Пласт Д1в содержит 24,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,3 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1г1 содержит 12,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 85,6 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1г2 содержит 28,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 91,1 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Пласт Д1д содержит 2,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 74,7 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.
Текущее состояние выполнения проектных показателей.
Добыча нефти в 2002 году выше проектной на 3,5 %. При этом фактическая добыча жидкости за рассматриваемый период значительно ниже проектной, что связано с ограничением отбора жидкости на площади (проведение мероприятий по регулированию процесса разработки). Соответственно отбору жидкости ограничивается и закачка воды в продуктивные пласты.
Действующий фонд скважин в 2002 году на 24 скважины больше проектного, что объясняется меньшим по сравнению с проектом выбытием скважин и вводом скважин из бездействующего фонда (проектом ввод из бездействия не предусмотрен). За период 2000-2002 г. выбыло из добывающего фонда на 15скважин меньше, чем по проекту, а из бездействующего фонда введено 40 скважин.
3.1 Характеристика технологических показателей разработки
Динамика основных показателей разработки.
По состоянию на 1.01.2000 г. на площади пробурено 846 скважин, в том числе 633 добывающих и 213 нагнетательных. Остаточный проектный фонд составляет 192 скважины, из них 46 скважин основного фонда, 29 резервных, 117 скважин дублеров.
Фонд действующих скважин составляет 370, нагнетательных 163. На площади 10,5 % фонда находится в бездействии: 78 добывающих скважин простаивают по причине малодебитности из-за отсутствия или несовершенства системы воздействия, 11 нагнетательных из-за отсутствия оборудования для системы ППД. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам и типам коллекторов варьирует в пределах 2,5 9, что указывает на несовершенство системы заводнения.
Из продуктивных пластов горизонта ДI на 1.01.2000 г. отобрано 57,4 млн.т. нефти, что составляет 82,6 % от начальных извлекаемых и 39,2 % от геологических запасов. Среднегодовая обводненность продукции равна 85,9 % , водонефтяной фактор 1,715. Сначала разработки в пласты закачено 186,3 млн.м3, компенсация отбора жидкости закачкой составляет 105,8 %.
Добыча нефти в 1999 г. составила 415 тыс.т. (3,4 % от текущих извлекаемых запасов), что в 6 раз меньше максимальной добычи в 1971 году. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины равен 3,5 т/сут по нефти и 24,6 т/сут по жидкости, средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 143 м3/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и давление на забое добывающих скважин на конец 1999 года, соответственно, составило 15,9 и 9,8 МПа.
История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года – именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.
Июль 1943 года – открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.
1943-1946 гг. – открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.
1948 год. – открыто Ромашкинское месторождение – одно из крупнейших в мире.
Начало этапа интенсивной разработки – получена нефть из девонских песчаников на скважине№3( суточный дебит 120 тонн.)
За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополнительная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов повышения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т
Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов получено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.
Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 рационализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пластов.
Площадь находится в завершающей стадии разработки. Неуклонное падение уровня добычи нефти объясняется ухудшением структуры запасов нефти. Основная доля остаточных запасов содержится в малопродуктивных и глинистых продуктивных коллекторах.
Для вовлечения в активную разработку дополнительных запасов нефти необходимо бурение добывающих и нагнетательных скважин, совершенствование системы заводнения путем разукрупнения объекта нагнетательными скважинами, организации широкого применения нестационарного метода воздействия с изменением направления фильтрационных потоков, для чего потребуется совершенствование системы ППД.
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Методы, улучшающие условия фильтрации за счёт первичного и вторичного вскрытия пласта
К этим методам, которые применяются на Зай-Каратайской площади относятся: химический и механический.
Исследования химического способа.
Целью исследований является подбор материала заглушек, определение конструкции запорных устройств и параметров технологического процесса вторичного вскрытия пластов бесперфоратрным способом.
