Министерство образования и наукиРоссийской федерации
Министерство образования и наукиРеспублики ТатарстанГосударственное образовательноеучреждение высшего профессионального образования
«Альметьевский государственныйнефтяной институт»
Факультет нефти и газа
Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
на тему: Увеличение нефтеотдачи пластов с применениеммикробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площадиРомашкинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть»
Альметьевск, 2010
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Характеристика геологического строения
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
2. Анализ текущего состояния разработки
2.1 Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности
2.2 Анализ выработки пластов
3. Анализ эффективности применения микробиологическихметодов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях рассматриваемого объектаразработки
4. Определение технологической эффективности
4.1 Выбор участка
4.2 По методу «прямого» счета
4.3 По характеристикам вытеснения
5. Расчет технологических показателей разработки приприменении метода
6. Выводы и рекомендации
Список использованнойлитературы
ВВЕДЕНИЕ
За 40-летний период разработки из продуктивных пластовгоризонта Д1 Западно-Лениногорской площади извлечено 67970 тыс.тнефти, что составляет 95% от утвержденных НИЗ, текущий коэффициентнефтеизвлечения достиг 0,5, обводненность нефти составляет 85,3 %, ВНФ — 1,9.Основное количество нефти отобрано из высокопродуктивных коллекторов -75, 6%, аиз малопродуктивных — всего 7,9%;
Геолого-промысловый анализ показал, что в условиях выявленныхсложных особенностей геологического строения объекта, происходит опережающаявыработка запасов нефти высокопродуктивных песчаников нефтяной зоны изначительно отстает выработка запасов высокопродуктивных глинистых ималопродуктивных коллекторов, в связи с чем за время разработки на площадипроизошло изменение структуры запасов в сторону ухудшения. Если в начальныйпериод разработки извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных коллекторовсоставляли 70,1%, высокопродуктивных глинистых – 21,7%, малопродуктивных – 15,2%запасов площади, то текущие извлекаемые запасы распределились, соответственно, 35,5%,36,3% и 36,2% остаточных извлекаемых запасов площади, т.е долятрудноизвлекаемых запасов выросла.
Из-за неоднородности состава пород и характерараспространения коллекторов по разрезу происходит неравномерная выработказапасов по пластам. Появилась необходимость воздействия на пласты с целью увеличенияохвата пласта и коэффициента вытеснения нефти. Одним из таких мероприятийявляется микробиологическое воздействие.
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Общие сведения о районе работ
Ромашкинское месторождение, одно из десяти крупнейшихместорождений в мире, расположено в центре Волго-Уральской нефтегазоноснойпровинции на юго-востоке Татарстана. В административном отношении площадинаходятся на территории Альметьевского, Лениногорского, Азнакаевского иБугульминского районов Татарии. С севера на юг через месторождение проходитжелезнодорожная ветка от станции Бугульма до станции Круглое поле. Натерритории района широко развита гидрогеографическая сеть. Все реки небольшие:Зай-Каратай, Вязовка, Ик. Рельеф поверхности в значительной мере определяетсяналичием оврагов, балок и долин, образованных действием рек. Абсолютные отметкиего колеблются от +140м до +340м. В пределах района расположен ряд населенныхпунктов, соединенных между собой сетью шоссейных и грунтовых дорог. Климатрайона умеренно-континентальный: холодная зима с сильными ветрами и буранами итеплое лето; переход от зимы к лету быстрый, с неустойчивыми атмосфернымиосадками. Самый холодный месяц – январь, имеющий среднюю температуру минус13-15/>С. В отдельные годытемпература понижается до минус 40 – 49/>С.Средняя температура самого жаркого месяца июля +18+20/>С, максимальные температурымогут достигать +36+38/>С. Порастительному покрову данная территория относится к лесостепной зоне. Впределах района основным полезным ископаемым является нефть. Кроме нефти здесьимеются каменный уголь, строительные материалы: известняки, глины, гипс ипесок.
1.1 Характеристика геологического строения
Наиболее древними образованиями, вскрытыми скважинами,являются породы кристаллического фундамента. Сложены они, в основном, гнейсами,диоритами и диабазами. Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяногоместорождения представлены двумя отделами – средним D2 и верхним D3.
В среднем отделе D2 выделяютсядва яруса – эйфельский D2ef и живетский D2gf.Породы бийского горизонта D2bs эйфельского яруса D2ef ложатся на кристалический фундамент почти по всей южной ицентральной частях Ромашкинского месторождения. На севере месторожденияотложения бийского горизонта установлены в разрезах единичных скважин. Мощностьгоризонта изменяется от нуля (на юго-востоке) до 36м (на юго-западеместорождения). В составе бийского горизонта D2bsвыделяются две пачки – базальтная гравийно-песчанная (пласт D5) и, перекрывающая её, алевролито-аргиллитовая, иногдас прослоями известняка (репер «нижний известняк»). Нижняя пачкаслагается песчаниками разнозернистыми, неравномерно глинистыми, с примесьюгравийного, реже мелкогалечного материала. Верхняя пачка представлена в нижнейчасти аргиллитами иногда с прослоями известняка, в средней – аргиллитами салевролито-песчаными прослоями и в верхней – аргиллитами.
Отложения живетского яруса D2gv впределах Ромашкинского месторождения развиты повсеместно и представленыстарооскольским горизонтом D2St, в составе которого выделяютсяворобьевские, ардатовские и муллинские слои. Воробьевские слои залегают сразмывом на породах эйфельского яруса D2ef и кристалического фундамента. Всоставе слоев выделяются песчаная пачка (пласт D4), разделенная нередко на две части глинистым прослоем, ипачка глинистых пород, залегающая на песчаном пласте. Мощность воробьевскихслоев составляет на юго-западе месторождения 32 – 33м, в центральной и западнойчастях 16 – 35м и в восточной части 8 — 16 м. Пласт D4 представлен в основном песчаниками и алевролитами, режеглинистыми породами. В наиболее полных разрезах воробьевских слоев пласт D4 имеет мощность 16 — 23 м, на востоке и северо-востокеместорождения 4 – 8м. Верхняя аргиллитовая пачка воробьевских слоев слагаетсятемно-серыми аргиллитами и глинистыми алевролитами с прослоями мергелей идоломитов.
Ардатовские слои подразделяются на две пачки: нижнюю — песчано-алевролитовую и верхнюю- карбонатно-глинистую. Нижняя пачка слагаетсяпреимущественно глинистыми алевролитами, в меньшей мере песчаными алевролитамии песчаниками с прослоями аргиллитов. В пласте D3 выделяются два прослоя: нижний D 3-б и верхний D 3-а. Мощность пласта на юго-западе26м, на северо-востоке 11 — 8 м. Верхняя пачка сложена карбонатными породами иаргиллитами. Мощность пачки 5 — 20 м. Мощность ардатовских слоев от 15 до 40 м.
Муллинские слои подразделяются на две пачки: нижнюю –алевролито-песчаную, сложенную алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, иверхнюю – алевролито-аргиллитовую, сложенную переслаиванием аргиллитов иалевролитов. На юге месторождения (Западно-Лениногорская площадь) в кровлеверхней пачки аргиллиты переходят в мергель (аналог «черного известняка»).Пласт D2 имеет мощность от 2 до 30 м и часто сливается спластами пашийского горизонта D3p. Мощность муллинских слоевизменяется от 7 до 35 м.
Верхний девон D3подразделяется нафранский D3f и фаменский D3fm ярусы. Франский ярус D3f подразделяются на нижне-франский D3f1и верхне-франский D3f3 подъярусы. В составе нижнефранского D3f1подъярусаустановлены отложения пашийского D3p, кыновского D3kn, саргаевского D3sr и семилукского D3sm горизонтов.
Пашийский горизонт D3pнижне-франскогоподъяруса D3f1 является основным промышленным объектом Ромашкинскогоместорождения. Нижняя его граница – кровля аргиллитовой пачки (репер «глина»)над пластом DII. Верхняя граница пашийскогогоризонта D3p проводится по подошве карбонатной пачки «верхнийизвестняк». Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть)до 52 м (юго-западная часть). Пашийский горизонт D3p представлен пятью алевролито-песчаными пачками (пласты DI-а, DI-б, DI-в, DI-г, DI-д), разделенными алевролито-глинистыми прослоями.
