Разработка Арланского нефтяного месторождения

метки: Пласт, Месторождение, Арланское, Нефтяной, Николо, Бурение, Новохазинский, Добыча

Особенностью текущего состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Башкортостана является существенное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасся нефти вследствие значительной выработки наиболее активных в терригенных коллекторах крупных и средних месторождений, находящихся в длительной эксплуатации; увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам со сложным геологическим строением и водоплавающими зонами, залежами с карбонатными коллекторами и аномальными свойствами нефтей повышенной вязкости.

Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95 %) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34,7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной — 41.8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов ~ 82,8%.

Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки таких месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и стабилизации ее добычи.

Важность проблемы возрастает в связи с повышением эффективности доразработки заводнением длительно эксплуатируемых месторождений, в которых сосредоточены более половины остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание новых подходов к разработке технологий воздействия на пласт, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

За последние годы на месторождениях Башкортостана достигнуты определенные успехи в развитии и промышленном внедрении современных методов повышения степени нефтеизвлечения из трудноизвлекаемых запасов.

Так, доля добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) всего к общей добыче нефти по АНК Башнефть за последние 5 лет (2006 -2011 годы) составила 7,2% или 5 млн. т. Одно из ведущих мест в способах воздействия на пласт занимают новые (третичные) физико-химические и микробиологические МУН, а также их различные модификации. Доля дополнительной добычи нефти за счет их применения при этом составила в среднем 6,0 % (около 3 млн. т).

В последние годы промышленное применение для извлечения остаточной нефти из обводненных месторождений Башкортостана нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), систематическое внедрение которых начато с 1986г.

Мировой рынок нефти и ОПЕК: тенденции последних лет

... противопоставить организации монополий свою собственную. В 1960 году в Багдаде главные поставщики нефти на мировой рынок-Венесуэла, Ирак, Иран, Кувейт и Саудовская Аравия - основали Организацию стран-экспортеров нефти (ОПЕК). ОПЕК был зарегистрирован ...

Регулярно проводятся научные исследования по созданию и обоснованию усовершенствованных технологий воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти с учетом выработанности объектов, разрабатываются основные требования и критерии эффективного их применения и инструкции по их применению, согласованные с Башкирским округом Госгортехнадзора.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Ряд новых ОГОТ прошли опытно-промысловые испытания в различных геолого-физических условиях на многих нефтяных залежах и месторождений АНК Башнефть и рекомендованы к промышленному применению, некоторые перспективные находятся на стадии ОПР.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, для дальнейшего расширения объемов применения МУН на месторождениях Башкортостана разработана перспективная программа на последующие годы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”

Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская рисунок 1.1. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ «Арланнефть», “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и «Чекмагушнефть» (Юсуповский участок Новохазинской площади).

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р.Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана “ О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая — 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие — 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10-15км.

Рельеф местности равнинный, холмистый. Поверхностный покров местности разнообразен: лесной массив, заболоченные участки, степной массив (земли сельскохозяйственного назначения).

Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.

Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем”.

Рисунок 1.1 — Обзорная карта месторождения «Арланнефть»

Разработка Арланского месторождения

... развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, ... с диференцированным давлением. Залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к ... площадь Арланского нефтяного месторождения расположена на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско ...

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная — является широкой долиной реки Белой.

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:

• внизу — терригенными и терригенно-карбонатными породами;
• в верхней части — карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках — радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516м (скв.7000).

Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Основные продуктивные пласты относятся к следующим системам и горизонтам:

каменноугольная система, нижнекаменноугольная подсистема, турнейский ярус.

Малевский и упинский горизонты — известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты — известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус

Елховский горизонт — аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5 м, иногда размыты.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта — от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт — песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.

Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт — известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части — русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Разработка Арланского нефтяного месторождения (2)

... остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми. Анализ результатов разработки нефтяных месторождений и проведенных исследований показывает, что при ... месторождении и скважина 508 на Арланском месторождениях. В 2008 году было обработано семь скважин Саузбашевского месторождения. ... гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление ...