Кислоторастворимый металл, применяемый для заглушек, должен удовлетворять следующим требованиям:
- хорошо растворяться в технической соляной или грязевой кислоте;
- обладать высокой удельной прочностью, хорошей обрабатываемостью и способностью воспринимать ударные нагрузки;
- обладать достаточной химической стойкостью в технологических жидкостях (буровой раствор, пластовая вода и др.).
Анализ металлов по химической активности показывает, что вышеуказанным требованиям больше всего отвечает магний и его сплавы.
Как известно, магниевые сплавы нашли широкое применение в нефтепромысловом деле для термохимической обработки пластов. Учитывая вышеуказанное, а также благоприятные физико-химические и механические свойства магниевых сплавов, их доступность, они рекомендуются в качестве основного материала для решения поставленной задачи.
Для реализации технологического процесса разработано техническое средство, состоящее из фильтра, отверстия которого перекрыты кислоторастворимыми заглушками, вмонтированными в стальные втулки.
Порядок проведения технологических операций заключается в следующем.
1. По данным комплекса стандартных геофизических исследований, выполняемых после бурения скважин, определяют интервалы залегания нефте- и водоносного пластов, их толщину, наличие и толщину глинистого прослоя или переходной зоны водонефтяного пласта.
2. Исходя из полученных результатов, геологическая служба буровых предприятий оценивает возможность проведения технологического процесса, а также даёт рекомендации по компоновке технических средств в составе эксплуатационной колонны.
3. Располагают технические средства в нужном интервале, точность установки обеспечивается тщательным замером длины обсадных труб и контролем локатором муфт.
4. Скважину цементируют по обычной технологии.
5. После ОЗЦ проводят геофизические исследования для определения качества цементирования.
6. Спускают колонну НКТ под освоение и промывают скважину для удаления глинистого раствора до получения чистой воды.
7. Осуществляют обвязку устья скважины арматурой и по колонне НКТ закачивают техническую соляную кислоту для создания кислотной ванны.
8. Цементное кольцо против образовавшихся отверстий в фильтре разрушают путём создания избыточного давления, не превышающего допустимое на данную обсадную колонну.
9. В терригенных коллекторах соляную кислоту задавливают в пласт для обработки призабойной зоны, в карбонатных- создают кавернонакопители без задавливания кислоты в пласт.
10. Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Механический способ.
Известно, что формирование и последующее состояние ПЗП сильно влияют на продуктивность скважин. Само формирование состояние ПЗП зависит от операций, которые проводятся при строительстве скважин-бурение, СПО, цементирование, перфорация пласта.
При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске колонны бурильных, обсадных труб, более чем в 1,7 раза превышает статическую репрессию столба бурового раствора в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости ПЗП.
Следовательно, чем меньше в процессе строительства скважин пласт испытывает воздействие попеременных гидродинамических ударов, которые, зачастую, значительно превышают пластовое давление, тем меньше степень ухудшения фильтрационных свойств коллектора в ПЗП.
Вторичное вскрытие пластов в режиме депрессии позволяет исключить один цикл загрязнения продуктивного пласта скважинной жидкостью и очистить ПЗП за счёт имплозии.
Изучение степени очистки перфорационных каналов и ПЗП обратными импульсами давления показала, что мгновенно создаваемый перепад давления при перфорации в режиме депрессии отличается от обычных статической и ударной нагрузок. При этом выталкивающая сила из пласта в ствол скважины равна удвоенному создаваемому перепаду давления, умноженному на площадь перфорационного отверстия, т.е. чем больше диаметр перфорационного отверстия, тем больше степень очистки ПЗП. Как отмечают авторы, рассмотренный способ очистки эффективен также и для скважин с низким пластовым давлением. Например, в скважине максимально достижным перепадом давления 3,5 МПа можно мгновенно создать депрессию на пласт, эквивалентную приложенному перепаду давления в 7 МПа. При этом возникают в ПЗП более высокие скорости течения и эрозионный эффект, что приводит к высокой степени очистки ПЗП.