Отложения кыновского горизонта D3kn распространены по всему Ромашкинскому месторождению ихарактеризуются выдержанной мощностью и однотипным литологическим строением. Всоставе горизонта выделяется два подгоризонта: нижнекыновский иверхнекыновский. Нижне-кыновский объединяет карбонатную пачку «верхнийизвестняк» и вышележащие аргиллиты. Верхнекыновский включаетпесчано-алевролитовую пачку D0, «среднекыновскийизвестняк» и толщу аргиллитов с прослоями алевролитов, в кровле которойотмечается прослой карбонатных пород («верхнекыновский известняк»).Мощность кыновского горизонта D3kn 18-38 м и уменьшается всеверо-восточном направлении. Пачка «верхний известняк», мощностью до2,5м, является прекрасным репером, сложена известково-доломитовыми породами иимеет повсеместное развитие. Пласт D0 представлен песчано-алевролитовыми породами и наиболее развит всеверо-западной части месторождения (Альметьевская, Северо-Альметьевская,Березовская, Ташлиярская площади). Мощность пласта равна 3 — 9 м.
Саргаевский горизонт D3sr залегает с размывом на нижележащих кыновских отложениях.Слагается известняками зеленовато-серыми, глинистыми, битуминозными с прослоямимергелей, содержание которых в разрезе увеличивается к юго-западуместорождения. Мощность горизонта изменяется от 3 до 58 м.
Отложения семилукского горизонта D3smпредставлены переслаива- нием темно-серых и черных,битуминозных, глинистых, часто перекристаллизованных и окремнелых известняков имергелей с прослоями горючих сланцев. Мощность горизонта изменяется от 25 до 50м.
Отложения верхнефранского подъяруса D3f3 широко развиты на территорииРомашкинского месторождения и включают бурегский D3bg, воронежский D3vr, евлановский D3cv и ливенский D3lv горизонты.
Бурегский горизонт D3bg залегаетс размывом на породах семилукского горизонта D3sm, слагается известняками микро- и разно -зернистыми, серыми,темно-серыми, иногда черными, глинистыми, битуминозными, участкамидоломитизированными. Отмечаются прослои мергелей, черных, битуминозных иорганогенных известняков. Мощность горизонта изменяется от 21 до58 м.
Отложения воронежского горизонта D3vr залегают с размывом на поверхности бурегского горизонта D3bg. Представлены известняками темно-серымии серыми, часто микро- и равнозернистыми, неравномерно глинистыми, в различнойстепени доломитизированными до перехода в отдельных прослоях в доломитизвестковый. Встречаются редкие прослои мергелей. Мощность горизонта изменяетсяот 44 до 87 м.
Евлановский D3cv и ливенский D3lv горизонты представлены известняками серыми, темно-серыми сбуроватым оттенком, доломитизированными, кальцинизированными, разнозернистыми,стилолитизированными и трещиноватыми, иногда перекристаллизованными. Отмечаютсяпрослои мергелей и доломитов. Наибольшим распространением из встречен- ногокомплекса фауны пользуются фораминеферы, образующие прослои органогенныхизвестняков. Мощность горизонта неравномерна и колеблется от 10 до 159 м.
Фаменские D3fm образования имеют широкое развитиена Ромашкинском месторождении и залегают с размывом на верхнефранскихотложениях. Фаменский ярус D3fm подразделяется на нижнефаменские D3fm1 и верхнефаменские D3fm3 подъярусы, а в составе нижнефаменского подъярусавыделяются задонский D3z и елецкий D3el горизонты.
Отложения задонского D3z горизонта залегают с размывом на породах верхнефранского D3f3 подъяруса. Слагается задонский горизонт D3z вестняками микрозернистыми светло-серыми,стилолитизированными, доломитизированными и доломитами разнозернистыми, серыми,часто пористо-кавернозными и трещиноватыми. Мощность горизонта изменяется от 25до 53 м.
Елецкий горизонт D3elпредставлен известняками серыми, тонкослоистыми, часто перекристализованными,стилолитизированными и доломитами светло-серыми с включениями гипса иангидрита. Мощность горизонта изменяется от 51 до 111 м.
Данково-лебедянский горизонты D3dld представлены переслаиванием известняков серых,микрозернистых и реликтово-органогенных, часто перекристаллизованных идоломитов буровато-серых, мелко- и разнозернистых, известковистых. Мощностьгоризонтов изменяется от 48 до 109 м.
В составе каменноугольной системы на Ромашкинскомместорождении выделяются нижний C1, средний C2 и верхний C3отделы. Мощностькаменноугольных отложений составляет 850 — 960 м.
В составе нижнего отдела C1 карбона выделяются отложения турнейского C1t, визейского C1v и серпуховскогоC1s ярусов. Мощность отдела равна 391 — 457 м.
Турнейский ярус C1t расчленяется на малевский C1ml, упинский C1up, черепетский C1crp и кизеловскийC1kzl горизонты. Отложения турнейскогояруса C1t представлены известняками серыми, светло-серыми, массивными,тонко и разнозернистыми, неравномерно перекристализованными идоломитизированными, органогенными, с примазками углисто-глинистого материала.Мощность яруса 120 — 150 м.
Визейский ярусC1v включает малиновский C1mn, яснополянский C1jp, окский C1ok исерпуховский C1s надгоризонты. Отложения малиновского и яснополянскогонадгоризонтов представлены терригенными породами.
Малиновский надгоризонт C1mnсложен аргиллитами с прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников.Аргиллиты темно-серые, углистые, микрозернистые. Алевролиты серые, биоморфные.Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые с карбонатным или углисто-глинистымцементами. Мощность колеблется в пределах 2 — 10 м.
Литологически бобриковский горизонт C1bb яснополянского надгоризонта C1jpпредставлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники темно-серые,пористые и нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые до черного, углисто-глинистые,иногда известковистые. Аргиллиты темно-серые, черные, углистые, алевролитовые.Мощность горизонта изменяется от 3 до 15 м.
Тульский горизонт C1tl сложентерригенными и карбонатными породами. Терригенные породы представленыаргиллитами, алевролитами и прослоями песчаников. Аргиллиты темно-серые,углистые, черные, алевритовые, известковистые. Алевролиты светло-серые,известковистые с примесью углисто-глинистого материала. Известнякиорганогенно-обломочные, окремнелые, темно-серые, слабо доломитизированные, суглисто-глинистым веществом. Мощность горизонта равна 8 — 18 м.
Окский надгоризонт C1ok сложен карбонатными породами,соответствующими алексинскомуC1al, михайловскому C1mh и веневскому C1vnгоризонтам подмосковного бассейна.
Нижняя часть алексинского горизонта C1alслагается переслаиванием терригенных и карбонатных пачек,верхняя, большая часть горизонта – карбонатными породами. Терригенные породыпредставлены алевролитами темно-серыми, черными, углистыми, глинистыми,аргиллитами темно-серыми, черными, углистыми и песчаникамиглинисто-алевролитистыми, темно-серыми, неяснослоистыми. Карбонатные породыпредставлены известняками: серыми, темно-серыми, органогенно-обломочными,микрозернистыми и доломитами коричневато-серыми, темно-серыми, мелко-зернистыми, трещиноватыми, пористыми. Мощность горизонта 37 — 50 м.
Отложения михайловского C1mh и веневского C1vnгоризонтов рассматриваются совместноввиду слабой их изученности для проведения границы между ними. Отложениягоризонтов представлены известняками коричневато-серыми,органогенно-обломочными и доломитами серовато-коричневыми, со слабымбитуминозным запахом, микро и мелкозернистыми, пористыми, трещиноватыми. Внижней части михайловского горизонта C1mh отмеченыпрослойки малахитово-зеленых глин. Мощность михайловского C1mh и веневского C1vn горизонтов 70 — 95 м. Литологическиотложения серпуховского надгоризонта С1s представлены доломитами кристаллически-зернистыми,желтовато-серыми, перекристаллизованными, кавернозными и трещиноватыми.Мощность надгоризонта 80 — 100 м.
Протвинский горизонт C1pr намюрского яруса представлен известняками белыми исветло-серыми, доломитизированными, перекристаллизованными, массивными,кавернозными и доломитами желтовато-белыми, известковистыми, тонко-, мелко-,среднезернистыми, пористыми и трещиноватыми. В кровле горизонта породы частозакарстованы. Мощность горизонта колеблется в пределах 36 — 60 м. Отложениясреднего карбона повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием наотложениях намюрского яруса. Средний карбон представлен башкирским C2b и московским C2m ярусами.
На территории Ромашкинского месторождения в составебашкирского яруса C2b выделяются прикамскийC2P и черемшанский C2stгоризонты.
Прикамский горизонт C2Pслагаетсяизвестняками органогенно-обломочными, глинистыми, светло-серыми ирозовато-серыми, кавернозными и трещиноватыми, с прослоями аргиллитов. Мощностьгоризонта 4 — 14 м.