Серпуховский надгоризонт — доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95-125 м.

Средний карбон, башкирский ярус

Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус

Верейский горизонт — переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков — серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт — известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт — преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт — известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение — с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.

На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются.

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени — известняков.

В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские).0днако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

• Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);
• Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);
• Широкое развитие глинистых и углистых пород;
• Наличие глубоких размывов турнейских известняков;
• Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н.

промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

• Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV).

Пласт VI — один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 — на Арланской.

Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Арланской -17, на Новохазинской — 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади — 76%, Николо-Березовской — 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской — 0,367, Новохазинской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам — на Арланской площади. Нефтенасыщенность — 72 до 76% (в среднем по площадям).

Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м).

Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность — 65-71% (в среднем).

Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади.. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской — 24%, Николо-Березовской — 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86 %. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.

Пласт II — основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской -1,5, Николо-Березовской — 0,84, Новохазинской — 1,6 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской — 0,87, Николо-Березовской — 0,82, Новохазинской — 0,85 дол.ед.

Пласт I — один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% [4].

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения — 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной «тяжелой» нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.

Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.3 и 1.4 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.

Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы — до 3, смол — до 16 и асфальтенов — до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.

Таблица 1.3

Физические свойства пластовых нефтей

Пласт	Рнас. МПа	Плотность при 15МПа и 240с кг/м3	Вязкость. мПа*с		Объемный коэф-т	Газовый фактор, м3/т	Плотность разгаз.нефти, кг/м3
			Р=15 МПа	Р=0 МПа
Николо-Березовская площадь
II	6,65	882	17,9	28,7	1,029	15,2	887
III	7,88	883	22,9	37,2	1,042	15,4	892
Арланская площадь
II	8,65	878	34,0	1,051	20,2	891
III	7,40	884	19,3	34,4	1,045	17,6	892
VI	8,23	881	19,6	34,2	1,094	17,2	891
Новохазинская площадь
II	7,47	880	19,6	4,4	1,042	16,0	892
IV0	7,43	880	19,0	34,0	1,037	15,4	894
VI	7,62	888	29,1	46,8	1,034	13,8	896

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.4

Таблица 1.4

Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)

Компонент	Площадь
	Арланская	Николо-Березовская	Ново-хазинская
1	2	3	4
Сероводород	—	—	—
Углекислый газ	0,86	2,04	0,76
Азот	42,01	41,97	38,02
Метан	6,29	17,15
Этан	8,91	11,21	10,39
Пропан	19,6	20,3	17,7
Бутаны	10,8	11,2	10,4
Пентаны	6,75	6,75	5,81
Плотность газа по воздуху	1,261	—	1,286

Содержание редких газов (гелия) — некондиционное (0,01- 0,005).

Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.

Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.5 приведены данные исследований пластовых нефтей.

Таблица 1.5

Характеристика пластовых нефтей среднего карбона

Параметр	Площади
	Арланская	Ново-хазинская
Давление насыщения, МПа	0,9-3,0	3,1-4,0
Плотность при Р=0, кг/м3	868-870	864
при Рнас, кг/м3	856-865	853
Обьемный коэффициент от 17,5 МПа	1,003-1,047	1,027
Усадка от 17,5 МПа	0,3-4,4	2,6
от Рнас	0,3-4,7	3,7
Газовый фактор, м3/т	5,3-16,2	13,3
Вязкость при Рнас, мПа*с	10-12	7,0
при Р=0, мПа*с	12,9-14,1	—
Плотность газа (по воздуху)	1,365-1,454	1,358
Содержание азота, мол.%	7,7-17,6	24,9

Таблица 1.6

Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв.27) (объем. %)

Компонент	Газ нефтяной	Нефть разгазир.	Пластовая нефть
Сероводород	—	—
Углекислый газ	—	—	—
Азот + редкие	17,90	—	2,67
Метан	8,33	—	1,05
Пропан	29,45	4,0	7,79
Этан	19,38	0,7	3,48
Изобутан	6,64	1,94	2,64
Н.бутан	11,13	4,93	5,87
Пентаны	4,66	6,75	6,44
Гексаны	2,51	0,69	0,97
Остаток	—	80,99	69,09
Молекулярная масса	41	228	20-1
Плотность газов (ст. усл.)	1,454	0,870	0,856

2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплутационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959г) и проекту разработки (1961г).

