Общая геолого-физическая характеристика каширо-подольских отложений арланского месторождения

 

Уникальное Арланское нефтяное месторождение расположено на северо- западе республики Башкортостан недалеко от города Нефтекамск и является одним из крупнейших месторождений на территории Российской Федерации.

По соседству с Арланским находятся разрабатываемые Наратовское, Саузбашевское, Гаревское и Барьязиноское нефтяные месторождения.

Район месторождения расположен в лесостепной полосе. По природным условиям район относится к равнине, изрезанной системой рек и оврагов. Главной водной артерией является судоходная р. Белая.

Климат района умеренно - континентальный. Максимальная температура воздуха до плюс 36°С приходится на июль, минимальная минус 45°С - на январь и февраль. Доминирующие ветры - юго-восточые. Годовое количество осадков достигает 492 мм.

Месторождение открыто в 1955 году, введено в разработку в 1958 году. На данный момент месторождение разрабатывается Арланским УДНГ. недропользователе является компания - ОАО «АНК Башнефть». Лицензия на право пользования недрами Уфа №12255 НЭ срок действия с 09.03.04 по 31.12.2016 гг.

 

3.2  Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

 

 Геологический разрез месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским комплексом осадков.

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды.

Разрез осадочной толщи изучен до глубины 4516м. На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д1), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).

Основными продуктивными объектами месторождения являются пласты СVI, CVIo, CV, CIV, CIV0, СIII, СII и CI ТТНК. Для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам.

Алексинский горизонт (Со) – сложен в основном карбонатами, редко представлен пластом рыхлых крупнозернистых песков.

Пласт Д1 представлен песчаниками, содержит одну небольшую залежь на Калегинском участке Николо-Березовской площади.

Турнейский ярус представлен продуктивными пористыми разностями известняков. В разрезе продуктивной пачки выделяются 3 продуктивных пласта Т1, Т2 и ТЗ. Пористость изменяется в пределах 11.6% до 19%. Проницаемость – до 0,14 мкм2.

Средний карбон (верейский, каширский и подольский горизонты) сложен продуктивными известняками и доломитами. Каширо-подольский объект объединяет в себе 4 продуктивных пласта – три каширских (К1, К2+3 и К4) и подольский ПЗ. Продуктивная пачка ВЗ+4, имеющая промышленную ценность, выделена только в пределах Николо- Березовской и Ново-Хазинской площадей.

 

3.2.1 Средний карбон

В продуктивном разрезе среднего карбона выделяется от 2 до 5 продуктивных пластов, характеристика пластов представлена в (таблице 2).

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина (таблица 2) изменяется от 0,55 м до 2,2 м, чаще всего не превышая 1.5 м. Таким образом, продуктивные пласты среднего карбона характеризуются малой толщиной и часто замещаются неколлектором. В связи с этим залежи нефти в отдельных пластах являются литологически ограниченными. Средняя пористость пластов до 22 % .

Продуктивные пласты среднего карбона относятся к типу низкопроницаемых. Которая составляет чаще всего не более 0.050 мкм2.

Средневзвешенная проницаемость (по керну) по Арланской площади составляет 0,050 мкм2.

Доля нефтенасыщенных пластов в общем разрезе до 0.17; иными словами в продуктивном разрезе преобладают плотные разности известняков.

Таблица 2 – Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов среднего карбона

Параметры пласта	Единицы измерения	Значение
Нефтенасыщенная толщина	М	0,86-1,3
Пористость	%	19,1-20,9
Проницаемость	мкм2	0,050-0,051
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,075-0,170
Коэффициент расчлененности	доли ед.	1,35-1,77
Коэффициент распространения	доли ед.	0,35-0,36
Коэффициент нефтенасыщенности	доли ед.	0,758-0,785

 

Продуктивные пласты характеризуются прерывистым строением. Коэффициент распространения по пластам не превышает 0,36.

Рассмотренные особенности строения пластов определяют низкую продуктивность залежей нефти среднего карбона.