Отложения черемшанского горизонта C2stложатся, в некоторых случаях, несогласно на размытуюповерхность образований прикамского горизонтаC2P.Литологически горизонт представлен органогенно-обломочны- миизвестняками с галькой и песком (в нижней части) и мелкозернистыми,светло-серыми, доломитизированными, пористо-кавернозными (в верхней части).Мощность горизонта изменяется от 5 до 18 м.
В московском ярусе C2m выделяютсянижнемосковскийC1m1 и верхне московский C1m2 подъярусы, включающие верейский C2vr, каширский C 2ksch, подольский C2pdи мячковский C2msh горизонты.
Верейский горизонт C2vrделится надве пачки: нижнюю – карбонатную и верхнюю – терригенную. Известнякисветло-серые, серые, органогенные, участками трещиноватые. Песчаники иалевролиты темно-серые, серовато-зеленые, красноватые, с растительным детритом.Мощность горизонта 36 — 53 м.
Каширский горизонт C 2kschслагается известняками и доломитами.В подошве горизонта отмечаются прослои терригенных пород небольшой мощности.Известняки серые, биоморфные и органогенно-обломочные, нередкодоломитизированные, перекристаллизо-ванные, массивные. Доломиты светло-серые,тонко и разнозернистые, участками известковистые. Мощность горизонта 40 — 60 м.
Подольский горизонт C2pd слагаетсяизвестняками и доломитами. Известняки биоморфные, серые и светло-серые,массивные. Мощность горизонта 83 — 100 м.
Отложения мячковского горизонта C2msh представлены известняками органогенно-обломочными,биоморфными, светло-серыми и серыми, битуминозными и доломитамитонкозернистыми, серыми и желтовато-серыми, окремнелыми, трещиноватыми.Мощность горизонта 80-105м. Отдел верхнего карбона представлен гжельским и оренбургскимярусами. Отложения гжельского яруса C3g представлены известняками биомор-фными, мелкозернистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, частоперекристаллизованными и доломитами тонко зернистыми, прослоямиизвестковистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, нередко кавернозными.Мощность яруса 120 – 145м.
Оренбургский ярус C3o слагается известнякамипреимущественно органогенно-обломочными, светло-серыми, почти белыми идоломитами желтовато-серыми и буровато-серыми, часто реликтово-органогенными.Мощность яруса 40 – 46 м.
В пределах Ромашкинского месторождения пермская системапредставлена двумя отделами: нижним (ассельский P1a,сакмарский P1s, артинский P1arи кунгурский P1kярусы) и верхним (уфимский P2u, казанский P2kz,татарский P2t ярусы).
Ассельский ярус P1a представлен трех или четырех кратнымпереслаиванием глинистых известняков и доломитов. Мощность 50-65м. Сакмарскийярус P1s подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты.Мощность яруса доходит до 130 м. Отложения сакмарского яруса P1s повсеместно представлены известняками и доломитами серыми итемно-серыми, трещиноватыми и загипсованными.
Артинский ярус P1ar подразделяется на нижнеартинский иверхне-артинский подъярусы, сложен глинисто-карбонатными,сульфатно-карбонатными и карбонатно-сульфатными породами. Известняками белые исерые, брекчеевидные и кавернозные. Глины красновато-коричневатые,известковистые, тонкослоистые. Общая мощность артинского яруса доходит до 75м.
Отложения кунгурского яруса P1kвыделены лишь на севере Ромашкинского месторождения. Сложен он глинамизелеными, доломитами серыми, плотными, кавернозными. Мощность кунгурского яруса0 – 50м. Нижняя часть уфимского яруса верхнего отдела (соликамский горизонт)представлена карбонатными породами с прослоями терригенных. Верхняя часть(шешминский горизонт) сложена красноцветными, песчано-глинистыми породами спрослоями карбонатных пород. Мощность яруса колеблется от 60 до 100м.
В образованиях казанского яруса P2kzвыделяются нижний и верхний подъярусы. Нижнеказанский подъярус сложен в нижнейчасти глинами светло-серыми, известковистыми, алевритистыми с редкими прослоямипесчаников, в средней — песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми,глинистыми и в верхней части – органогенными известняками, мергелями и серымиглинами. Мощность отложений 20 — 30 м.
Верхнеказанский подъярус P2kz2представлен пачкойпестроокрашенных комковатых глин и известковистых мелкозернистых песчаников. Вверхней части преобладают песчаники с прослоями глин, мергелей. Мощностьотложений 100 м.
Отложения татарского яруса P2t впределах Ромашкинского месторождения сохранились лишь на повышенных участках.Представлены они переслаиванием красноцветных глин и песчаников с линзамиконгломератов и прослоями известняков и мергелей. Мощность отложений изменяетсяот 0 до 60 м.
Четвертичные отложения распространены повсеместно и образуютэлювиально-делювиальные чехлы водоразделов и их склонов, представленыбуровато-коричневыми известковистыми суглинками. В долинах рек развитыаллювиальные отложения, представленные серо-желтыми суглинками с прослоямищебня, песка и гальки. Мощность четвертичных отложений 20 м.
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
В разрезе пласта DI выделяются (снизу вверх) пласты: д, г2, г1, б3, б2, б1, в, а.Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегдапредставлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются всепроницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение вразличных комбинациях.
Пласт «д» сложен из песчаников иалевролитов. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость по песчаникам –21%, по алевролитам – 15%; средняя проницаемость по песчаникам – 0,436мкм2,средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,870, по алевролитам – 0,704.
Пласт «г2» средняя пористость попесчаникам – 21,3%, по алевролитам – 14,9%; средняя проницаемость поалевролитам – 0,721мкм2, по песчаникам – 0,327мкм2;средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,865, по алевролитам – 0,721.
Средняя мощность пласта «г1» 3,7м, средняя пористость песчаников 20,4%, для алевролитов – 15,5 %; средняяпроницаемость для песчаников – 0,362 мкм2, для алевролитов — 0,145мкм2; средняя нефтенасыщенность для песчаников — 0,853, дляалевролитов – 0,719.
Пласт «в» сложен из песчаников иалевролитов. Средняя мощность пласта 3,3 м, средняя пористость по песчаникам –21 %, по алевролитам – 14,7%; средняя проницаемость по песчаникам 0,467 мкм2,по алевролитам – 0,131мкм2; средняя нефтенасыщенность по песчаникам– 0,875, по алевролитам – 0,698. Пласт «б3»сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 2,89 м, средняяпористость по песчаникам 21,6%, по алевролитам – 15,3 %; средняя проницаемостьпо песчаникам 0,505 мкм 2, по алевролитам – 0,147 мкм 2. Средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,877, по алевролитам– 0,683.
Средняя мощность пласта «б2» – 2,4 м,средняя пористость по песчаникам – 20,6 %, по алевролитам 15,7 %, проницаемостьпо песчаникам – 0,428 мкм2, по алевролитам — 0,250 мкм 2;нефтенасыщенность по песчаникам – 0,874, по алевролитам – 0,699. Средняямощность пласта «б1» – 2 м. Средняя пористость по песчаникам – 19,8%; по алевролитам – 15,5 %; средняя проницаемость по песчаникам – 0,374 мкм2,по алевролитам – 0,173 мкм2, средняя нефтенасыщенность по песчаникам– 0,874, по алевролитам – 0,699.
Пласт «а» представленалевролитами, которые в виде различных по размеру линз неравномернораспространяется по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0 м, средняямощность пласта 2,28 м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам-14,6%. Средняя проницаемость по песчаникам 0,870 доли единиц, по алевролитам –0,721. Пласты «б1», «б2» также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками иалевролитами. По геофизическим данным по горизонту DV среднее значение пористости 18,3 %, интервализменения 22 % — 30 %; среднее значение проницаемости – 0,344 мкм 2,интервал изменения параметра от 0,012 — 2,656 мкм2. Характеристикапараметров пласта приведена в табл.1.2.2, толщина пласта – в табл. 1.2.1.
Основным эксплуатационным объектом являются отложениябобриковского горизонта нижнего карбона, представленные терригеннымиколлекторами. Средняя глубина залегания 1000-1200м. В сложении терригеннойтолщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки.В разрезе горизонта C/> выделяются (снизу вверх) пласты: вв/>, вв/>, вв/>, вв/>. Покрышкой для залежислужит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью от 8 до 12 м. Всвязи с региональным, ступенчатым погружением пластов на север, северо-восток ивосток от Куакбашской площади, а также в связи с неоднородностьюпластов-коллекторов, наблюдаются «скачки» в положении ВНК от поднятияк поднятию, составляющих залежь.
Поверхность ВНК по залежи ступенчатопогружается в северном и северо-восточном направлениях в абсолютных отметках от810 м до 846м на север.