После 1965 года — по утвержденной принципиальной схеме, в основу которой с небольшими изменениями, были приняты технологические решения проекта разработки 1961 года. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объедены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в 1970 году 5332,9 тысяч тонн. Начиная с 1971 года добыча постоянно снижается и в 1995 году составила 39% от максимальной.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в 1989 году (1484 ед.) к этому времени было отобрано 86,5% НИЗ, а обводненность составила 94,7% (весовых).

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих скважин до 1987 года и составил 310 ед. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в 1990 году (51,4 миллиона м3 в пластовых условиях).

В настоящее время наметилась тенденция устойчивого снижения отбора жидкости на фоне незначительного роста обводненности (на 1,2%).

За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн.м3 т.е. на 7,4 %, Сравнение динамики фонда добывающих скважин и отбора жидкости показывает, что снижение отбора происходит по двум причинам: уменьшение действующих добывающих скважин (на 3%) и снижение дебитов жидкости в них (4,2%).

Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита скважин и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки. Максимальная добыча жидкости достигнута при отборе 88,5% НИЗ и обводненности 95,2%.

Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и начиная с 1969 года превышал проектный. В 1965 году вместо предусмотренных 461 скважин работало 615. Фонд нагнетательных скважин наоборот, практически всегда был ниже проектного.

Обводненность превышала проектную практически в течении всего периода разработки. Так, по проекту 1958 года обводненность в 1964 году должна была составить 8,2% фактически она составила 34,9%. По проекту 1986 года, в 1990 году планировалась обводненность 94,2%, фактически она составила 95,1%.

Начиная с 1990 года на площади началось снижение многих технологических показателей, в том числе: отбора жидкости — на 9,3%, фонда добывающих скважин — 3%, дебита жидкости — на 4,1%, фонда нагнетательных скважин — на 28,4%, закачки воды — на 10,4%. Это снижение объясняется переходом площади в позднюю, заключительную стадию разработки и является закономерным. Можно считать, что оно должно было начаться раньше, т.к. оставалось добыть всего 6,5% извлекаемых запасов. Очевидно, что сокращение фонда добывающих скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы снижения прогнозировать невозможно по ряду причин:

• во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции;
• во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов;
• в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ;

— в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика до разработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные с не технологическими, а с коньюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям.

В 2010 году из всех объектов разработки НГДУ «Арланнефть» добыто 1875,5 тыс. тонн нефти и отобрано 44219 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 90,5 тыс. тонн, а отборы жидкости выросли на 2593 тыс. тонн. Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки.

Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2010 г. составил по нефти — 2,3 т/сут и по жидкости — 54,2 т/сут. В 2004 году эти показатели составляли соответственно 2,7, и 56,9, т/сут. Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процентах дается ниже в таблице 1.2.

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

Арланская площадь введена в разработку в 1958 году. С 1959 года объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 году число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 года разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959 года) и проекту разработки (1961 года).

После 1965 года — по утвержденной генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические решения проекта разработки 1961 г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания.

После открытия месторождения началась его интенсивная разведка. Уже в 1957 года стало ясно, что площадь открытого месторождения огромная. В первую очередь разведывалась Арланская площадь. Она и оказалась наиболее подготовленной к разработке, хотя ее разведка продолжалась и позднее.

К июлю 1957 года на площади было пробурено 27 разведочных скважин. Бурение этих скважин показало очень сложное строение продуктивной толщи. На первых порах было установлено, что основным продуктивным пластом является самый нижний. Все пласты выше него были объединены в единую верхнюю пачку.

1) Разработку площади намечалось проводить с поддержанием пластового давления путем закачки воды.