 

3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

 

По существующей классификации нефть по залежам среднего карбона относится к средним по плотности. Плотность нефти в стандартных условиях колеблется в пределах 875 – 888 кг/м3. Плотность нефти при давлении насыщения (оно равно 2,47 МПа) составляет 846 – 859 кг/м3; вязкость нефти – около 10 мПа*с. Содержание газа в нефти невысокое и составляет 7,3 – 18,0 м3/т.

  На долю среднего карбона приходится 6,5% НБЗ и 3,2% суммарных НИЗ, а на долю остальных 1,8% НБЗ и 1,5% суммарных НИЗ. Около 30% запасов ТТНК (тонкие прерывистые пласты «промежуточной» пачки) и все запасы карбонатных толщ относятся к трудноизвлекаемым.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по объектам составили соответственно: пласт Д1 – 67 и 70 тыс.т (С1); турнейский ярус – 13743 и 1466 тыс.т (В+С1), 1324 и 59 тыс.т (С2); ТТНК – 997594 и 439895 тыс.т (А+В+С1), 12868 и 2983 тыс.т (С2); алексинский горизонт – 11127 и 6565 тыс.т (А+В+С1); средний карбон – 52969 и 11093 тыс.т (В+С1), 27953 и 4333 тыс.т (С2). В целом по месторождению начальные балансовые и извлекаемые запасы составляют 1075500 и 459026 тыс.т (А+В+С1), 42145 и 7375 тыс.т (С2). (Величины запасов приводятся без Вятской площади).

Начальные извлекаемые запасы газа составляют: турнейский ярус – 12 млн.м3 (В+С1); ТТНК – 7516 млн.м3 (А+В+С1), 46 млн.м3 (С2); алексинский горизонт – 133 млн.м3 (А+В+С1); средний карбон – 175 млн.м3 (В+С1)? 98 млн.м3 (С2). В целом по месторождению – 7836 млн.м3 (A+B+Cl) и 145 млн.м3 (С2).

 

3.4 Фонд скважин

 

Эксплуатационный фонд составляет: нефтяных скважин 5182, нагнетательных 1332. Фонд контрольных, водозаборных и ликвидированных скважин равен 1819, в т.ч. добывающих - 1322, нагнетательных - 497 скважин. С учетом того, что определенная часть скважин, находящихся в консервации, потенциально может быть возвращена в действуюший фонд, общее число эксплуатационного фонда достигает 6574 скважин, что составляет 77,8% от пробуренного фонда скважин. Количество ликвидированных и ожидающих ликвидацию скважин достигло 15,0%.

Действуюший фонд составляет: добывающих 4381, нагнетательных 924, всего 5305 скважин. Так называемый, «неработающий» фонд добывающих и нагнетательных скважин, складывающийся из скважин в бездействии, освоении и. частично, контрольных и находящихся в консервации (последние взяты по 50%), достиг 1483 скважин или 17,5% от суммы пробуренных скважин.

Все скважины Арланского месторождения эксплуатируются механизированным способом, фонтанных скважин практически нет. В целом, по ТТНК 76.4% скважин эксплуатируются ШГН. 14.9% - ЭЦН и 1.0% - УЭДН. Это соотношение определяется наличием большого фонда скважин с дебитами по жидкости до 10-15 т/сут. Скважины каширо-подольского горизонта и турнейского яруса эксплуатируются, в основном ШГН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Определение эффективности и качества работ вторичного вскрытия пластов

 

Каширо-подольские отложения Арланского месторождения относятся к Среднему карбону, который сложен продуктивными известняками и доломитами. Характерной особенностью карбонатного коллектора является наличие каверн и трещин, которые в большинстве случаев не только существенно влияют на эффективную емкость коллектора, но и на его проницаемость, обуславливающую фильтрацию флюидов.

Продуктивные пласты характеризуются прерывистым строением.

Продуктивные пласты среднего карбона относятся к типу низкопроницаемых.

