История открытия нефтяных месторождений Р еспублики Татарстан. Бондюжское месторождение нефти


Бондюжское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Бондюжское нефтяное местоpождение pасположено в севеpо-восточной части pеспублики Татаpстан, в пpеделах пpавобеpежья сpеднего протяжения pеки Камы. В администpативном отношении оно зани­мает теppитоpию Менделеевского pайона, с pазвитой инфpастpуктуpой, снабженную энеpгетической базой, pабочей степенью интенсивности, путями придания и дp. В 18-24 км от местоpождения размещаются кpупные пpомышленные гоpода Елабуга и Набеpежные Челны. В 10 км к западу пpоходит авто­доpога Казань-Ижевск, в 20 км южнее – автодоpога Казань-Набеpежные Челны. По западному кpылу местоpождения пpоходит стальная доpога Кpуглое Поле-Агpыз. В связи со стpоительством Нижнекамского водохpанилища, 40 процентов теppитоpии местоpождения было затоплено водой. На данной теppитоpии пpобуpено 99 достающих и нагнетательных скважин. В пользу эксплуатации скважин постpоена безнапоpная дамба подковообpазной фоpмы, соеди­ненная концами с коpенным беpегом p.Кама. Длина плотины 12.4 км, шиpина по гpебню – 10м, сpедняя высота – 11.5м. Горнодобывающие скважи­ны pасположены на 23 пpидамбовых площадках кустами (по 3-5 скважин в кусту), их буpение было совершено наклонным способом. Кpоме того вот, присутствует 11 особенных остpовов. На гpебне плотины pазмещается авто­мобильная доpога, водоводы и нефтепpоводы, линии электpопеpедач, связи и телемеханики.В тектоническом отношении Бондюжское местоpождение пpиуpочено к юго-восточному откосу Севеpного купола Татаpского свода, контpолиpуется стpуктуpой тpетьего поpядка субмеpидианального пpостиpания. Пpомышленно нефтеносными считаются поpоды пашийского и кыновского гоpизонтов. Теppигенные поpоды этих гоpизонтов пpедставлены pыхлыми мелкозеpнистыми песчаниками и кpупнозеpнисты­ми алевpолитами. В пpеделах кыновского гоpизонта отличаются два пласта – До и Д1 и пять – в пpеделах пашийского гоpизонта – Д1, Д2, Д3, Д4 и Д5. По площади пpодуктивности пласт До пеpекpывает все нижележа­щие пласты. Базовыми считаются пласты До, Д1 и Д2 в котоpых со­деpжится 86,2 процента геологических запасов нефти, пласты До и Д3, явля­ются втоpостепенными. Сpедняя толщина эксплуатационного объекта составляет 12м, сpедняя поpистость – двадцать процентов, изначальная нефтенасыщенность – 84%. Залежь относится к типу пластовой сводовой, pежим за­лежи- упpуго-водонапоpный. Пластовые воды девонских приостановлений считаются высокоминеpализованными pассолами хлоpкальцие­вого на подобии по В.А.Сулину. Нефти девонских приостановлений относятся к типу сеpнистых, паpафи­нистых, смолистых. Исходные резервы нефти, значащиеся на равновесие ВГФ, составляют геологические – 103948 тыс.т., извлекаемые – 61699 тыс.т. Пеpвый подсчет запасов нефти был пpоизведен в 1958 году. На их принципе в 1961 году была составлена пеpвая технологическая схема pазpаботки. Пpомышленное pазбуpивание было начато в 1962 году. Технологической схемой пpедусматpивалось pазpаботку абсолютно всех пластов воплотить в жизнь одной конструкцией эксплуатационных и нагнета­тельных скважин. Разбуpивание на высокопpодуктивной части осущест­влять по сетке эксплуатационных скважин 600х500 м, на низкопpодук­тивной части – 600х1000 м. На Бондюжском местоpождении пpедусматpивалось законтуpное поддеpжа­ние пластового теснения и попеpечное внутpиконтуpное pазpезание на гpанице зон с pазличной пpодуктивностью. Отдаление от законтуpных скважин до пеpвого эксплуатационного pяда pавно 1400х1500 м, до лицевого контуpа нефтеносности 200х300 м; промежду нагнетательными скважинами: на западном кpыле – 750 м., а на восточном – 1200 м. В pазpезающем pяду pасстояние промежду скважинами составляет 600 м, с удалением его от пеpвых эксплуатационных pядов на 1100 м. Неблизкой­шее совеpшенствование pазpаботки местоpождения выполнялось имея цель больше всего богатого вовлечения в pазpаботку абсолютно всех запасов нефти и ужесточения действия закачки на единичные пласты, путем буpения добавочных горнодобывающих и нагнетательных скважин, пеpеноса фpонта нагнетания, оpганизации очагового заводнения и дpугих меpопpиятий. Последним пpоектным важным документом в пользу произведения усиленной системы влияния на пласты пpинять pешение основать 6 дополни­тельных попеpечных линий pазpезания с созданием 8 самоличных участков pазpаботки. Кpоме того вот, на 8-ом районе оpганизуется оча­говая семиточечная система pасположения нагнетательных и добываю­щих скважин. На дpугих районах pекомендуется оpганизация очагов среди уже пpобуpенных горнодобывающих скважин. Фонд за весь сpок pазpаботки пpи в этом составит 380 скважин, плотность сетки – 16га на скважину. Имея цель больше всего многого изъятия нефти pекоменду­ется закачка неполно гидpолизованного полиакpиламида в 101 нагне­тательную скважину на протяжении 9 лет, в числе 4040 т. По состо­янию на 01.01.1993 года на Бондюжском местоpождении пpобуpено 347 скважин, в т.ч. 181 горнодобывающая, 131 нагнетательная и 35 пpочих. Действующий эксплуатационный фонд количество равно 143 скважины, нагнетательный – 90 скважин. Данные дебиты нефти – 10.7 т/сут, жидкости – 101.3 т/сут. За 1993 год отбоp составил 523 тыс.т нефти, 5015 тыс.т жидкости, пpи обводненности 89.6 процентов. Предельный годовой уpовень составил 2785 тыс.т в 1972 году. С начала pазpаботки отобpано 56935 тыс.т нефти, что составля­ет 92.2 процента от изначальных извлекаемых запасов. Коэффициент изъятия: пpоектный – 0.593 без пpименения совpеменных МУН, 0.607 – с пpименением МУН, 0.547 – данный на 01.01.1993г.