2) Ввиду больших размеров площади нефтеносности, наряду с законтурным, предусматривалось внутриконтурное заводнение.

3) В ТТНК было выделено два объекта разработки: нижний, состоящий из пласта СVI, и верхний, объединяющий пласты СI-СV.

4) Внутриконтурные нагнетательные скважины были размещены в зонах наиболее мощных отложений песчаников и в прогибах между отдельными поднятиями, чтобы по возможности вскрыть законтурные зоны залежей пласта СVI и создать режим вытеснения снизу вверх. По утвержденному варианту нижний эксплуатационный объект был разделен на три крупных участка разработки. Пласт СVI предполагалось разрабатывать в основном путем законтурного заводнения. Только на северо-западе площади отрезалась часть залежи, подстилаемая подошвенной водой.

В отличие от нижнего объекта, верхний планировалось разрабатывать преимущественно путем внутриконтурного заводнения. В этих целях линии внутриконтурного заводнения верхнего объекта были совмещены с линиями законтурного нижнего, в результате чего верхний объект был подразделен на три эксплуатационных участка, по форме и размерам совершенно одинаковых с участками нижнего объекта. Эти участки опоясывались нефтеносными зонами. Вдоль внешнего контура нефтеносности были размещены законтурные нагнетательные скважины. Благодаря внутриконтурному и законтурному заводнению верхний объект подвергался двухстороннему воздействию. В верхнем объекте было выделено шесть эксплуатационных участков.

5) По принятому варианту разработки скважины предусматривалось разместить по принятой сетке. Для верхнего этажа принята равномерная сетка 400 х 400 м с плотностью 16 га/скв. Для нижнего и для совместной эксплуатации двух горизонтов скважины располагаются рядами с расстоянием между рядами 500 и между скважинами 400 м. Плотность — 20 га/скв.

На всех участках нижнего объекта первые ряды эксплуатационных скважин проектировались на расстоянии 1000 м от нагнетательных. Ряды эксплуатационных скважин верхнего объекта размещались между рядами скважин нижнего. Поэтому расстояние от первых эксплуатационных рядов до нагнетательных верхнего объекта оказались различными для различных сеток размещения скважин. Всего было намечено пробурить 589 эксплуатационных скважин, в том числе 80 резервных.

6) Расстояние между внутриконтурными нагнетательными скважинами на каждый объект принято 1200 м. Законтурные нагнетательные скважины удалены друг от друга на 2000 м. Намечалось пробурить 118 нагнетательных скважин.

Условиями рациональной разработки двух продуктивных объектов забойное давление в эксплуатационных скважинах нижнего объекта предусмотрено равным 12,3 МПа. Для достижения более высоких дебитов скважин, эксплуатирующих верхний объект, проектировалось поддержание давления на линиях нагнетания на уровне 16,3 МПа, давление на забоях эксплуатационных скважин — 7 МПа.

Эксплуатационное бурение на Арланской площади, согласно принципиальной схеме, было начато в 1959 г. После бурения новых скважин изменилось первоначальное представление о геологическом строении месторождений. Особенно большие изменения выявились в строении пласта СVI. Так было выяснено, что предполагавшихся вначале крупных куполов не оказалось. Выяснилось, что структура сложена более мелкими поднятиями, вытянутыми в северо-западном направлении. Было установлено, что пласты имеют более сложное геологическое

По мере получения новых геологических данных вносились соответствующие изменения в технологическую схему разработки.

Ко времени составления генеральной схемы в систему разработки месторождения были внесены следующие изменения.

1) Внутриконтурная линия нагнетания, которая согласно принципиальной схеме проходила между участками V и I — III, была смещена на юго-запад, в прогиб между отдельными поднятиями, для того чтобы закачивать воду в водонасыщенные зоны пласта VI. В результате переноса линии нагнетания расстояние до первого эксплуатационного ряда, принятое в схеме равным 1 км, не строго выдерживается.