Особенности строения данных пластов определяют низкую продуктивность залежей нефти среднего карбона.

Разработка аппаратуры для перфорации скважин определяется общими и региональными геолого-техническими условиями вскрытия пластов с учетом температуры, давления и общих характеристик коллекторов.

В Поволжье, Башкирии, Татарии при вскрытии карбонатных коллекторов применялись перфораторы с меньшим фугасным воздействием – ПК105ДУ, ПК85ДУ.

 

4.1 Исходные данные

 

Для расчета выберем кумулятивный перфоратор ПК105ДУ:

1. Наружный диаметр                        d=105мм;

2.Число прострелов на  один метр 

   вскрытой мощности  пласта            n=12;

3. Длина пробиваемого  канала          lp=165мм;

4.Диаметр канала                                dперф=10мм;

5. Фазировка зарядов                         θ=90 град.

 

Параметры пласта и скважины:

1. Радиус скважины                           rc=0,124м;
2. Радиус контура питания               Rk=250м;
3. Динамическая вязкость

нефти                                             =10мПа*с;

4.  Эффективная мощность

    пласта                                              H=1,5м;    

5.  Горизонтальная

    проницаемость  пласта                   kh=0,05мкм2;                                 

6. Вертикальная 

    проницаемость  пласта                   kv=0,025мкм2;

7. Плотность нефти                            ρ=880 кг/м3;

8. Дебит скважины                             Qm=10 т/сут.

                                 

 

4.2 Расчет скин-эффекта по методике Каракаса и Тарика

Каракас и Тарик (1988 г.) разработали способ расчета скин- эффекта, возникающего при наличии перфорации.

Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения (очистки) твердыми частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Сам же процесс загрязнения (очистки) фильтрационных каналов механическими частицами называется кольматацией (декольматацией). Особую важность это имеет для призабойной зоны скважины, в которой имеют место преобладающие потери энергии, фиксируемые, в частности, при исследовании скважины, работающей в нестационарном режиме.

Скин-эффект - безразмерный параметр, который определяет дополнительное фильтрационное сопротивление, вызывающее падение давления в призабойной зоне. На величину скин-эффекта оказывают влияние многие факторы, которые определяются изменением фазового состава, скоростей фильтрации и называются псевдоскин-факторами.

Скин-эффект является сложным и включает в себя эффект потока на плоскости Sh, эффект вертикальной сходимости Sv, а также скважинный эффект Swb. [11, стр. 608]

Отсюда

Sp= Sh + Sv – Swb.                                                                                          (9)

Псевдоскин-фактор на плоскости Sh определяется по формуле

Sh= ,                                                                                                  (10)

где rс – радиус скважины,

        rс’(θ) – эффективный радиус скважины, зависит от угла расположения перфорационных отверстий,

 

    lp /4  при θ = 0,

   αθ(rc + lp) при θ ≠ 0,                                                              (11)

 

где lp – глубина перфорации, а αθ – переменная, которую можно получить из таблицы 2.

 

 

Таблица 2 – Зависимость  αθ от расположения перфорационных отверстий

Расположение перфорационный отверстий, градус	αθ
360 180 120 90 60 45	0,250 0,500 0,648 0,726 0,813 0,860

 

Вертикальный псевдоскин-фактор Sv можно рассчитать после определения некоторых безразмерных переменных

 

hD=,                                                                                                    (12)

где h – расстояние между перфорационными отверстиями, которое обратно пропорционально плотности перфорирования;

       kh и kv – горизонтальная и вертикальная проницаемости соответственно;

 

rpD=,                                                                                    (13)

 

где dперф – диаметр перфорационного отверстия;

       rcD = rc / (lp + rc).                                                                                           (14)

Тогда вертикальный псевдоскин-эффект определяется по формуле

Sv=10a *hDb – 1*rbpD,                                                                                      (15) 

где a= a1 logrpD + a2;                                                                                              (16)