Таблица 1.2.1ТолщинапластаПласт Толщина пласта Показатели Средневзвешенная толщина, м Коэффициент вариации, % Интервал изменения DI Общая нефтяная 4,19 53,94 2,00 – 8,40 водонефтяная 7,32 38,32 5,00 – 11,6 Эффективная нефтяная 3,94 41,03 2,00 – 6,8 водонефтяная 7,52 30,36 5,00 – 11,6
Таблица1.2.2 Характеристика параметров пластовПластDI Тип коллектора Параметры
Проницаемость средневзвешенная по всему пласту, мкм2 Пористость, % Нефтенасы-щенность, доли единиц д песчаник 0,436 21,0 0,870 алевролит - 15,0 0,704 г2 песчаник 0,357 21,3 0,865 алевролит 0,150 14,9 0,721 г1 песчаник 0,368 20,7 0,853 алевролит 0,144 15,0 0,719 в песчаник 0,457 21,0 0,875 алевролит 0,131 14,7 0,698 б3 песчаник 0,505 21,6 0,877 алевролит 0,147 15,3 0,683 б2 песчаник 0,428 20,6 0,874 алевролит 0,250 15,7 0,699 б1 песчаник 0,374 20,6 0,874 алевролит 0,173 15,3 0,899 а песчаник 0,449 20,1 0,870 алевролит 0,135 14,6 0,721
Верхний пласт вв/> имеет линзовидный характерраспространения. Лишь на II,IV, VIIблоках они имеют площадную или полосообразную форму залегания. Толщина пластанебольшая: 0, 8-2,8 м (в среднем – 1,5 м). Пористость пласта от 13.5 % до 22.2%, проницаемость от 0,028 до 1,347 мкм/>.Пласт содержит 11,3 % начальных извлекаемых запасов горизонта C/>.Пропласток вв/> имеет более сложноестроение. В его составе в полных разрезах выделяется до 3 прослоев. Толщинапропластка изменяется от 1,0 до 9,8м, составляя в среднем 3,1 м. Пористостьпласта изменяется от 19,5 до 22,9%, проницаемость от 0,421 до 2,088 мкм/>. Пласт вв/> содержит 60,1% извлекаемыхзапасов горизонта C/>.В 14 % скважин происходит слияние пласта вв/> свышележащими вв/>. Толщинаглинистой перемычки между ними колеблется от 0,6 до 6,8 м. Пропласток вв/> имеет широкое развитие.Песчаные тела встречаются линзовидной, полосообразной и площадной формызалегания. Толщина пропластков изменяется от 0,8 до 17,6 м, составляя в среднем3,4 м. В 46 % скважин пропласток сливается с вышележащим вв/>. Пористость пластаизменяется от 19,2 до 27,6 %; проницаемость от 0,281 до 4,255мкм/>. Пласт вв/> содержит 28,6 %извлекаемых запасов пласта С/>.Нижнийпропласток вв/> залегает на аргиллитахелховского возраста, толщина которых изменяется от 1,8 до 4,0 м. Пропластокимеет довольно ограниченное распространение, нефтеносен всего в 5 скважинах.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
К пашийским отложениям (пласта DI) приурочена основная промышленная залежь нефти Ромашкинскогоместорождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. Втабл.1.3.1 и табл.1.3.2 представлены основные физико-химические свойства нефти.
Таблица 1.3.1 Физико-химические свойства и фракционный составраз газированной нефти. Горизонт – Пашийский № Наименование
Кол-во
исслед.
скважин Диапазон изменения Среднее значение 1
Вязкость, 10-3Па-с при 20º 21 10,5-26,1 14,6 при 50º 21 4,5-7,1 5,5 4 Температура застывания, ºС - - - 5 Температура насыщения парафином, ºС - - - Содержание, % весовые 6 Сера 21 0,7-1,3 1,3 7 Смол селикагелевых 21 26,0-28,0 27,0 8 Асфальтенов - - - 9 Парафинов 21 1,0-5,6 2,8 Выход светлых фракций % объёмные 10 Н.К. – 100º 21 4,0-14,0 7,3 до 150º - - - до 200º 21 12,0-33,0 26,2 до 300º 21 36,0-96,0 48,2 Таблица 1.3.2 Свойства нефти Наименование Пашийский горизонт Количество исследованных
Диапазон
изменения
Среднее
значение скважин проб Давление насыщения газом, МПа 45 135 7,95
Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т 45 135 59,28 Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц 45 135 1,1576
Газосодержание при диффренциальном разгазировании в рабочих
условиях, м3/т не опр. не опр. не опр.
Суммарное газосодержание, м3/т не опр. не опр. не опр.
Плотность, кг/м3 45 135 805,1 Вязкость, мПа*с 45 135 3,7302 Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 45 135 1,1461
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной ипластовой нефти представлен в табл. 1.3.3.
Таблица 1.3.3 Компонентный состав нефтяного газа,разгазированной и пластовой нефти (% мольные).Наименование Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях Смесь газа многоступенчатого разгазировании при условиях сепарации Р=0,5МПа Т=9ºС Нефть, разгазированная однократно в стандартных условиях
Нефть после многоступенчатого разгазирования при условиях сепарации
Р=0,1МПа
Т=9ºС Пластовая нефть 1.Сероводород 0,00 0,00 0,00 2.Углекислый газ 0,65 - 0,11 3.Азот+редкие 9,14 - 0,56 4.Метан 32,43 0,00 1,3 5.Этан 22,58 0,13 1,56 6.Пропан 22,27 0,56 2,65 7.Изобутан 2,65 0,22 0,53 8.Н-бутан 6,68 0,84 1,78 9.Изопентан 1,52 0,89 1,00 10.Н-пентан 1,28 1,12 1,16
11.Остаток (С6+высшие) 0,80 96,24 89,34
12.Остаток (С7+высшее) 13.Молекуляр-ная масса, М 14.Всего 32,76 0,00 0,00 15.Остаток 16.Плотность при стандартных условиях,
нефти, г/см3 0,8578 0,8084 газа, г/л 1,3621 Физико-химическиесвойства пластовых вод представлены в табл. 1.3.4.
Таблица 1.3.4 Физико-химические свойства пластовых водД1№ Наименование К-во исслед. скважин Диапазон изменения Среднее значение 1
Газосодержание, м3/т 3 0,248-0,368 0,317 2
Сероводород, м3/т 3 - - 3 Объёмный коэффициент 12 -
4,4.10-5 4 Вязкость, мПа.с -//- 1,80-1,98 1,93 5 Общая минерализация, г/л -//- 252,2538/280,3818 270,3555 6
Плотность (уд.вес), г/см3 -//- 1,1733-1,1910 1,1861 7 С -//-
157519,8-174420,0
4442,55-4919,17
168743,3
4759,07 8
мг/л О42-
мг/экв.л -//-
4,8-42,7
0,10-0,89
18,3
0,38 9
мг/л НСО3-
мг/экв.л -//-
0-36,8
0-0,60
11,6
0,19 10
Содержание ионов: Са2+ -//-
24081,4-28688,8
1201,66-1431,57
26181,0
1306,43 11
Mg2+ -//-
3817,9-7656,3
314,0-630,42
4515,6
371,35 12
К++Na+ -//-
59007,2-76378,1
2565,53-3320,79
70881,7
3081,81
Удельный вес в среднем равен 0,865; содержание серы – 1,47 %;смол – 27 – 37%; парафина – 5,3 %. Средняя вязкость нефти по месторождениюсоставляет 30 мПа×с. В каменноугольных отложениях промышленно-нефтеносными являютсятурнейские, визейские, и верей-башкирские отложения. Нефтеносность отложенийтурнейского яруса C1t отмечается по керну, газокаротажу ипо результатам опробования скважины. В визейском ярусе нефтепроявлениявстречены в отложениях бобриковского C1bb,тульского C1tl и алексинского C1alгоризонтов. Промышленные залежи нефтив основном приурочены к терригенным отложениям бобриковского (угленосного)горизонта. В угленосном горизонте Ромашкинского месторождения по комплексугеолого-геофизических данных выделено до 60 залежей. Промышленная нефтеносностьверейского горизонта C2vr доказана опробованием скважин насоседнем Ново-Елховском месторождении. В скважинах Ромашкинского месторожденияотобран нефтенасыщенный керн из верей-башкирских отложений. Нефтенасыщениепород неравномерное, в виде пятен. Нефть очень густая. В пермских отложенияхнефтепроявления на Ромашкинском месторождении относятся к отложениям артинскогоP1ar и уфимского P1u ярусов. В отложениях артинскогояруса встречены скопления густой окисленной нефти в трещиноватыхдоломитизированных известняках. Темно-коричневые песчаники, насыщенные битумомдо 3 — 7 %, Уфимского яруса P1u в ряде пунктов выходят наповерхность. Нефть обоих ярусов густая, тяжелая, нетекучая. Подводя итограссмотрению нефтепроявлений по разрезу можно констатировать, что наРомашкинском месторождении, кроме горизонта DI, несомненный промышленный интерес представляют турнейские,бобриковские, тульские и верей-башкирские отложения. В стратиграфическомразрезе Ромашкинского месторождения выделяется 8 гидрогеологических комплексов:
— I — элювийкристаллического фундамента и терригенная часть девона;
— II — карбонатная толща верхнего девона и турнейского ярусанижнего карбона;
— III — терригенная часть яснополянскихотложений нижнего карбона;
— IV — карбонатнаятолща верхневизейского подъяруса, намюрского яруса нижнего карбона ибашкирского яруса среднего карбона;
— V — верейскийгоризонт среднего карбона;
— VI — карбонатнаятолща среднего и верхнего карбона;
— VII — нижнепермские отложения (условно);
— VIII — верхнепермские и четвертичные отложения.