Интересные месторождения

18 Фев

oilman.by

Бондюжское месторождение - Справочник химика 21

    Наиболее мощные нефтяные месторождения размещены в песчано-алевроли-товых отложениях кыновского и пашийского горизонтов девона в пределах южной вершины Татарского свода I (Ромашкинское, Ново-Елховское, Акташское), юго-восточного склона южной вершины Татарского свода (Бавлинское, Крым-Сарайское, Фоминовское), юго-восточного склона северной вершины Татарского свода VI (Бондюжское, Елабужское, Первомайское, Комаровское, Салаушское) и в пределах Мелекесской депрессии III (Нурлатское, Ульяновское). [c.437]     Бондюжское месторождение, открытое в 1955 г., представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания, расположенную на юго-восточном склоне Северного купола Татарского свода. Складка асимметричная, с более крутым восточным крылом. [c.127]

    Бондюжское месторождение. Нефть имеет среднюю плотность, сернистая (класс II), высокосмолистая, выход светлых фракций — довольно высокий, парафиновая (вид Пг). [c.277]

    Характеристика трехпроцентных (по объему) фракций нефти Бондюжского месторождения [c.70]

    С нефти Бондюжского месторождения [c.90]

    С нефти бондюжского месторождения [c.90]

    По данным М.В. Иванова и др. [83], 3-69% техногенного метана образуется из уксусной кислоты. В табл. 37 приведены материалы, характеризующие жизнедеятельность сообщества метаногенов и сульфатвосстанавливающих бактерий в рассмотренных выше пластовых водах Бондюжского месторождения [83]. Из таблицы следует, что метанообразование происходит наиболее интенсивно в сильно разбавленных пластовых водах. В высоко- [c.217]

    Нефти, Бондюжского месторождения Бондюжская, девонская (жесткий режим) [c.23]

    Ильичевское месторождение, открытое в 1962 г., приурочено к Бондюжскому валу, по поверхности. кристаллического фундамента представляет собой поднятие субмеридионального простпрания, несколько изогнутое в плане, с симметричными пологими крыльями. По горизонтам карбона выделяются две структуры северная и южная, разделенные небольшой седловиной субширотного простирания. [c.132]

    НЕФТИ БОНДЮЖСКОГО, ЕЛАБУЖСКОГО И ПЕРВОМАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.66]

    Общее исследование нефтей пашийского горизонта Бондюжского, Елабужского и Первомайского месторождений [c.69]

    Изотопный состав углерода метана и гидрокарбонатов пластовых вод Бондюжского нефтяного месторождения [c.220]

    Подобная картина характерна и для других нефтяных месторождений, разрабатываемых с применением для поддержания пластового давления пресных вод. На Бондюжском месторождении в Татарии (нефтеносные коллектора представлены песчаниками кыновского и па-шийского горизонтов франкского яруса), где для закачки используется вода р. Камы, минерализация пластовых вод вблизи нагнетательных скважин понижалась до 80-8 г/л, а показатели pH и ЕЬ поднимались соответственно до 6,7-7,0 и +60-(+100) мВ [Тютюнова, 1987]. [c.203]

    Прикамские месторождения — Бондюжское, Елабужское и Первомайское—находятся в северо-восточной части Татарии, на территории Елабужского административного района. В тектоническом отношении они расположены на юго-восточном борту северной вершины Татарского свода и приурочены к структурам II порядка — валам Бондюжскому, Елабужскому и Первомайскому. Валы, в свою очередь, осложнены структурами III порядка. Коллекторами нефтей являются песчаники и алевролиты кыно вского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. [c.66]

    Примером заводнения пресными водами может слуншть Бондюжское нефтяное месторождение Татарской АССР. Здесь для внутриконтурного заводнения используются воды р. Кама. Нефтеносные коллектора представлены песчаниками и алевролитами кьшовского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. Прода ктивные пласты залегают на глубинах 1400-1700 м и имеют температуру 30-40 С. Добьшае-мая нефть относится к числу высокосернистых, парафинистых нефтей (8 2,0-2,2%, алканы 4,1%, цикланы 13,2%, арены 2,7%) с р = 0,87К 0,876 г/см . Пластовые воды отложений верхнего девона хлоридного типа с минерализацией 250-280 г/л, pH 5,0—5,5 ЕК = От-10 мВ при содержании гидрокарбонатов 0,6-45 мг/л и сульфатов 0,5-102 мг/л. Растворенный кислород полностью отсутствует. [c.207]

    В целях доказательства современного метанообразования в пластовых водах заводняемых нефтяных месторождений был определен изотопный состав углерода метана и гидрокарбонатов пластовых вод Бондюжского нефтяного месторождения [83]. Соответствующие данные представлены в табл. 38, из которой видно, что в составе растворенных газов, помимо метана, присутствуют тяжелые углеводороды (Са—С5). Величины [СН4]/[С2-С5] горючих газов микробиологического происхождения. Однако в процессе заводнения месторождения по мере опреснения пластовых вод происходит облегчение изотопного состава углерода метана и утяжеление такового гидрокарбонатов. С учетом того, что метаногенез более интенсивен в опресненньтх водах, можно сказать, что в зоне опреснения метан имеет современный бактериальный генезис. [c.219]

chem21.info

Нефти Бондюжского, Елабужского и Первомайского месторождений

из "Нефти татарской АССР"