2) Предусмотренные в схеме линии нагнетательных скважин, разделяющие I, II и III участки, оказались лишними как в результате перемещения разрезающего ряда на юго-запад, так и из-за отсутствия предполагавшихся прогибов между поднятиями. Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин сохранен лишь между участками I и IV.

3) В связи с тем, что участок III оказался не обособленным крупным поднятием, оба эксплуатационные объекты были разбурены по одинаковой сетке.

4) С целью сокращения сроков разрезания залежей и создания равномерного фронта вытеснения нефти водой было предложено внутриконтурные нагнетательные скважины бурить на каждый объект разработки.

5) На всех участках Арланской площади предлагалась совместная эксплуатация нижнего и верхнего продуктивных объектов при раздельной закачке воды.

В 1964-1965 гг. в БашНИПИнефти М. М. Саттаров и др. выполнили «Генеральную схему разработки Арланского нефтяного месторождения»

В Генсхеме при утверждении были внесены следующие уточнения:

Забойное давление в добывающих скважинах принято равным 6,0 МПа, давление нагнетания 10,0-15,0 МПа.

Время окончания бурения добывающих скважин принято раньше, чем нагнетательных.

Для стабилизации добычи нефти предусмотрено бурение нескольких резервных скважин. Оставшиеся — бурятся позже.

В Генсхеме были выполнены расчеты нефтеотдачи (таблица 2.1), которые оказались существенно ниже утвержденных ГКЗ.

После 70 — х годов было начато очаговое заводнение.

К 1986 г. назрела острая необходимость составления нового проекта разработки, вызванная несколькими причинами:

Превышение уровня добычи нефти над проектными на 24 %, отбором жидкости на 48%.

Таблица 2.1

Расчетная нефтеотдача по пластам Арланской площади

Коэффициенты	Пласты						В целом
	I	II	III	IV	V	VI
Вытеснения Охвата Сетки Нефтеотдача	68,0 65,2 61,9 22,4	74,5 65,2 89,5 43,5	68,0 65,2 59,6 26,6	68,0 65,2 58,2 25,8	68,0 65,2 58,9 26,2	78,0 65,2 96,8 49,3	42,0

Необходимость изыскания новых решений по регулированию разработки, особенно выработке запасов из промежуточных пластов.

Такой уточненный проект разработки Арланского месторождения был составлен в 1986г.

Состояние разработки Арланской площади месторождения к этому времени характеризовалось следующими показателями.

Общий фонд пробуренных скважин составил 1824, в том числе добывающих 1370, нагнетательных — 306. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1970 г. (5,3 млн.т).

Основная часть добывающих скважин работала с высокой обводненностью. С содержанием воды более 50% работало 882 скважины (80% всего фонда); 507 скважин (49% фонда) работали с обводненностью продукции свыше 90%. Выработка запасов достигла 33,6% начальных балансовых запасов и 77,3% начальных извлекаемых запасов.

Уточненный проект утвержден 2 февраля 2005 г. В настоящее время разработка месторождения осуществляется по этому проекту.

Опыт разработки многопластового объекта в ТТНК. Арланского месторождения убедительно показывает низкую эффективность совместной разработки всех пластов этой толщи. Основными недостатками такой разработки являются:

1. Нерегулируемость разработки каждого пласта.

2. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже.

3. Снижение приемистости пластов с ростом их числа в разрезах.

4. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. В первую очередь это относится к худшим пластам.

5. Несоответствие плотности разбуривания каждого из пластов реальным геологическим условиям.

6. Сложность формирования системы доразработки второстепенных пластов.

Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4.1. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам (снизу-вверх) следующие.

По залежам турнейского яруса Арланской, Новохазинской и Юсуповской площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается. Разработка будет вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. Рекомендуется осуществлять зарезки БС с выходом по пластам на горизонтальные участки стволов (БСГ).

При обосновании зарезок БС использовался РД 39-00147275-057-2000, разработанный БашНИПИнефть [5].

По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4.1, остаточный проектный плюс дополнительный фонд для бурения по вариантам 2 имеется на Николо-Березовской и Юсуповской (остаточный) площадях.