В пределах каждого комплекса характеристика водоносныхгоризонтов и состав вод близки, благодаря наличию гидродинамической связи.Наблюдаемые закономерности изменения гидрогеологических условий по разрезупалеозоя обусловлены, главным образом, наличием в нем относительных водоупоров,затрудняющих активную гидродинамическую связь между отдельными комплексами.Такими водоупорами являются плотные глинистые, глинисто-карбонатные и, реже,карбонатные породы в кыновском горизонте и среднефранском подъярусе девона, вверхней части яснополянского и нижней части окского надгоризонтов нижнегокарбона, в верейском горизонте среднего карбона и в уфимском ярусе верхнейперми. Снизу вверх по разрезу палеозоя наблюдается уменьшение величины общейминерализации подземных вод и, соответственно, абсолютного содержания в ниххлора (от 420 до 0,3 мг-экв/100 гр), магния (от 40 до 0,5 мг-экв/100 гр), брома(1060 — 0 мг/л), абсолютного и относительного содержания кальция (от 120 до 1,0– 0,5 мг-экв/100 гр). В то же время наблюдается увеличение абсолютного иотносительного содержания сульфатов (от 0,2 до 15мг-экв/100гр), относительногосодержания натрия (0,6 — 30), хлоробромного коэффициента (от 152 до 475 иболее), коэффициента сульфатности (от 0 до 100-7300). По преобладающим вминеральном составе компонентам смена вод происходит от хлоридно-натриевых вдевонских, нижне- и среднекаменноугольных отложениях до сульфатно-натриевых внижнепермских и до сульфатно-кальциевых, гидрокарбонатно-натриевых игидрокарбонатно-кальциевых в верхнепермских отложениях. В составеводорастворенного газа вверх по разрезу уменьшается содержание углеводородов(от 70 — 80 % до 10 — 15 % и менее) и увеличивается содержание азота (от 15 — 50 % до 80 — 90 % и более)./>Содержаниеуглеводородов и газовый фактор выше в водах пашийского и бобриковскогогоризонтов. Снизу вверх от терригенной толщи девона к верхнепермским ичетвертичным отложениям происходит качественный и количественный ростбактериального населения вод и переход от анаэробных форм к аэробным.Наблюдается по разрезу уменьшение температуры подземных вод от 43 — 44/>С (пашийский горизонт) до26/>С (окский надгоризонт).Причем происходит неравномерное, скачкообразное изменение геотермическойступени и градиента, что объясняется в основном различными теплопроводящимисвойствами горных пород и наличием водоупоров. Наиболее водообильными являютсяпесчаники живетскогоD2gv и франского D3fярусов девона и бобриковского горизонта C1bb нижнего карбона. В терригенной части девона водоносныегоризонты приурочены к песчано-алевролитовым пластам: DI. По минеральному составу воды характеризуются высокойминерализацией (удельный вес 1,176 – 1,93; общая минерализация – до 840мг-экв/100гр; плотный остаток до 295 г/л), являются хлоридно-натриевымирассолами со значительным содержанием кальция (до 120 мг-экв/100гр), измикрокомпонентов – брома (до 1060 мг/л) и с ничтожным содержанием сульфатов игидрокарбонатов; реакция среды кислая. Динамическая (абсолютная) вязкостьподземных вод в пластовых условиях составляет 16 -12,6 мПа×с. В составе водорастворенного газапреобладают углеводороды (до 70- 80 объемных), при этом превалирует метан. Газовыйфактор достигает 395см/>/л, удельный весгаза равен 0,72 – 0,83. Содержание азота составляет 15 — 20 %. В небольшихколичествах содержатся также углекислый газ, водород, гелий, аргон и другие.Воды недонасыщены растворенным газом, т.к. давление насыщения (4,2 — 8,4 МПа)меньше пластового давления. Естественное движение вод терригенной части девонасо средней скоростью 1,0 — 1,3см/год, по данным происходит с севера на юг и сзапада на восток (общее направление с северо-запада на юго-восток). Этонаправление движения подтверждается изменением по территории Татарииминерального и газового состава вод, наклоном водонефтяного контакта залежейнефти Ромашкинского, Бавлинского и Туймазинского месторождений, а также даннымипо соседним районам. Промышленная разработка месторождения с применениемвнутриконтурного и законтурного заводнения привела к существенному изменениюего естественного гидрогеологического режима. В процессе разработки, в связи сосмешиванием и взаимодействием между собой, а также с нефтью и растворенными вней газами, происходит изменение минерального, микрокомпонентного, газовогосостава, физико-химических свойств пластовых и закачиваемых вод. Вместе сзакачиваемой водой в горизонт попадают ряд групп бактерий (сульфатовосстанавливающих,псевдомоны, сапрофиты и другие), среди которых особое значение приобретаетдеятельность бактерий, восстанавливающих сульфаты закачиваемой воды досероводорода. В связи с закачкой в пласт больших объемов холодной водыгеометрические условия его также несколько изменяются в сторону некоторогоснижения пластовой температуры. По результатам исследований значение параметровнефти в пластовых условиях по залежи 1: давление насыщения 4,2 МПа, газовыйфактор18,6м/>/т вязкость пластовой нефти27,3 мПа×с, а среднее значение дегазирован нойнефти при 20/>С равно 16,3 мПа×с, плотность пластовой нефти 873кг/м/>. Пластовая водапредставлена хлорокальциевыми рассолами, общая минерализация которых колеблетсяот 242,9 до 284,3 г/л. Плотность пластовых вод изменяется 1170 — 1190 кг/м3,вязкость от 1,96 до 1,97 мПа×с, объемный коэффициент равен 1.
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯРАЗРАБОТКИ
2.1 Анализ фонда скважин, текущихдебитов и обводненности
В 1968 году «ТатНИПИнефть» был составленпроект разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделениемЗападно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки.
Последний проектный документ – «Анализ разработкиЗападно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения» (с уточнениемпроектных показателей), составленный «ТатНИПИнефть», был утвержден27.12.2006г.
По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них 659-эксплуатационных, 220-нагнетательных, 12-специальных и 32-дублера.
В табл. 2.1 представлена характеристика пробуренного фонда скважин.
Добыча нефти
В отчетном году из горизонта Д1 отобрано 263735т нефти. С началаразработки добыто 68760099т, что составляет 90,1% НИЗ и 45,6% НБЗ нефти по Западно-Лениногорской площади. Текущий коэффициент нефтеотдачи-0,456.
Средний дебит действующей скважины составил на конец года 2,7т/сутпо нефти и 19,17т/сут по жидкости.
В результате применения циклического и нестационарного заводненияза отчетный год дополнительно добыто 3,3 тыс. т нефти. Продолжались работы,направленные на повышение нефтеотдачи пластов.
Таблица 2.1.1 Характеристика пробуренного фонда скважинР а с ш и ф р о в к а ф о н д а на 1.01.2008г. на 1.01.2009г.
1. Дающие нефть, всего/ в т.ч. нагнетательные
а) фонтан/ в т.ч. нагнетат.
б) ЭЦН/в т.ч. нагнетат.
в) СКН/в т.ч. нагнетат. 310/57 307/56 -/ - -/ - 21/2 22/2 289/55 285/54 2. Бездействующий фонд/в т.ч. нагнетатательные. 49/5 51/4 3. Осваиваемые и ожид. освоения/ в т.ч. нагнетат. - - 4. Эксплуатационный фонд/ в т.ч. нагнетат. 359/62 358/60 5. Дающие техническую воду. 3 3
6. Нагнетатательный фонд.