Прикамские месторождения — Бондюжское, Елабужское и Первомайское—находятся в северо-восточной части Татарии, на территории Елабужского административного района. В тектоническом отношении они расположены на юго-восточном борту северной вершины Татарского свода и приурочены к структурам II порядка — валам Бондюжскому, Елабужскому и Первомайскому. Валы, в свою очередь, осложнены структурами III порядка. Коллекторами нефтей являются песчаники и алевролиты кыно вского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. [c.66] В Елабужском месторождении помимо девонской залежи встречены нефтенроявления в верей-башкирских отложениях среднего карбона, где коллекторами нефти являются карбонатные породы. [c.66] Характеристика нефтей и получаемых из них продуктов приведена в табл. 42—60 соответствующий графический материал представлен на рис. 21—29. [c.66] В составе 50-градусных керосиновых фракций 200—250 и 250—300° С преобладают мётано-нафтеновые углеводороды. Сумма ароматических углеводородов равна соответственно 18— 22 и 26—35%. Во фракциях 200—250° С содержатся лишь легкие ароматические углеводороды, а во фракциях 250—300° С средние преобладают над легкими. Основное количество углерода приходится на парафиновые углеводороды и цепи. По количеству нафтеновые кольца преобладают над ароматическими. [c.67] Дизельное топливо типа летнее может быть получено из фракций широкого ассортимента, имеющих н. к. порядка 150, 180, 230 и 240° С и к. к. 320 и 350° С, но во всех фракциях содержание серы в 1,5—2 раза превышает допустимое по ГОСТ 305—58. Поэтому для получения дизельных топлив из прикамских нефтей необходима гидроочистка фракций. Рекохмендуется также их защелачивание, так как кислотность почти всех фракций завышена. На дизельное топливо может быть отобрано до 32% фракций на нефть (см. табл. 51). [c.67] Выход широкой масляной фракции 350—500° С составляет 20—24%, Фракции характеризуются большой вязкостью, имеют высокие температуры застывания (до 28—30°С), богаты серой (около 2,5%). В составе 50-градусных масляных фракций содержится больше ароматических углеводородов, чем в масляных фракциях ромашкинской нефти. Так, во фракции 300— 350° С прикамских нефтей содержание ароматических составляет около 40%, во фракции 450—500°С — 57%,,а в соответствующих фракциях ромашкинской нефти — 29% и 47%. Все сказанное справедливо и для остальных фракций. [c.68] Исследование структурно-группового состава 50-градусных фракций нефти Елабужского месторождения методом п-й-М показало, что на парафиновые углеводороды и цепи приходится (аналогично нефтям. других месторождений Татарии) 62—64% углерода. Из углерода, входящего в кольцевые структуры, большая часть приходится на ароматические кольца, количество которых заметно возрастает по мере повышения температуры отбора фракций. Количество ароматических колец, приходящееся на среднюю молекулу, при переходе от фракции 300— 350 к 450—500° С увеличивается с 0,55 до 1,90 количество же нафтеновых колец возрастает лишь с 0,65 до 0,97 (см. табл. 54). [c.68] Во фракциях 350—420 и 420—500° С елабужской и бондюж-ской нефтей и 350—400, 400—450 и 450—500° С первомайской нефти потенциальное содержание масел было определено методом адсорбции на силикагеле после депарафинизации и обессмоливания. Показана возможность получения индустриальных масел 12, 30, 45 с небольшими выходами (см. табл. 56 и рис. 23—26). [c.68] Из остатков разной глубины отбора могут быть получены высокосернистые. мазуты всех марок от 20 до 200 с содержанием серы 2,8—3,2%- При окислении 38%-ного остатка перво майской нефти были получены дорожные и строительные битумы различных марок. [c.68] Пропан. . н-Бутан. . Изобутан н-Пентан. . 2-Метилбутан н-Гексан. . [c.74] Высота некоптящего пламени, мм. . . [c.77] Выход на нефть, вес. % Относительная плотность. . [c.79] Ароматические углеводороды легкие. ... средние. . . тяжелые. . . [c.84] Промежуточная фрак ция и смолы. . [c.84] Метано-нафтеновые углеводороды. ... Ароматические углеводороды легкие. . . . . средние. ... Смесь углеводородов метано-нафтеновых и легких ароматических. . . метано-нафтеновых, легких и средних ароматических Фракция 450—500 °С То же после депарафинизации. . [c.85] Остаток выше 500 °С Метано-нафтеновые углеводороды до депарафинизации после депарафинизации. . [c.86] Ароматические углеводороды легкие до депарафиниза ции. . . после депарафи низации. . средние. . . тяжелые. . . Смесь метано-нафтеио вых и легких арома тических углеводоро дов после депарафи низации. ... [c.86] Смесь углеводородов метано-нафтеновых и легких ароматических. . . метано-нафтеновых, легких ароматических и I части средних ароматических. . . . [c.86]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Платформенное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Платформенное месторождение

Cтраница 2

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и разработки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное установление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих запасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных залежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн.  [16]

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и разработки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное установление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих запасов нефти месторождений. Например, для средних размеров нефтяных залежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн.  [17]

Ромашкинское, Ново-Елховское, Бондюжское и большинство других платформенных месторождений по строению водонефтяных зон и условиям их эксплуатации значительно отличаются от месторождений типа Бавлинского, Туймазинского, Шка-повского и др. Это обусловлено высокой расчлененностью эксплуатационного объекта и разработкой его единой системой скважин.  [18]

При вязкости нефти более 2 - 3 спз для платформенных месторождений существует проблема извлечения нефти из водо-нефтяных зон.  [19]

Турнейские залежи нефти Туймазинского, Шкаповского, Стахановского и других платформенных месторождений характеризуются низкими начальными дебитами скважин, медленным падением дебитов нефти и резким ростом обводненности. Как правило, скважины здесь эксплуатируются механизированным способом.  [20]

Фактические данные свидетельствуют о том, что значительная часть выявленных платформенных месторождений углеводородов ( УВ) располагается над выступами кристаллического фундамента, и их структурный план частично или полностью наследует структуру поверхности кристаллического основания.  [21]

Из [26] следует, что наиболее высокие значения ср соответствуют объектам платформенных месторождений Куйбышевской области.  [22]

Нефть встречается не только в складчатых областях земли, но гораздо чаще образует платформенные месторождения, где никаких горных хребтов не имеется.  [23]

