ВВЕДЕНИЕ

Целью Научно-исследовательская работа №3 является: рассмотрение

физико-химических процессов, влияющих на эффективность применяемых

методов

увеличения

нефтеотдачи;

рассмотрение

лабораторных

и

экспериментальных данных по исследованию эффективности применяемых

методов увеличения нефтеотдачи и прогнозирование процесса разработки в

условиях Батырбайского месторождения.

Основные задачи НИР №3:

1) Рассмотрение физико-химических процессов, влияющих на эффективность

технологий применяемых методов увеличения нефтеотдачи;

2)

Рассмотрение

лабораторных

и

экспериментальных

данных

по

исследованию

эффективности

применяемых

методов

увеличения

нефтеотдачи;

3) Прогнозирование

процесса

разработки

в

условиях

Батырбайского

месторождения.

Раздел 1. Краткая история проектирования разработки

Батырбайское

нефтегазовое

месторождение,

в

пределах

которого

выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская и

Асюльская площади, открыто в 1960 году.

Промышленная

нефтеносность

установлена

в

терригенных

яснополянских (пласты Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а), карбонатных

башкирских

(пласты

Бш2

и

Бш1)

и

турнейских

(пласт

Т)

отложениях;

газонефтяные залежи выявлены в карбонатных верейских (пласты В1, В3В4)

и каширских (пласт К) отложениях; в подольских карбонатных отложениях

выделены чисто газовые залежи.

Впервые

обобщение

результатов

поисково-разведочного

бурения

и

подсчет запасов нефти и газа производились в 1964 году. В 1967 г. после

окончания разведочных работ был произведен пересчет запасов нефти и газа,

утвержденный в ГКЗ СССР.

В 1981 году, в связи с изменением представления о геологическом

строении месторождения, институтом ПермНИПИнефть были пересчитаны и

утверждены в ГКЗ СССР запасы нефти и газа (протокол № 8753 от 22.4.1981

г.). Утвержденные запасы нефти и газа по категориям В+С1 составляют в

целом по месторождению: начальные балансовые нефти – 189,228 млн. т.,

извлекаемые – 60,710 млн. т., коэффициент нефтеотдачи – 0,32.

Балансовые запасы природного газа составляют – 9401 млн. т.

Первой технологической схемой разработки, составленной в 1964 году,

предусматривалось

разработка

терригенной

залежи

яснополянского

надгоризонта

Асюльской

площади

с

применением

3-х

рядной

блоковой

системы с размещением скважин по сетке 600х600 м.

В связи с уточнением геологического строения в 1967 году утверждена

ЦКР

МНП

технологическая

схема

разработки

башкирской

залежи

Константиновской и Утяйбашской площадей. Этой технологической схемой

предполагалось разработку залежей нефти яснополянского надгоризонта и

башкирского

яруса

осуществлять

одной

сеткой

скважин

с

применением

метода

одновременно-раздельной

эксплуатации;

система

размещения

3-х

рядная блоковая, сетки 600 х 600 м.

В 1968 году составлена технологическая схема разработки газовых

шапок верейских, каширских газо-нефтяных залежей и подольской газовой

залежи; предусматривалась совместная разработка этих залежей с бурением

24 скважин.

Технологическая схема разработки Батырбайского месторождения 1978

г.

(протокол

№

708

от

28.5.1978

г.)

предусматривала:

выделение

двух

самостоятельных объектов разработки на Константиновской и Асюльской

площадях

(яснополянская

и

башкирская

залежи);

дальнейшее

развитие

системы

внутриконтурного

заводнения

путем

бурения

нагнетательных

скважин на отдельные пласты выделенных объектов.

В 1984 году, в связи с необходимостью в корректировке проектной

технологической

документации

и

в

соответствии

с

изменениями

в

геологическом строении и величине запасов, был составлен и утвержден ЦКЗ

СССР проект разработки Батырбайского месторождения (протокол №1167 от

20.11.1985 г.). Центральная комиссия постановила на Константиновской +

Утяйбашской

площадях

выделить

три

эксплуатационных

объекта:

два

нефтяных – яснополянскую и башкирскую залежи и один газовый – газовые

шапки пластов В3В4, В1, К совместно с Пд.

Данной

технологической

схемой

для

яснополянской

залежи

предусмотрена

система

размещения

скважин

блоковая,

плотность

сетки

скважин 600х600, с уплотнением сетки в зонах больших нефтенасыщенных

толщин, система воздействия – очаговое заводнение.

В настоящее время разработка ведется согласно данному проекту.

Раздел 2. Разработка мероприятий по совершенствованию процесса

нефтеизвлечения

При

разработке

мероприятий,

направленных

на

совершенствование

процесса нефтеизвлечения, рассмотрены две задачи:

Увеличение

производительности

по

скважинам

с

большим

сроком

выработки (>18 лет) остаточных запасов нефти;

Вовлечение

в

разработку

не

охваченных

процессом

дренирования

извлекаемых запасов нефти по пластам с низким расчетным КИН.[1]

Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов Тл2а и Бб2

Анализ выработки извлекаемых запасов нефти и распределения по

пластам

остаточных

запасов

с

учетом

коэффициентов

гидропроводности

показал, что при существующей системе разработки достижение проектных

КИН

по

пластам

Тл2а

и

Бб2

нереально.