а) под закачкой/ в т.ч. остан. по технич. прич.
б) в бездействии после закачки.
в) в ожидании освоения после бурения.
г) в ожид. освоен. после экспл. на нефть. 213 221 189/54 196/76 23 23 - - 1 2 7. Контрольные 5 4 8. Пьезометрические 52 47 9. В консервации 18 16 10.В ожидании ликвидации - 1
11.Ликвидированные/ в т.ч.
а) по геологическим причинам
б) по техническим причинам 221 221 164 164 57 57 12.Переведено на другие горизонты 52 52 13.Всего пробурено 923 923
Для изоляции водопритоков широко применялись в отчетном году такиеметоды, как закачка биополимеров («ксантан») в нагнетательные идобывающие скважины, КПС, СНПХ-9350, ВУС, ГЭР и ГЭС –М (изменение направленияфильтрационных потоков) в нагнетательные скважины. Производили закачку МПС вдобывающую скважину, низкомодульное жидкое стекло в нагнетательные скважины. Вцелях повышения коэффициента охвата пласта заводнением, выравнивания профиляприемистости, перераспределения фильтрационных потоков произведена закачкасмеси горячего битума и цемента с помощью теплосохраняющих труб «термокейс»в нагнетательную скважину 6009а. Для увеличения притока жидкости использовалисьметоды депрессионной перфорации совместно с ТИМ, производили ГРП, ОПЗ (ГИВ,ИХВ, СНПХ-9030, разглинизация, глинокислота, растворители). Общая эффективностьот применения методов ПНП составила за отчетный год 58780т нефти, от мероприятийданного года – 4700т.
Основные рекомендации авторского надзора выполнены.
Закачка воды
За отчетный 2008 год в разрабатываемые пласты пашийскогогоризонта Западно-Лениногорской площади закачано 1622,66тыс/м3, что являетсяи общей производительной закачкой по площади.
В течение отчетного года под нагнетание воды вразрабатываемые пласты освоена одна скважина- 6147а. Две скважины неосвоились:12415а-отсутствие приемистости;6034а-аварийная.
Нагнетательный фонд составил на конец года 196скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 163 скважинах.
Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях кзакачке за год составила 104,8 %.
Обводненность продукции
Добыча воды
Отбор воды из горизонта ДI Западно-Лениногорской площади составил в отчетном году1295,5 тыс. т.
Среднегодовая обводненность продукции равна 83,1 %,что на 1,7% выше прошлогоднего показателя.
Таблица 2.1.2 Состояние пластового давленияБлоки П л а с т о в о е д а в л е н и е
+- по
площади
+- в зоне
отбора по площади в зоне отбора на 1.1.08 г. на 1.1.09 г. на 1.1.08 г на 1.1.09 г.
1
2
3
По площ.
167,7
170,2
172,2
170,2
168,4
170,1
173,0
170,7
163,8
164,4
165,4
164,6
164,4
163,8
166,0
164,8
+0,7
-0,1
+0,8
+0,5
+0,6
-0,6
+0,6
+0,2
2.2 Анализ выработки пластов
Пласт «а» содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработкипо пласту отобрано 75,1 % от НИЗ нефти по пласту.
Дострел пласта произведен в добыващих скважинах:6372а,39497,39498.
В активную разработку по данному пласту за отчетный год вовлечено37 тыс. т извлекаемых запасов нефти.
Пласт «б1» содержит 9,6 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефтисоставляет 77,0 % от НИЗ нефти по пласту.
Дострел пласта произвели на добывающей скважине39528, нагнетательной скважине 39527а.
Отключение пласта произвели на добывающих скважинах 6146 и12469 в связи с зарезкой боковых стволов.
В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту вотчетном году не вовлечены.
Пласт «б2» содержит 13,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработкиотобрано 88,8 % от извлекаемых запасов по пласту.
Отключение пласта произвели на добывающей скважине 6146 всвязи с зарезкой бокового ствола.
В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту вотчетном году не вовлечены.
Пласт «б3» содержит 25,6 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработкиотобрано 93,4 % от извлекаемых запасов по пласту.
Дострел пласта произведен в добывающих скважинах:12510в,1051в.
Отключение пласта в добывающих и нагнетательных скважинах непроизводили.
В активную разработку за год вовлечено 15 тыс. т нефти.
Пласт «в» содержит 19,5 % НИЗ нефти по площади. Накопленный отборнефти составил 96,7 % от запасов по пласту.
Дострел пласта произведен в добывающих скважинах 6146(зарезка бокового ствола) и12473а.
Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.
Пласт «г1» содержит 14,9 % НИЗ нефти по площади. С начала разработкиотобрано 96,0 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Дострел пласта произведен в добывающей скважине 6146 (зарезкабокового ствола).
Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.
Пласт «г2+3» содержит 4,0 % от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет99,9 % от запасов по пласту.
Дострелов и отключений пласта в отчетном году не было.
Динамика основных показателей разработки приведены втабл. 2.2.1 и на рис. 2.2.1.
3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯМИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХРАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ
Краткая аннотация технологий увеличениянефтеизвлечения.
Микробиологическое воздействие.
Технология МБВ-М относится к микробиологическимметодам увеличения нефтеотдачи пластов и предназначена для повышениянефтеотдачи обводненных пластов за счет внутрипластового синтезанефтевытесняющих агентов.
Технологический процесс реализуется закачкой микробиологическогораствора, содержащего углеводородокисляющие бактерии (УОБ), источникикислорода, азота и фосфора таким образом, чтобы окончание закачки совпало сокончанием цикла закачки воды, проводимого в соответствии с программойзаводнения.
В пластовых условиях УОБ способны синтезироватьорганические растворители, такие как спирты и альдегиды, жирные кислотыповерхностно-активного действия и газы, увеличивающие подвижность нефти.Технология может применяться на участках заводняемых как пресной, так иминерализованной водой, использует доступные реагенты отечественногопроизводства, не требует сложного оборудования для реализации. За счетприменения естественных непатогенных микроорганизмов и полностью утилизируемыхв природе реагентов технология безопасна для окружающей среды и человека.
Микробиологическое воздействие является третичнымметодом повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), проводимое для создания оторочки сцелью увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения.
Применение водных дисперсиймаслорастворимых НПАВ
Разработку заводненных пластов более эффективно вестис применением маслорастворимых ПАВ.
При закачке водной дисперсии маслорастворимых ПАВ впласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержаниемнефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкостинефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.
Реализация технологии применения водной дисперсии АФ9-6осуществляется путем нагнетания в пласт оторочки дисперсии НПАВ и последующегопродвижения ее технической или сточной водой, подаваемой через систему ППД.
Размер создаваемой в пласте оторочки выбирается порезультатам промысловых исследований и в зависимости от конкретных геолого-физическихусловий уточняется и составляет величину не более 1 % порового объема.
Концентрация АФ9-6 в оторочке составляет5-10 % мас. В технологическом процессе используются материалы и оборудование,выпускаемое отечественной промышленностью.
Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ
Сущность метода применения водорастворимыхповерхностно-активных веществ (ПАВ) основана на повышении нефтевытесняющихсвойств воды и активизации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения засчет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой иуменьшения краевых углов смачивания.
Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизациипороды, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярнойпропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти.
Закачка водорастворимых ПАВ осуществляется либо путемдолговременной дозированной закачки с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой(0,05 %) концентрации, либо путем разовой закачки малых объемов растворов высокой(5-10 %) концентрации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины. В качествеводорастворимых ПАВ используются ПАВ типа ОП-10, АФ9-12.
Преимуществами разовой технологии являются высокаяэффективность и ускорение работ с учетом постепенного размыва концентрированнойоторочки, разрушаемой в пласте закачиваемой водой. Используются 5-10% растворыПАВ с оторочкой 0,005 — 0,010 порового объема пласта. Увеличение коэффициентанефтеизвлечения при первичном заводнении составляет 4,5%.
Применениекапсулированных полимерных систем
Технология предназначена для обеспечения регулированияпроцесса разработки в неоднородных и многопластовых коллекторах, увеличениянефтеотдачи и сокращения сроков разработки объектов воздействия с выходом назапланированный коэффициент нефтеотдачи.
Разработанная технология предлагает использование полимернойкомпозиции, представляющей собой полимерный раствор с добавлением солей алюминия.Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношениипозволяет получить на основе гетерофазной сшивки макромолекул капсулированныеполимерные системы. Размер полимерных капсул составляет 0.1-10мкм.
Механизм действия модифицированного полимерного заводнениязаключется в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупоривают поглубине пласта высокопроницаемые участки, тем самым изменяют направлениедвижения воды в слабо дренируемые зоны пласта. В результате достигается повышениеохвата заводнением.