Особенности разработки водо-нефтяных зон рассмотрены на примере девонских залежей, имеющих характерные для платформенных месторождений водо-нефтяные зоны и разрабатывающихся длительное время.  [24]

Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других платформенных месторождений значительно различаются сложностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов.  [25]

Все месторождения нефти и газа, открытые между Волгой и Уралом, относятся ко второй группе - платформенных месторождений.  [26]

В число залежей, отбор жидкости из которых до конца основного периода существенно возрастает, входят залежи нефти платформенных месторождений - Д: и Дп Туймазинской площади, Дц Александровской, Дп Константиновской, Д: Серафи-мовско - Леонидовской, Б2 Покровского месторождения. Эти залежи имеют значительные размеры и относительно большие, частично разбуренные водонефтяные зоны. Разработка всех залежей осуществляется с применением заводнения, при сравнительно редких сетках скважин - 20 - 40 га / скв.  [27]

Вышеуказанные методы увеличения нефтеотдачи, направленные на воздействие в целом на пласт и интенсификацию добычи нефти, показали достаточную эффективность в условиях платформенных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Обобщение опыта их разработки и идентификации геолого-промысловых параметров месторождений нефти Башкортостана и Западной Сибири позволит более эффективно доразрабатывать последние.  [28]

На основе аналитических исследований, обобщения опыта разработки и регулирования процесса эксплуатации многопластовых объектов намечены критерии и порядок выбора объектов совместной разработки в условиях многопластовых платформенных месторождений.  [29]

Такие условия могут быть при пологих углах падения пласта, небольшой высоте этажа нефтеносности и небольших глубинах залегания нефтяных залежей, что характерно для многих платформенных месторождений.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Бондюжская пашийского горизонта - Справочник химика 21

    Бондюжская Пашийский горизонт — Смесь 0,8710 22,20 7,90 [c.14]

    Общее исследование нефтей пашийского горизонта Бондюжского, Елабужского и Первомайского месторождений [c.69]

    Прикамские месторождения — Бондюжское, Елабужское и Первомайское—находятся в северо-восточной части Татарии, на территории Елабужского административного района. В тектоническом отношении они расположены на юго-восточном борту северной вершины Татарского свода и приурочены к структурам II порядка — валам Бондюжскому, Елабужскому и Первомайскому. Валы, в свою очередь, осложнены структурами III порядка. Коллекторами нефтей являются песчаники и алевролиты кыно вского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. [c.66]

    Наиболее мощные нефтяные месторождения размещены в песчано-алевроли-товых отложениях кыновского и пашийского горизонтов девона в пределах южной вершины Татарского свода I (Ромашкинское, Ново-Елховское, Акташское), юго-восточного склона южной вершины Татарского свода (Бавлинское, Крым-Сарайское, Фоминовское), юго-восточного склона северной вершины Татарского свода VI (Бондюжское, Елабужское, Первомайское, Комаровское, Салаушское) и в пределах Мелекесской депрессии III (Нурлатское, Ульяновское). [c.437]

    Примером заводнения пресными водами может слуншть Бондюжское нефтяное месторождение Татарской АССР. Здесь для внутриконтурного заводнения используются воды р. Кама. Нефтеносные коллектора представлены песчаниками и алевролитами кьшовского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. Прода ктивные пласты залегают на глубинах 1400-1700 м и имеют температуру 30-40 С. Добьшае-мая нефть относится к числу высокосернистых, парафинистых нефтей (8 2,0-2,2%, алканы 4,1%, цикланы 13,2%, арены 2,7%) с р = 0,87К 0,876 г/см . Пластовые воды отложений верхнего девона хлоридного типа с минерализацией 250-280 г/л, pH 5,0—5,5 ЕК = От-10 мВ при содержании гидрокарбонатов 0,6-45 мг/л и сульфатов 0,5-102 мг/л. Растворенный кислород полностью отсутствует. [c.207]

chem21.info

На эффе ктивность систем разработки нефтяных месторождений 3 1 нефтяные месторождения оао " татнефть"

на эффективность систем разработки

нефтяных месторождений

3.1. Нефтяные месторождения ОАО "Татнефть".

Бавлинское, ДI

По "шкале рангов" среди месторождений Российской Федерации, Бавлинское, ДI нефтяное месторождение занимает VI ступень, опережая Туймазинское, ДI; Шкаповское, ДI; Бондюжское, ДI+ Д0, также западно-сибирские объекты БВ8 Аганского и Ватинского месторождений. На одной ступени таблицы рангов Бавлинское, ДI находится с такими объектами, как БВ8 Самотлорского, ДIVШкаповского месторождений.

При прокачке  – 1,317 и обводненности 90,2 % текущая нефтеотдача составляет 0,570.

Судя по характеристике промывки пласта на месторождении, реально обеспечить нефтеотдачу на уровне 0,60.

На месторождении имеются благоприятные геологические условия для обеспечения высоких показателей: высокая проницаемость пласта (0,960 мкм2) низкая вязкость нефти в пластовых условиях (1,9МПа·с) и невысокая расчлененность пласта (Кр – 1,7).

К 1957 г. запасы пласта ДI в основном были вовлечены в разработку и с 1958 г. начат эксперимент по определению рациональной плотности размещения скважин.

Были остановлены 77 добывающих скважин с добычей нефти 5000 т/с (почти половина суточной добычи нефти пласта ДI). Отбор жидкости из пласта ДI в первые пять лет (1958-1963 г.г.) оставался на уровне 1957 г.

По оценке специалистов результаты пробной эксплуатации скважин, остановленных на эксперимент, и бурение оценочных скважин не подтвердили предположение авторов эксперимента о незначительной величине потерь при разрежении сетки скважин.

Потери в нефтеотдаче из-за разрежения сетки скважин вдвое в нефтяной зоне и отказа от разбуривания водонефтяной зоны составляет 11,1…12,7 пунктов. По своему воздействию на процессы выработки запасов остановка скважин на Бавлинский эксперимент была аналогичной той массовой остановке скважин, которая имела место недавно на месторождениях отрасли.

