Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

1.4 Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

– в застойных зонах однородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).

Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т

Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

 Скачать реферат