Для реализации технологии требуется специальная установка дляприготовления и закачки полимерной композиции в водоводы высокого давления нагнетательныхскважин. В случае отсутсвия установки испытание технологии предполагаетсяосуществить путем использования существующих на промыслах технологическихсредств.
Применение композиций ДКМ
Технологияпредназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счётувеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путёмпредварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пластоввязкоупругими сшитыми системами и последующего перераспределения фронтазаводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Созданиеблокирующей оторочки в пласт осуществляется закачкой в нагнетательные скважинысшитых полимерных систем на основе эфиров целлюлозы, полимерных реагентов,наполнителей и воды.
Технологиюрекомендуется применять при разработке нефтяных месторождений, представленныхнеоднородными по проницаемости коллекторами. Для сравнения микробиологического воздействия с другими третичнымиметодами ПНП рассмотрим таблицу 3.1.
Таблица3.1 Сравнение эффективности некоторых МУН на объектах Западно-Лениногорскойплощади на 1 января 2006 г (отчетность ТатАСУнефть) 2000 г 2001 г 2002 г 2003 г наименование мероприятия кол-во скв. доп. добыча нефти, т кол-во скв. доп. добыча нефти, т кол-во скв. доп. добыча нефти, т кол-во скв. доп. добыча нефти, т ЩСПК + ГОК 330 2 265 1 2522 2 3099 Микробиологическое воздействие 1 6363 23 4935 12 8167 3 7482 Оторочка серной кислотой Оторочка раствора ПAB 2 19 ТатНО-2000-03 (Латекс) 1 15 1069 893 ЩСПК + ГОК 1077 657 6 10891 Микробиологическое воздействие 2549 457 71 44897 Оторочка серной кислотой 1 3501 Оторочка раствора ПAB 2 19 ТатНО-2000-03 (Латекс) 581 1 2558
Изтаблицы видно, что микробиологическое воздействие было проведено в 71нагнетательных скважинах. В результате суммарная дополнительная добыча запериод с 2000 г по 2005 г составила 44897 т, что в среднем на одну скважину –632 т.
МетодЩСПК + ГОК принес дополнительную добычу 10891 т, в среднем на одну скважину –1815 т.
Призакачке серной кислоты в одну нагнетательную скважину дополнительная добыча составила3501 т.
Оторочкараствора ПАВ оказалась наименее эффективным мероприятием, т.к. принесла всеголишь 19 т дополнительной добычи.
Применениемероприятия ТатНО-2000-03 позволило получить дополнительную добычу 2558 т.
Врезультате проделанного анализа видно, что микробиологическое воздействие малоэффективно и это способствовало отказу НГДУ «Лениногорскнефть» отданного мероприятия на Западно-Лениногорской площади.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
4.1 Выбор участка
Технология МБВ-М реализуется на нагнетательныхскважинах, находящихся под закачкой как пресных, так и минерализованных вод.
Объект разработки – залежи нефти в терригенных коллекторах,разрабатываемые с использованием заводнения.
Оптимальные геолого-технические условия участков дляприменения технологии МБВ-М следующие:
— система разработки – внутриконтурное заводнение;
— проницаемость – не менее 0,1 мкм2;
— обводненность добывающих скважин участка воздействия – от60% до 98%;
— пластовая температура – не более 50 °С;
— нефтенасыщенная толщина пласта – от 2 м до 10 м;
— приемистость нагнетательных скважин (при Р = Рдоп– 25 %) – не менее 100 м3/сут;
— вязкость нефти в пластовых условиях – от 3 до 50 мПа×с
— плотность закачиваемой воды на участке воздействия – неболее 1150кг/м3;
— плотность воды, используемой для получениямикробиологического раствора – не более 1065 кг/м3;
Технологический процесс (ТП) осуществляется черезскважину имеющую герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевуюарматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловыхгеофизических исследований (ПГИ), характеризующуюся отсутствием заколонныхперетоков.
Непосредственно перед началом работ (но не позднее,чем за сутки) скважина подключается под закачку воды с целью выхода наустановившийся режим работы.
Выбор скважины для технологии МБВ-М осуществляетсягеологической службой НГДУ совместно с разработчиками технологии исходя изгеолого-промысловых данных и критериев применимости технологии и утверждаетсяглавным геологом НГДУ.
4.2 По методу «прямого» счета
Эта методика может применяться для экспортной оценкиэффекта МУН. Суть методики заключается в следующем.
Таблица 4.2.1 Показатели работы (нагнетательнаяскважина № 1)Предыстория История Дата Добыча за месяц, тыс.т Дата Добыча за месяц, тыс.т нефть вода нефть вода 07.2008 345 9265 07.2009 371 8670 08.2008 268 9245 08.2009 359 8569 09.2008 257 8600 09.2009 336 8963 10.2008 249 7669 10.2009 264 8863 11.2008 276 10604 11.2009 255 10203 12.2008 286 10887 12.2009 218 10463 01.2009 323 7956 02.2009 281 7688 03.2009 321 8941 04.2009 354 8583 05.2009 363 8837 06.2009 319 8487
В координатах «месячная добыча нефти- календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (07.2008)на 1 год раньше месяца начала воздействия МУН (07.2009), т.е. в качествеближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рисунок 1) наносим точкимесячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальнуюпрямую через месяц начала воздействия (07.2009).
Далее по эксплуатационным карточкамдобывающих скважин определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (3642 т) исреднемесячную добычу в этот период (303,5 т). Последнюю величину откладываемна графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия(07.2009). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезкомпрямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму,на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1 точке, во втором – и втретьем — по 5 точек. Для определенияналичия тренда и его надежности рассчитываем коэффициент ассоциации Юла:
/> (4.2.1)
где а, б, в, г – количество точек в соответствующихквадрантах. Если КаЮл > 0,7, считаюттренд установленным и достаточно надежным.
Отсюда коэффициент ассоциацииЮла равен:
/>
Поскольку КаЮлбольше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленными достаточно надежным.
Далее определяемколичественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкамопределяем добычу нефти за первые 6 месяцев (1681 т) и вторые 6 месяцев (1961т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину(280,2 т) и вторую половину предыстории (326,8 т). Через последние две точки ицентр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границыпредыстории и истории (07.2009 – дата начала воздействия). В этой точкепересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (323 т) и из неепроводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия).
Таким образом, считаем,что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в периодпосле воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что,естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положениюточек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямойнаглядно выявляется качественный эффект (3 из 6 точек расположены выше базовойгоризонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологическоговоздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефтипосле начала воздействия на дату анализа (с 1.07.2009 по 1.01.2010 гг.). Онаоказалась равной 1803 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействияоказалась равной 300,5 т, или на 7,49 % меньше базовой (323 т).
Вычитая из среднемесячнойдобычи нефти после воздействия (300,5т) базовую среднемесячную добычу нефти(323 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величинудополнительно добытой нефти (-405т, т.е. добыча сократилась), ее долю поотношению ко всей добыче нефти после воздействия (22,46 %), а также удельнуютехнологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии(-3 т/м3).
Зная среднемесячную добычуводы в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.1), можноопределить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени(96,7 % и 96,87 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (323 т) исреднемесячную добычу воды в период предыстории (8897 т) и истории (9289 т),сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 96,5 % и 96,64%.
/>
Рис. 4.2.1. Динамика добычи нефти по скважине № 1
Таблица 4.2.2 Показатели работы (нагнетательнаяскважина № 2)Предыстория История Дата Добыча за месяц, тыс.т Дата Добыча за месяц, тыс.т нефть вода нефть вода 02.2008 358 1436 06.2009 429 1105 03.2008 409 1622 07.2009 486 1123 04.2008 395 1463 08.2009 545 1163 05.2008 433 1385 09.2009 645 1569 06.2008 385 1365 10.2009 359 948 07.2008 432 1557 11.2009 469 1257 08.2008 435 1598 09.2008 635 1077 10.2008 590 1035 11.2008 347 1385 12.2008 352 1465 01.2009 501 1135 02.2009 461 1159 03.2009 440 1335 04.2009 413 1315 05.2009 487 1254
В координатах «месячная добыча нефти- календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (02.2008)на 16 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН (06.2009), т.е. в качествеближней предыстории берем 16 месяцев. На график (рисунок 2) наносим точкимесячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальнуюпрямую через месяц начала воздействия (06.2009).