Текущие темпы промывки на уровне 1,5 % в завершающей период разработки свидетельствует о наличие в пласте нефти, которая не была вовлечена в разработку а оставалась в тупиковых и застойных зонах.

Бондюжское ДI+ Д0 месторждение

По «Шкале рангов» занимает 7 ступень (см. табл.1).

Значение КИН-1 составляет 0,51.

Бондюжское ДI+ Д0, месторождение обладает благоприятными характеристиками для получения высоких показателей разработки при заводнении. Лишь расчлененность продуктивного горизонта (4,4) не позволила месторождению подняться выше "по шкале рангов".

Ромашкинское, ДI+ Д0 нефтяное месторождение (рис. 5 а, б)

При прокачке через пласты горизонта ДI+ Д0 одного объема пор жидкости их нефтеотдача составила 0,45. По "шкале рангов" месторождение занимает 13 ступень.

Характеристики вытеснения Ромашкинского, ДI+ Д0 месторождения и его площадей расположены в виде пучка при сравнительно небольшом разбросе значений нефтеотдачи (рис. 5, в).

В верхней части пучка расположены Чишминская, Ташлиярская, Алькеевская площади, нефтеотдача которых при прокачке одного объема пор жидкости ( = 1,0) составила 0,50 и выше. Успех этих площадей связан, в первую очередь, с лучшими по сравнению с другими площадями геолого-физическими условиями разработки.

а

б

Рис. 5. Ромашкинское, ДI+ Д0 нефтяное месторождение:

а – профиль; б – схема

Центральные площади Ромашкинского месторождения Абдрахмановская, Минибаевская, Южно-Ромашкинская и Павловская – это высоко продуктивные площади, представленные наиболее полным разрезом продуктивного горизонта ДI+ Д0, поэтому расчлененность горизонта на этих площадях самая высокая (3,5-6,0), неоднородность продуктивных коллекторов продуктивного горизонта также самая высокая. С точки зрения организации процессов вытеснения нефти водой, обеспечения высокого охвата пластов процессами воздействия эти площади являются наиболее проблемными.

Сравнительно высокая эффективность процесса выработки запасов нефти на Ромашкинском ДI+ Д0 месторождении, характеризующейся достижением проектной нефтеотдачи при сравнительно невысоких объемах отбора жидкости из пласта, связана с активным регулированием процессов выработки запасов, на протяжении всего периода его разработки.

Ново-Елховское, ДI+ Д0 месторождение.

Основным продуктивным объектом является горизонт ДI Д0 – аналог Ромашкинского нефтяного месторождения. Расчлененность его составляет 4,7. Проницаемость – 0,386, вязкость нефти 4,2 мПа·с.

Подвижность нефти в пласте достаточно низкая (0,092).

По шкале рангов месторождение занимает 15 ступень (КИН-1 – 0,42). Это ниже Ромашкинского ДI Д0 месторождения.

Текущая нефтеотдача составляет 0,42 при прокачке одного объема пор.

Бавлинское, С1-2h месторождение

Геологической особенностью продуктивных пластов нижнего карбона является их значительная послойно-зональная неоднородность и повышенная вязкость нефти в пластовых условиях. Поэтому поддержание пластового давления технологической схемой разработки предусмотрено осуществлять путем сочетания избирательного и законтурного заводнения.

С 1987 г. осуществлен переход от избирательного к замкнутому блоковому заводнению.

Текущая нефтеотдача составляет 0,419 при прокачке  = 1,543.

Стабилизация темпов промывки и низкая текущая обводненность свидетельствуют о том, что нефтеотдача пласта на уровне 0,48 – 0,50 является вполне реальной.

3.2. Нефтяные месторождения ОАО "Самаранефтегаз" (рис. 6).

КИН, %

Рис. 6. Зависимость КИН от 

по месторождениям ОАО «Самаранефтегаз».

На нефтяных месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" на высоком уровне организовано и осуществляется научное сопровождение проектных технологий, получили развитие такие технологии управления процессами заводнения, как циклическое заводнение с изменением фильтрационных потоков, блоковое разрезание залежей и др.

Самарские нефтяные месторождения по показателю КИН-1 занимают высокие места в «таблице рангов».

Мухановское, С1 + С11месторождение (I объект) (рис. 7)

Продуктивный пласт С1 характеризуется высокими коллекторскими свойствами: проницаемость пластов продуктивного горизонта составляет 1,028 мкм2; вязкость нефти в пл. условиях – 1,7 МПа·с; подвижность нефти в пласте 0,590 (!).

Залежь разбурена тремя рядами добывающих скважин, размещенных в сводовой части залежи.

Разработка объекта осуществлялась в условиях естественного водонапорного режима при весьма успешном контроле за выработкой запасов нефти геофизическими методами.

КИН  

КИН  

а

КИН  

КИН  

б

КИН  

КИН  

в

Рис. 7. Мухановское месторождение:

а – I объект;б – II объект; в – III объект;

Текущая нефтеотдача по горизонту СIМухановского нефтяного месторождения составляет 0,683 при высокой прокачке ( = 2,06).

Темпы промывки пласта на всех этапах разработки месторождения были высокими (4…5 %) и на завершающем этапе достигли 7% (!).

Судя по характеристикам промывки, нефтеотдача пласта СI составит не менее 0,7 при  = 2,3-2,4.

Мухановское СIIи СIVместорождение (II объект)

Все четыре пласта намечалось разрабатывать единой сеткой добывающих скважин и совместную закачку воды осуществить за контур.

Обеспечить равномерную выработку запасов нефти не удалось, поэтому с 1960-1961г.г. осуществлен переход на раздельное законтурное заводнение каждого пласта.

Законтурное заводнение южных СIVа, СIVб пластов оказалось эффективным. Причиной низкой эффективности заводнения по верхним СII и СIII пластов явилось значительное удаление нагнетательных скважин от добывающих.

Решено по верхним СII и СIII пластам осуществить блоковое разрезание, которое положительно сказалось на разработке объекта. Однако обеспечить высокоэффективные процессы вытеснения нефти водой по всем пластам, участкам залежи не удалось из-за высокой литологической неоднородности пластов СII и СIII.

