часть запасов (соответственно 20,12 и 1,7 %). По верхним пластам наибольшая их часть (22,5 %) сосредоточена в пласте «а».

     

Наиболее выработанными  являются пласты пачки «гд», по которым  величина текущих КНО меняется от 0,465 до 0,522, в то время как средняя  по площади равна 0,412. Из пластов  верхнепашийских отложений лучше всего вырабатывается пласт «а», имеющий коэффициент нефтеизвлечения 0,402, а менее всего пласты пачки «б» от 0,327 до 0,365. Неравномерно вырабатываются запасы и по типам коллекторов. Наиболее выработанными являются высокопродуктивные неглинистые и глинистые коллектора, на долю которых приходится 56,4 % и 14,2 % всех извлекаемых запасов. Процент отбора при этом составляет 92,3 % и 90,0 %. Самая низкая степень выработки отмечается по малопродуктивным коллекторам, на долю которых приходится 8,3 % извлекаемых запасов.

     

Анализ выработки  запасов и расчеты, выполненные  по методике И.Г.Пермякова показали что величина накопленной добычи нефти по данным НГДУ не соответствует  состоянию разработки площади и  является заниженной на 3344 тысяч тонн, что объясняется несовершенством системы учета отборов нефти.

     

Основные мероприятия  по совершенствованию разработки направлены на вовлечение в разработку запасов  небольших линз, высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов.

     

Остаточные запасы на 1 января 1999 года по площади составляют 12913 тысяч тонн, из них 10692 тысяч тонн (82,8%) сосредоточено в верхней пачке пластов и 2221 тысяч т. (17,2 %) в нижней.

     

Таким образом  исходя из содержания этого раздела  можно сделать следующие выводы. В настоящее время площадь находится на поздней стадии разработки. Добыча нефти ежегодно падает, в 1998 году она составила 529 тысяч тонн, растет обводненность продукции скважин (в 1998 году - 85,5 %). Коэффициент текущей нефтеотдачи составляет в среднем по площади 41,2 %, однако по некоторым участкам наблюдается отставание коэффициента нефтеотдачи. Это объясняется низким охватом пласта заводнением из-за прорывов воды, закачиваемой с целью поддержания пластового давления, по высокопроницаемым пропласткам, при этом нефть, содержащаяся в низкопроницаемых пропластках, извлекается очень низкими темпами. Все это говорит о необходимости применения МУН, позволяющих увеличить охват пласта заводнением.