Далее по эксплуатационнымкарточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 16 месяцев предыстории(7073т) и среднемесячную добычу в этот период (442т). Последнюю величинуоткладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцемвоздействия (06.2009). Затем период предыстории делим на две равные частивертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился вквадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалась 1 точка, вчетвертом — 4 точки, во втором – 4, и в третьем — 7 точек. Отсюда коэффициентассоциации Юла равен:
/>
Поскольку КаЮлбольше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленными достаточно надежным.
Далее определяемколичественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкамопределяем добычу нефти за первые 8 месяцев (3482 т) и вторые 8 месяцев (3591т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину(435,3 т) и вторую половину предыстории (448,9 т). Через последние две точки ицентр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границыпредыстории и истории (06.2009 – дата начала воздействия). В этой точкепересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (458 т) и из неепроводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в период предыстории, а в период после воздействия базоваядобыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижаеттехнологический эффект.
По количеству и положениюточек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямойнаглядно выявляется качественный эффект (4 из 6 точек расположены выше базовойгоризонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологическоговоздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефтипосле начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Онаоказалась равной 2933 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействияоказалась равной 489 т, или на 6,3 % больше базовой (458 т).
Вычитая из среднемесячнойдобычи нефти после воздействия (489т) базовую среднемесячную добычу нефти (458т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величинудополнительно добытой нефти (678,3т), ее долю по отношению ко всей добыче нефтипосле воздействия (23,13%), а также удельную технологическую эффективностьодного кубического метра закачанной микробиологии (8,5 т/м3).
Зная среднемесячную добычуводы в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.2), можноопределить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени(75,3 % и 70,9 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (458 т) исреднемесячную добычу воды в период предыстории (1349 т) и истории (1194 т),сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 74,7 % и 72,3 %.
/>
Рис. 4.2.2. Динамика добычи нефти по скважине № 2
Таблица 4.2.3 Показатели работы (нагнетательнаяскважина № 3)Предыстория История Дата Добыча за месяц, тыс.т Дата Добыча за месяц, тыс.т нефть вода нефть вода 10.2008 546 496 06.2009 609 1004 11.2008 600 561 07.2009 679 1146 12.2008 727 1322 08.2009 613 1068 01.2009 625 1006 09.2009 709 1063 02.2009 625 977 10.2009 670 1125 03.2009 718 1106 11.2009 666 1048 04.2009 653 995 05.2009 651 1065
В координатах «месячная добыча нефти- календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (10.2008)на 8 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН (06.2009), т.е. в качествеближней предыстории берем 8 месяцев. На график (рисунок 3) наносим точкимесячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальнуюпрямую через месяц начала воздействия (06.2009).
Далее по эксплуатационнымкарточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 8 месяцев предыстории(5145т) и среднемесячную добычу в этот период (643,1 т). Последнюю величинуоткладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцемвоздействия (06.2009). Затем период предыстории делим на две равные частивертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился вквадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1точке, во втором – и в третьем — по 3 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юларавен:
/>
Поскольку КаЮлбольше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленными достаточно надежным.
Далее определяемколичественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкамопределяем добычу нефти за первые 4 месяцев (2498т) и вторые 4 месяцев (2647 т)предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (624,5т) и вторую половину предыстории (661,8 т). Через последние две точки и центрквадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границыпредыстории и истории (06.2009 – дата начала воздействия). В этой точкепересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (681 т) и из неепроводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь периодистории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефтипроисходит только в период предыстории, а в период после воздействия базоваядобыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижаеттехнологический эффект.
По количеству и положениюточек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямойнаглядно выявляется качественный эффект (1 из 6 точек расположены выше базовойгоризонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности микробиологическоговоздействия по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефтипосле начала воздействия на дату анализа (с 1.06.2009 по 1.12.2009 гг.). Онаоказалась равной 3946 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействияоказалась равной 657,7 т, или на 3,55 % меньше базовой (681т).
Вычитая из среднемесячнойдобычи нефти после воздействия (657,7т) базовую среднемесячную добычу нефти(681 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величинудополнительно добытой нефти (-326,7т, т.е. добыча сократилась), ее долю поотношению ко всей добыче нефти после воздействия (8,28 %), а также удельнуютехнологическую эффективность одного кубического метра закачанной микробиологии(-3,63 т/м3).
Зная среднемесячную добычуводы в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 4.2.3), можноопределить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени(59,4 % и 62 %), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (681 т) исреднемесячную добычу воды в период предыстории (941 т) и истории (1075,7 т),сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58 % и 61,2 %.
/>
Рис. 4.2.3. Динамика добычи нефти по скважине № 3
4.3 По характеристикам вытеснения
Использование характеристик вытеснения (ХВ) прирешении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом(1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отборажидкости.
Применительно к решению рассматриваемых далее задачпод характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефтипо объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификацияхкоординат в зависимостях.
Достоинствами метода прогноза, основанного на использованиихарактеристик вытеснения нефти водой, являются:
-простота применения данного метода прогноза;
-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикамвытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов ипроектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельныхслучаях затруднительно.
Суть методики заключается в следующем.
Широко распространенным методом решения данной задачиявляется метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана системауравнений:
/> (4.3.1)
Система двух линейных уравнений с двумя неизвестнымиa, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первоеравенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяютподстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычипродукции (Vн,Vв,Vж).
Успешность использования характеристик вытеснения приопределения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефтиобуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат,в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.
При использовании характеристик вытеснения существуетдостаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактическиеточки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они такжебудут ложиться на прямую.
Характеристики вытеснения, используемые для выборауравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.
/>
где Qн, Qн, Qж –фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b –постоянные коэффициенты.
Для определения добычи нефти за счет применения ГС поХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу.Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощьюЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).
Рассмотрим подробнее метод Максимова на примерескважины № 1
/> (4.3.9)
/> (4.3.10)
/>
/>
Критерий Тейла:
/> (4.3.11)
/>
Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счетМУН (скважина №1)ДАТА Добыча за месяц, т. Добыча накопленная, т. Нефть Вода Нефть Жидкость 07.08 345 9265 345 9610 08.08 268 9245 613 19123 09.08 257 8600 870 27980 10.08 249 7669 1119 35898 11.08 276 10604 1395 46778 12.08 286 10887 1681 57951 01.09 323 7956 2004 66230 02.09 281 7688 2285 74199 03.09 321 8941 2606 83461 04.09 354 8583 2960 92398 05.09 363 8837 3323 101598 06.09 319 8487 3642 110404 07.09 371 8670 4013 119445 08.09 359 8569 4372 128373 09.09 336 8963 4708 137672 10.09 264 8863 4972 146799 11.09 255 10203 5227 157257 12.09 218 10463 5445 167938
Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривыеДата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Максимов Пост. Нефтесод. Сазонов 07.08 5,763 9,2281 1754,28 5859,24 -304,07 248,52 -302,29 08.08 6,430 9,8180 1887,40 4301,66 626,30 558,09 624,50 09.08 6,800 10,1774 1920,71 3803,58 1139,28 846,32 1137,13 10.08 7,042 10,4357 1918,01 3566,38 1474,17 1103,98 1472,77 11.08 7,298 10,6620 1964,75 3371,43 1831,93 1458,04 1829,34 12.08 7,506 10,8534 1992,95 3247,41 2121,00 1821,64 2117,83 01.09 7,636 11,0338 1949,64 3182,51 2298,78 2091,05 2297,69 02.09 7,746 11,1685 1931,03 3133,71 2450,78 2350,38 2450,72 03.09 7,860 11,3034 1916,19 3088,71 2608,31 2651,79 2609,15 04.09 7,959 11,4341 1888,10 3053,84 2743,94 2942,62 2746,17 05.09 8,051 11,5529 1864,83 3024,35 2870,61 3242,00 2874,02 06.09 8,132 11,6469 1855,12 3000,73 2981,96 3528,57 2985,97 07.09 8,208 11,7465 1834,03 2980,10 3086,93 3822,78 3091,99 08.09 8,278 11,8344 1818,10 2962,58 3183,19 4113,32 3189,08 09.09 8,346 11,9104 1813,24 2946,75 3277,01 4415,93 3283,27 10.09 8,408 11,9664 1824,59 2933,16 3363,76 4712,94 3369,73 11.09 8,475 12,0178 1846,44 2919,53 3457,15 5053,27 3462,42 12.09 8,539 12,0597 1874,69 2907,36 3546,63 5400,85 3550,93 Коэфф. A -3,13684 3,230525 -31628,6 2728,19 -12583,2 -64,2134 -12654,2 Коэфф. B 0,970435 1,026355 34626 -30089419 1344,335 0,032542 1346,908 Критерий Тейла 0,017256 0,007321 0,02051 0,014113 0,044377 0,010731 0,044397