Таким образом, несмотря на сравнительно высокую продуктивность пластов второго объекта Мухановского нефтяного месторождения поэтапное освоение заводнения, их высокая расчлененность и низкая подвижность нефти определили не достаточно высокую эффективность системы.

В "таблице рангов" объект II Мухановского месторождения занимает 17 ступень.

Текущий КИН составил 0,443 при прокачке  – 0,99 и обводненности добываемой нефти 75,7.

Мухановское ДI+ДII+ДIII+ДIV месторождение (III объект)

Пласты ДII и ДIII объединены в один объект разработки и разрабатываются совместно.

ППД осуществлялось через нагнетательные скважины пласта ДIIна контуре нефтеносности. Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами составило 1,5…1,7 км. и между нагнетательными – 1 км. Система оказалась неэффективной.

Пришлось осуществить разрезание пласта ДII на 5 самостоятельных блоков, повышать давление нагнетания, создавать очаги заводнения.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения III объекта составляет 0,538 при прокачке  – 0,76.

Темпы промывки не превышают 3 %(!). Снижение темпов промывки началось рано.

Дмитриевское нефтяное месторождение, объект СIII

Продуктивными коллекторами являются песчаники с проницаемостью 0,325 мкм2.

Закачка воды в приконтурную часть пласта началась в 1961 г. и оказалась весьма эффективной.

Значительную роль в процессе вытеснения нефти водой сыграл естественный напор пластовых вод с севера залежи.

Благоприятными оказались и геолого-физические характеристики залежи, как вязкость нефти в пластовых условиях – 1,5 МПа·с, подвижность нефти в пласте – 0,220 и невысокая расчлененность продуктивного горизонта – 2,9.

В основной период разработки темпы промывки достигали 5.4 % и более. Затем началось их снижение и стабилизация на уровне 3-3,5 %. На завершающем этапе разработки залежи темпы промывки стабилизировались на уровне 1,0-1,5%. При существующей системе разработки и организации регулирования нефтеотдача может составить 0,7 при прокачке жидкости 1,8-2,0 объема пор.

Дмитриевское месторождение, объект CIV

Условия разработки нефтяных пластов Дмитриевского месторождения весьма благоприятные. Высокая продуктивность пластов, низкая вязкость нефти в пластовых условиях обеспечили высокую подвижность нефти в пласте СIII – 0,220…0,370 мкм2/МПа·с и в пласте CIV – 0,260 мкм2/МПа·с.

Расчлененность продуктивных пластов сравнительно невысокая.

Все это позволило при сравнительно редких сетках (62…34 га/скв) обеспечить высокие показатели разработки КИН-1 для пласта СIII составляет 0,6 и для пласта CIV – 0,56.

Выше этого показателя достигли лишь Коробковское, Б1 (0,7) и Соколовогорское Д2-v (0,65) месторождения.

Текущее КИН – 0,597 при Շ = 1,2 обводненность 87,3 % и ВНФ – 1,75, текущие темпы промывки ниже – 0,8 %. При таких показателях КИН на уровне 0,60 не предел!

Кулешовское, А3 месторождение

Проницаемость по сравнению с другими объектами Урало-Волжского региона невысокая – 0,188. Вязкость нефти в пластовых условиях – 0,82. Подвижность нефти в пласте – 0,290 (!)

Реализовано блоковое разрезание залежи и циклическое заводнение.

Текущие показатели промывки пластов ниже своих возможностей.

Значение КИН-1 – 0,56 обеспечило в таблице рангов V ступень. Годовые темпы промывки начали снижаться рано – при текущем КИН – 0,35 (!) и достигли 0,3%.

Объем прокачки достиг всего-лишь 96 % (!). Ожидаемое значение КИН при существующей системе составит 0,56…0,58.

Кулешовское, А4 месторождение

Продуктивный пласт представлен известняками органогенно обломочными, кавернозными. Проницаемость колеблется от 42 до 1089·10-3 мкм2. Пласт сначала разрабатывался без ППД. С началом заводнения (1963 г) замедлилось внедрение пластовых вод в некоторых частях залежи. Четко выраженной единой системы создать не удалось.

Положение объекта А4 в "таблице рангов"достаточно высокое – IX. КИН-1 – 0,48. При существующей системе разработки нефтеотдача окажется на 10-12% ниже возможной.

Зольненское, Б1+Б2 месторождение

Высокая проницаемость продуктивных пластов – 2,005 мкм2 и сравнительно низкая вязкость нефти в пластовых условиях – 1,7 мПа·с обеспечили рекордную величину подвижности нефти в пласте – 1,179мкм2/мПа·с.

Коэффициент расчлененности не высок – 2,1.

В "таблице рангов" месторождение занимает II ступень. Текущее значение КИН составляет 0,655 при прокачке  = 1,71. Обводненность добываемой нефти 87 %. Нарушение установившегося режима промывки пласта в основной период разработки не смогло не сказаться на эффективности системы. Показатели промывки могли быть выше.

3.3. Нефтяные месторождения ОАО "Башнефть"(рис. 8).

3

КИН, %

Рис. 8. Годовые темпы промывки по основным

объектам ОАО “Башнефть”

Туймазинское нефтяное месторождение, объекты ДI и ДII(рис. 9).

Пласты ДI и ДII представлены мелкозернистыми песчаниками, местами замещающимися крупно-зернистыми алевролитами.

Пласты разделены аргиллито-карбонатной толщей, часто они сливаются. Пласты ДI и ДII в свою очередь расчленяются на отдельные пачки.

Оба пласта характеризуются обширными ВНЗ, занимающими 45 и 70 % площади месторождения.

Пласты характеризуются единым ВНК.

Условия для организации высокоэффективной системы вытеснения нефтей из пластов достаточно благоприятны.

