ХХ1

1.Общие сведения о промысловом объекте.

Азнакаевская площадь расположена в восточной части Ромашкинского месторождения. На северо-западе она граничит с Ташлиярской и Чишминской площадями на западе с Алькеевской и Холмовской, на юге с Карамалинской. В административном отношении расположена в Азнакаевском районе Татарстана. Из населенных пунктов можно отметить г. Азнакаево, села: Сапеево, Тумутук, Уразаево, которые связаны друг с другом шоссейными и грунтовыми дорогами.

В орогидрографическом отношении площадь расположена на водораздельном пространстве реки Ик и ее левого притока Мелли, протекающего в меридиональном направлении. Район описываемой площади характеризуется низким эрозионным рельефом, высотами по отношению к урезу реки Ик до 240 м. Так, для южной части территории весьма характерными формами рельефа являются горы-останцы, типа "столовых гор" эрозионного происхождения.

Климат района является резко выраженным континентальным – суровая, холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру от –13,7 С до –14,4 С. Абсолютный минимум температуры достигал в некоторые годы –49 С. Наиболее теплым месяцем является июль. Средняя месячная

Температура колеблется от +18,5 С до +20,5 С.

Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 44 мм), минимальное в феврале (до 12 мм).

По растительному покрову территория относится к зоне лесостепи. Почвы в основном черноземные.

В пределах Азнакаевской площади расположены месторождения нефти, строительных материалов, таких как известняки, гипс, песчаники, гравий, суглинки.

Условия водоснабжения месторождения благоприятные. Основным источником водоснабжения являются реки Ик и Кама.

Электроэнергией район снабжается от Куйбышевской ГЭС, Заинской и Уруссинской ГРЭС, входящих в систему РУЗ «Татэнерго».

Для района характерно наличие отраслей нефтедобывающей, строительно—монтажной индустрии и сельскохозяйственного производства.

2. Геолого – физическая характеристика промыслового объекта.

2.1 Характеристика геологического строения.

Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях — горизонты Д IV, Д III,Д II живетского яруса, Д I- пашийского, ДО - кыновского горизонтов франкского яруса, тульско- бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях).В горизонтах Д IV, Д III,Д II терригенного девона залежи в основном. пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологические экра-нированные (ДII со- держат в подошве воду.)В бобриковском горизонте на Азнакаевской площади также выявлен ряд залежей нефти, который находится в промышленной разработке. Кол лекторами нефти являются мелко - и крупно — зернистые песчаники и алевролиты. Пористость их достигает 30% (В среднем 18. . .24%), проницаемость в большинстве случаев превышает 0,I мкм², достигая 0,4мкм². Залежи от носятся, в основном, к пластовым сводовым. Средний дебит нефти составляет 2...З т/сут.

Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 3,0...4,0 мПа*с) газовый фактор значительно ниже (10...272 м³/т). В газе содержится свободный сероводород (3,9...10,8%).

В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях по род и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах — пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известки.

Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонтов. Так, на долю этих отложений приходится 72,6% потенциальных и 87,1% разведанных геологических ресурсов месторождения.

Между Азнакаевской и примыкающими к ней с востока и юга

Павловской и Ю. Ромашкинской площадями также не существует

структурной границы или иной границы геологического порядка :Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнета тельных скважин на 26м ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах. В центральном разрезающем ряду отметки подошвы «верхнего известняка» обычно на 1...8 м выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах. При этом для всего плоского структурного плана в пределах Азнакаевской площади характерно его осложнение незначительными локальными погружениями и поднятиями, имеющими амплитуду 3...10 м.

В целом по площади 7,5% скважин имеют абсолютные отметки подошвы «верхнего известняка» минус 1430...1439,9 м; 55% скважин (больше поло вины) минус 1440,0...1449,9 м; 34% скважин - минус 450...1459,9 м и 2,6%скважин - минус 1460...1463,0 м.

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Исследования глубинных проб нефти пласта ДΙ ( приведённые в таблице №1 ) показывают, что давления насыщения изменяются по площади от 89.4 до 94.7 МПа ; коэффициент сжимаемости в интервале от 175 до 100 атм - от 8,59х10 до 10.27х10 атм ; объемный коэффициент от 1.1423 до 1.1787 ; газовый фактор приведенный к 20°С от 54.2 до 61.1 м³/т ; удельный вес дегазированной нефти от 0.8664 до 0.8730 г/см³; вязкость пластовой нефти от 2.9 до 4.5 сП

Минеральный состав пластовых вод представляет собой крепкие

рассолы хлор-кальциевого типа, с общей минерализацией 262 –

282 г/л, плотностью 1.182 -1.191 г/см³ и вязкостью в сред. 1.94 сП . (при 20 °С в поверхностных условиях). Они характеризуются отсутствием или незначительным содержанием сульфат-ионов до 73 мг/л, и гидрокарбонат — ионов - до 24 мг/л.

Из микрокомпонентов присутствует йод —6-8 мг/л, бром — 920 -1050 мг/л, бор—10-12 мг/л.

В естественных, не нарушенных разработкой условиях, газонасыщенность пластовых вод составляет 0.23-0.40 г/л. В составе водо-растворенного газа преобладают азот и метан. Содержание углеводородных газов несколько превышает 50% объемных.

В нарушенных разработкой условиях, в частности, при закачке пресных вод с целью ППД, общая минерализация пластовых вод снижается до 150 г/л и ниже, а также снижается плотность (до 1.1г/см³) и вязкость воды.

При наличии в закачиваемой пресной воде сульфат сульфат- вос-

танавливающих бактерий, при взаимодействии с нефтью в результате процессов биохимической сульфатредукции вблизи забоев нагнетательных скважин образуется сероводород. Содержание растворенного в воде сероводорода в этом случае достигает 30-90 мг/л. При подтягивании этой воды к эксплуатационным скважинам увеличивается скорость коррозии нефтепромыслового оборудования.

Таблица №1

№	Наименование показателей	Номера скважин						Сред нее по 5 скв
		2619	4306	4401	4579	4277
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Температура, С0	40	37	40	40	40	40
2	Давление насыщения, МПа	92.2	89.4	94.4	94.4	93.2	93.4
3	Коэф. сжимаемости нефти в инт-ле 175- 100 атм, х10атм	9.43	9.51	8.59	8.59	10.27	9.72
4	Объемный коэффициент	1.142	1.174	1.158	1.158	1.173	1.1654
5	Газовый фактор м3/т, приведённый к 0° С к 20° С	50.5	53.5	54.8	54.8	56.9	54.4
		54.2	57.4	58.8	58.8	61.1	58.4
6	Плотность пластовой нефти при 175 атм. г/см3	0.816	0.794	0.81	0.81	0.799	0.8049
7	Плотность газа при 20° С приО°С	1.33 1.43	1.33 1.43	1.31 1.41	1.31 1.41	1.3 1.39	1.33 1.3
8	Удельный вес разгазированной нефти, г/см3	0.869	0.866	0.872	0.872	0.869	0.87
9	Вязкость пласт нефти в сП при 175 атм	2.86	-	-	-	4.5	3.7