- •Альметьевский государственный нефтяной институт
- •Геологическая часть
- •Технологическая часть
- •Общие показатели разработки нефтяных площадей
- •Геологическая часть
- •1. История открытия и разведки месторождения
- •1. Разработка всех пластов эксплуатационного объекта одной сеткой скважин;
- •3.Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1. Характеристика геологического строения
- •Средние отметки начального положения внк по блокам Ново – Елховского месторождения
- •3.2 Основные параметры пласта
- •3.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтеотдача
- •Граничные значения пород - коллекторов и их классификация для горизонтов д 0 и д 1 Ново – Елховского месторождения
- •3.2.2 Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность.
- •Средневзвешенные параметры коллекторов по Ново-Елховскому месторождению
- •3.2.3 Показатели неоднородности пластов.
- •Свойства и состав нефти, попутного газа и воды
- •Расчленённость разреза продуктивных отложений горизонтов д0 и д1 Ново – Елховского месторождения
- •3.3 Физико-химические свойства флюидов.
- •3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.
- •Физико-гидродинамические характеристики.
- •Запасы нефти и растворенного газа.
- •3.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды.
- •Технологическая часть
- •Общие показатели разработки нефтяных площадей
- •1.1. Ввод новых скважин из бурения и освоения
- •1.2. Состояние пробуренного фонда
- •1.2.1. Эксплуатационный фонд
- •1.2.2. Нагнетательный фонд
- •1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин.
- •1.3. Добыча нефти в нгду «Елховнефть» за 2005 год добыто 1492,6т.Т. При нормах 1460т.Т. План по добыче выполнен на 102,2%.
- •1.4 Добыча газа
- •1.5 Обводненность продукции и скважин, добыча воды
- •Закачка воды
- •2. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин.
- •2.1. Капитальный ремонт скважин.
- •С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин в отчетном году произведено 8 обработок призабойной зоны.
- •2.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.2.1.Гидродинамические методы с применением современных технологий.
- •Радиальное вскрытие пласта.
- •2.2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.3. Текущий ремонт скважин
- •2.4 Геолого-технические мероприятия по улучшению использования фонда
- •3 . Состояние и мероприятия по улучшению разработки
- •Выполнение проектных показателей по фонду скважин, плотность сетки скважин.
- •Эксплуатационный фонд
- •Нагнетательный фонд
- •3.2. Состояние пластовых давлений девона и верхних горизонтов
- •Ново-Елховская площадь
- •3.3 Динамика контуров нефтеносности и внк
- •3.4. Состояние выработки по блокам, пластам, залежам продуктивных горизонтов
Физико-гидродинамические характеристики.
Коллекторы сложены мономинеральными породами, глинистость в среднем составляет 2%. Коллектор гидрофильный. Вся добытая нефть с месторождения извлечена за счет заводнения, причем, в основном, за счет вытеснения нефти пресной водой. Заводнение коллекторов пластовой водой преобладало в первые годы разработки. В настоящее время преобладают процессы вытеснения нефти пресной смешанной водой. Поэтому характеристики вытеснения нефти водой являются основными для месторождения.
Определение коэффициента вытеснения нефти водой по керну проведены единичным образом, которые не характеризуют весь диапазон набора проницаемости. Учитывая, что в лаборатории моделировать эти процессы крайне сложно, особенно соблюсти подобие пластовым условиям, поэтому большой интерес представляет анализ керна из заводненных зон на содержание остаточной нефти. Наряду с этим проводился анализ керна на содержание остаточной нефти, поднятой из нефтенасыщенных пластов, но в процессе отбора, который, естественно, был промыт фильтратом бурового раствора. Всего из заводненных зон было исследовано 129 образцов и 655 образцов керна, промытых фильтратом бурового раствора.
Содержание остаточной нефти для керна, промытой фильтратом не зависит от проницаемости коллектора и равно 26,68. Для керна промытого пресной закачиваемой водой, отмечается некоторое уменьшение содержания остаточной нефти при увеличении проницаемости. В целом можно заключить, что в пласте остается, в среднем, 20 – 25% нефти, практически, независимо от проницаемости коллектора.
Характер промывки фильтратом бурового раствора можно оценить как разовую, однократную, а для случаев заводненных пластов степень промывки значительно больше и ее можно рассматривать как оптимальную. К тому же скважины, из которых отбирался керн, попадают на заводненные участки пластов, расположенные в различных геолого-технических условиях, и через которые прошли различные объемы воды, определить которые крайне трудно. Из – за различий в степени промывки для пластов, промытых пресной водой, содержание остаточной нефти несколько меньше (19 – 24%), чем для керна, промытого фильтратом, что и должно быть.
Имея две зависимости – остаточная вода – проницаемость и остаточная нефть – проницаемость, получаем зависимость Ков+он - К. Соотношение (1-Ков-Кон) характеризует содержание в породе подвижной нефти, которую возможно вытеснить водой. Отсюда получаем коэффициент вытеснения нефти водой:
где Ков – коэффициент остаточного водонасыщения, Кон- коэффициент остаточного нефтенасыщения, Кн. - коэффициент начального нефтенасыщения.
Запасы нефти и растворенного газа.
Пересчет запасов нефти по месторождению был выполнен в 1985 г., запасы утверждены ЦКЗ Миннефтепрома и положены в основу при составлении данного проекта.
Запасы нефти подсчитаны по площадям, пластам, нефтяной зоне и ВНЗ, а также классам коллекторов. При обосновании подсчетных параметров (пористости и нефтенасыщенности) получено, что определенный класс коллектора характеризуется своими значениями параметров независимо от принадлежности к тому или иному пласту или зоне, и площади. Приняты следующие значения параметров:
Класс коллектора |
Коэффициенты |
|
|
Пористость |
Нефтеносность |
1 |
0,16 |
0,8 |
2 |
0,2 |
0,8 |
Значения коэффициентов, учитывающих свойства нефти, приняты следующие:
Объект, площадь |
Плотность нефти, кг/м3 |
Объёмный коэффициент |
Поверхностные условия, в тоннах |
Д по месторождению |
862 |
1,137 |
0,7581 |
Федотовская площадь |
863 |
1,137 |
0,759 |
Коэффициент нефтеотдачи был утвержден ГКЗ СССР 0,543 в целом по месторождению с указанием по его уточнению при проектировании разработки. Пересчет запасов 1985 г. показал, что по месторождению это значение нефтеотдачи менять нет оснований, поэтому также принят равным 0,543. Однако, учитывая различие площадей по продуктивности из – за различий в доле хорошо проницаемых коллекторов и соотношения НЗ и ВНЗ, была проведена дифференциация коэффициента нефтеотдачи:
Площади |
Класс коллектора |
Зоны |
|
НЗ |
ВНЗ |
||
Федотовкая |
1 |
0,5 |
0,43 |
|
2 |
0,6 |
0,46 |