Схема развития процессов разработки была, примерно такой:

- выделены самостоятельные объекты разработки ДI и ДII;

- поддержание пластового давления путем законтурного заводнения с переходом в дальнейшем на внутриконтурное;

- плотность сетки скважин составляет по пласту ДI – 20 га/скв., по пласту ДII – 13,5 га/скв.;

Годовой темп отбора, %



КИН  

КИН  

а



КИН  

КИН  

б

Рис. 9. Туймазинское месторождение:

а — пласт ДI; б — пласт ДII;

- текущая (на 01.01.2006 г.) нефтеотдача составляет по пласту ДI – 0,579 при прокачке жидкости 2,05 объемов пор. Темпы промывки пласта ДI постоянно возрастали и достигли на завершающем этапе 6 % в год. Стремительное снижение темпов промывки пласта за последние 10 лет, скорее всего, связано с высокой обводненностью добываемой нефти (96–97 %). При этих объемах прокачки жидкости, какие достигнуты ( – 2,03) по пласту ДI можно было рассчитывать и на более высокую нефтеотдачу. По "шкале рангов" объект ДI занимает десятую ступень, заметно отставая от таких объектов, как Серафимовское ДI, Мухановское III объект;

- текущая нефтеотдача по пласту ДIIсоставляет 0,493 при прокачке 1,70 объема пор, обводненность добываемой продукции составляет 94,29 %. На одну тонну нефти из пласта извлечено 3,5 т воды. Характер промывки пластов ДII примерно такой же, как и пласта ДI.

На этапе разработки, когда прокачка жидкости превысила один поровый объем пласта, ( > 1), темпы прироста КИН снижались. Это свидетельствует о недостаточной эффективности регулирования разработки.

Арланское нефтяное месторождение

В разрезе терригенной толщи нижнего карбона до 9 песчаных пластов.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ТТНК: проницаемость 0,041…3,925 мкм2; вязкость нефти в пл. усл. – 18…23 мПа·с; коэффициент расчлененности – 4.

Особенности разработки месторождения: высокая эффективность заводнения пластов с высоковязкой нефтью; применение сравнительно плотных сеток 10…12 га/скв; высокие показатели промывки; КИН-1 – 0,275 при обводненности 90 %; КИН тек. – 0,375 при тек 2,29; темпы промывки до 16 %; по "таблице рангов" – XXI ступень – это предпоследняя ступень; высокий прирост КИН за пределами  – 1,0…26,6 %. Это при обводненности > 90%.

Шкаповское, ДI-ДIV

Принципиальные положения системы:

- очагово-избирательное заводнение в сочетании с законтурным и приконтурным;

- плотность сетки скважин по пласту ДI – 20 га/скв по ДIV – 30 га/скв.

Серафимовское, ДI месторождения

- проницаемость продуктивных пластов составляет 0,360 мкм2;

- коэффициент расчлененности 3,2;

- вязкость нефти – 2 мПа·с.

Показатели промывки:

- КИН-1 – 0,555, что по "таблице рангов" соответствует V ступени;

- КИН тек. – 0,582;

-  – 1,36;

- темпы промывки в основной период разработки составляет 4…5 %.

Стабилизация темпов промывки с незначительными колебаниями наступила при текущей нефтеотдаче 0,25.

Раевское, ДI нефтяное месторождение

Геолого-физические характеристики пласта ДI .

- Залежь – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранирована;

- проницаемость – 0,35 мкм2;

- коэффициент расчлененности – 1,7;

- вязкость нефти в пластовых условиях – 6,8 мПа·с.

Горизонт ДI разрабатывается с применением приконтурного и внутриконтурного заводнения (центральное разрезание). В дальнейшем система заводнения дополнена очагами заводнения.

Сетка скважин сгущена до 8-9 га/скв.

Система промывки характеризуется следующими показателями:

- КИН-1 – 0,53, что по "таблице рангов" соответствует IV ступени.

Текущие показатели промывки:

- КИН – 0,646;

-  – 2,83;

- обводненность – 81% (!).

Высокие показатели промывки пласта связаны в первую очередь с особенностями геологического строения – высокими фильтрационными характеристиками и достаточно высокой плотностью сетки скважин, создавшей достаточный резерв для продолжения промывки пласта (обводненность – 81 %).

3.4. Нефтяные месторождения других регионов

Жирновское, БI месторождение

Нефтегазовая залежь тульского горизонта разбурена с плотностью сетки скважин 8,9 га/скв разрабатывается с заводнением через 12 нагнетательных скважин (по контуру).

Геолого-физические характеристики:

- проницаемость – 1,060 мкм2;

- вязкость нефти в пластовых условиях – 49 мПа·с;

- коэффициент расчлененности – 2,4.

Характеристики промывки:

- по "шкале рангов" - II ступень;

- КИН-1 – 0,6, уступая лишь Коробковскому и Соколовогорскому месторождениям.

- текущий КИН – 0,613;

-  – 1,77;

- обводненность – 94,6 %;

- темпы промывки 2,5 – 4,5 – 5,4.

Коробковское, БI месторождение

Высокая проницаемость 0,465 мкм2 и низкая вязкость 0,6 обеспечили высокую подвижность нефти в пласте – 0,790 мкм2/мПа·с. Темпы промывки постоянно росли и достигли 4% на этапе достижения КИН – 0,45. В дальнейшем началось резкое снижение до 2 %.

Характеристики промывки следующие:

- КИН-1 – 0,7 (!) по "таблице рангов" - I ступень наряду с Соколовогорским месторождением.

Текущие показатели промывки:

- КИН тек. – 0,729;

-  – 1,05.

Ушаковское, Сm2 месторождение (рис. 10).

Залежь по всей площади подстилается водой. Коллекторами являются кварцевые песчаники проницаемостью до 2,6 мкм2. Расчлененность – 2,4; вязкость нефти 1,5 мПа·с; режим залежи – активный водонапорный.

На месторождении пробурены 84 скважины.

Характеристики промывки: КИН-1 – 0,580; по "таблице рангов" – III ступень; максимальные темпы промывки – 5 % были достигнуты при КИН 0,25. Это при обводненности 25…30 %.

Дальнейшее снижение годовых темпов промывки до 2-3 % связано с ростом обводненности.

Текущее значение КИН – 0,584 при прокачке 1,04.

ВНК

а



б

Рис. 10. Ушаковское месторождение:

а – геологический профиль; б – зависимость КИН от 

Анастасиевско-Троицкое месторождение, IV гор. (рис. 12)

Особенностью геологического строения залежи является приуроченность ее к вытянутой складке длиной 28 км и шириной 3…4 км.

IV горизонт представляет собой песчано-алевролитовую пачку толщиной до 100 м, состоящую из двух частей.

а

б

Рис. 11. Анастасьевско-Троицкое, IV горизонт:

а – схема размещения скважин; б – профиль

Проницаемости основной части пласта – 1,500 мкм2 и подчиненной – 0,6 мкм2.

Коэффициент расчлененности основной части – 1,0 и подчиненной – 5.

Вязкость нефти в пластовых условиях – 2,56 мПа·с.

Залежь разбурена по плотной сетке – 9-16 га/скв, которая уплотнена в три раза (!).

Фонтанирование скважин осложнено прорывами газа из газовой шапки и пескопроявлением.

Характеристики промывки пласта:

- КИН-1 – 0,60;

- II ступень по "таблице рангов".

Месторождение разрабатывается в особом – строгом режиме.

Текущие показатели промывки:

- КИН – 0,58;

-  – 0,67;

- обводненность – 70 %.

textarchive.ru

История открытия нефтяных месторождений Р еспублики Татарстан

Как известно, скважина 3 доказала промышленную нефтеносность терригенного девона, но не раскрыла степень соответствия нижних и верхних горизонтов разреза на Ромашкинской структуре, закартированной по пермско-каменноугольным отложениям. Поэтому для определения мест заложения последующих разведочных скважин следовало знать характер структурных соотношений между нижним (терригенный девон) и верхними (карбон, пермь) комплексами. В соответствии с традиционной методикой решение этого вопроса потребовало бы проведение детальной разведки Ромашкинского поднятия. Однако уже при разбуривании Шугуровской структуры отмечалось, что поднятие по пермско-каменноугольным отложениям не отражает тектонику девонских слоев.

Поэтому геологи треста "Татнефтегазразведка" проявили новаторство и высказали предположение, что девонская залежь в скважине Ромашкино-3 может быть связана не с локальным, а пологим региональным поднятием. Осуществление поисково-разведочного бурения широкой сетью скважин в пределах территорий с низким уровнем изученности обеспечило наилучшие условия для сравнения геологических характеристик удаленных друг от друга площадей и выбора оптимальных направлений работ.

Новая стратегия промышленной разведки начала внедряться на Ромашкинском месторождении в 1948 году. Вскоре она обеспечила высокие темпы подготовки к разработке крупных нефтепромысловых площадей.

По разведанным запасам нефти Ромашкинское месторождение выдвинулось на одно из первых мест в мире. За открытие Ромашкинского нефтяного месторождения геологи А.М.Мельников, С.П.Егоров, И.А.Шпильман, М.Ф.Мирчинк, А.И.Клещев, С.Ф.Федоров и инженеры Ф.Г.Ефремов, А.В.Лукин, С.И.Маковский, Н.С.Голобоков, С.И.Агаев удостоены в 1950 году звания Лауреата Государственной (Сталинской) премии.

Сложившаяся в 50-60-е годы методика поисково- разведочных работ включала три основных компонента: структурно-картировочное бурение с целью подготовки антиклинальных объектов, бурение одиночных поисковых скважин с обязательным вскрытием кристаллического фундамента, разведочное бурение на обнаруженные в процессе поисков нефтеносные горизонты. Применение методики интенсивной разведки девонских отложений в различных районах Республики Татарстан способствовало открытию многих новых месторождений. В эти годы были выявлены наиболее крупные и значительные по размерам и запасам нефти месторождения; Ново- Елховское (1954), Бондюжское (1955), Первомайское (1956), Елабужское и др. Целый ряд месторождений и залежей открыт первыми скважинами, заложенными в сводах пермских структур.

Несколько большую роль начали играть геофизические методы изучения площадей и подготовки их к поисковому бурению. Гравимагниторазведка и электроразведка позволяли выявлять общие черты тектонического строения районов, прогнозировать глубины залегания кристаллического фундамента, изучать его дизъюнктивную природу и т.д. На ряде площадей широко применялась сейсморазведка MOB с целью картирования положительных структур. Однако из-за пологого строения поднятий сейсморазведка MOB в геологических условиях Татарстана оказалась малоэффективной.

Использование новых методических приемов поисков и разведки, направленных главным образом на изучение нефтеносности девонских терригенных отложений, и дифференцированный подход к разбуриванию площадей обеспечили исключительно высокую эффективность работ.

С позиций геологической эффективности заключительный период третьего этапа отличался чередованием относительных успехов и неудач.

Геологоразведочные работы на западе республики показали отсутствие промышленных скоплений нефти. Большие объемы бурения, выполненные в процессе интенсивной разведки площадей на востоке Татарстана, позволили прийти к заключению, что возможности открытия крупных и значительных по запасам месторождений в девонских терригенных отложениях себя уже исчерпали.

Четвертый этап геологических исследований начался с 1972 года и продолжается в настоящее время. Как уже упоминалось, в конце третьего этапа обозначилось падение эффективности работ, связанных с поисками и разведкой залежей нефти в девонских терригенных отложениях. С применением расширенного комплекса геолого- геофизических исследований разрабатывались методы оптимизации подготовки девонских и каменноугольных структур. Исключительное значение имели работы, связанные с доразведкой верхних горизонтов Ромашкинского и других крупных месторождений.

Коренной перелом в сторону повышений успешности поисково-разведочных работ в Татарстане наметился в начале 70-х годов. Тогда были полностью исключены из числа нефтепоисковых направлений западные малоперспективные районы республики, а основной курс взят на изучение нефтеносности карбонов путем детального картирования перспективных площадей структурным бурением, ускоренную подготовку этим методом большого числа поднятий с последующим бурением в сводах структур поисковых скважин. Хорошее соответствие пермских и каменноугольных локальных форм обеспечило высокую эффективность работ.

www.energycenter.ru