Не

вовлеченные

в

разработку

извлекаемые запасы по этим пластам составляют: Тл2а 409 т.т., Бб2 82 т.т.

нефти. Поэтому необходимо произвести усовершенствование существующей

системы

разработки

этих

пластов.

Под

системой

разработки

понимается

метод

воздействия

на

пласт;

схема

расположения

добывающих

и

нагнетательных скважин, их число и режим работы; порядок разбуривания

залежи. Так как разбуривание залежи уже произведено, а бурение новых

скважин

требует

больших

капитальных

вложений,

будем

рассматривать

только

существующую

систему

разработки.

Для

усовершенствования

системы

разработки

пластов

Тл2а

и

Бб2

и

вовлечения

в

разработку

недренируемых извлекаемых запасов нефти рассмотрим карты начальных

нефтенасыщенных толщин и вскрытие этих пластов в скважинах (таблица 1).

Таблица

1.

Характеристика

скважин,

имеющих

начальные

нефтенасыщенные толщины по скважинам пласта Тл2а

№скв

Нн. нач,м

Вскрытые пласты

Примечание

1

2

3

4

824

5,0

Тл2а, Тл1в, Тл1б

ЭЦН

290

6,4

Тл2а, Тл1в

Ликвидирована

Продолжение таблицы 1.

487

8,0

Тл2а, Тл2б

ШГН

803

2,8

Тл2а, Тл2б,Тл1б,Тл1а

ШГН

1051

5,0

Бб1, Тл2б

ЭЦН

481

6,4

Тл1б

ШГН

964

3,5

Тл2а, Тл2б

Ликвидирована

367

4,0

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

213

4,8

Тл2а, Тл1б

Ликвидирована

804

4,8

Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Б/Д

820

4,4

Тл2а, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

214

5,0

Тл2б, Тл1в, Тл1а

Ликвидирована

353

7,0

Тл2а, Тл1б

Контрольная

805

6,8

Тл2б, Тл1а

Ликвидирована

222

3,6

Тл2а, Тл1в, Тл1б

Ож.ликв-ции

227

0,8

Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

228

3,4

Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

229

1,6

Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

230

7,8

Тл2а, Тл1б

Ликвидирована

499

3,6

Бб1, Тл2а

Ликвидирована

40

3,0

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ШГН

800

3,3

Тл2а

ШГН

236

3,8

Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

69

5,0

Тл2а, Тл2б, Тл1в, Тл1б

Ликвидирована

373

4,7

Тл2а, Тл2б, Тл1б

ШГН

388

0,6

Тл1в, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

389

1,2

Тл1б

ШГН

394

6,6

Тл2а, Тл1в, Тл1б

Б/Д

395

4,0

Тл2а, Тл2б, Тл1в

Консер-я

242

2,6

Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

809

5,8

Тл2а, Тл1а

ППД

821

5,8

Тл2а, Тл2б, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

243

3,4

Тл2а, Тл1а

Ликвидирована

244

2,4

Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Контрольная

476

1,2

Тл2б, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

398

6,2

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

841

1,8

Тл1б

ШГН

524

3,8

Тл2а

ЭЦН

801

2,1

Бб1, Тл2а, Тл2б, Тл1в, Тл1а

ЭЦН

483

8,0

Тл1в, Тл1б

Ож.Ликвидации

406

2,8

Бб1, Тл2а

Б/Д

811

3,8

Бб1, Тл2а

Ликвидирована

249

4,6

Тл2а, Тл2б, Тл1а

ЭЦН

250

3,6

Тл2а, Тл2б, Тл1в, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

251

4,2

Тл2а, Тл1б, Тл1а

Консервация

410

1,4

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ШГН

254

5,4

Тл2а, Тл2б, Тл1в, Тл1б, Тл1а

ППД

32

6,9

Тл1в, Тл1б

Контрольная

255

5,2

Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а

Контрольная

34

4,2

Тл2а, Тл1б

Ликвидирована

256

1,8

Тл2а, Тл1в, Тл1б, тл1а

Ликвидирована

485

4,4

Тл2а, Тл2б, Тл1б

ШГН

420

4,8

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

259

2,8

Тл2а, тл1в, Тл1б

Ликвидирована

826

4,4

Тл2а, Тл2б

ШГН

260

3,2

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

423

2,0

Тл2а, Тл1а

ЭЦН

1066

1,1

Тл2а, Тл1а

Ликвидирована

265

2,4

Тл2а, Тл1в, Тл1а

Ликвидирована

Продолжение таблицы 1.

460

3,6

Тл2а, Тл1б, Тл1а

Консервация

816

6,8

Тл2а, Тл1б, Тл1а

Освоение ППД

434

3,8

Тл2а, Тл1б

ЭЦН

266

4,4

ППД Бш

445

3,2

Бб2, Тл2а, Тл2б, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

1073

2,2

Тл2а

ШГН

830

3,8

Тл2а

ШГН

520

2,6

Тл2а

Ликвидирована

1074

3,2

Тл1а

ШГН

814

4,6

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ППД

904

8,0

Тл2а, Тл1а

ЭЦН

1075

8,9

Тл1а

ШГН

427

8,8

Тл2а, Тл1в, Тл1а

ЭЦН

535

4,2

Тл2а, Тл1а

ШГН

817

3,8

Тл2а, Тл1б, Тл1а

ШГН

270

3,2

Бб2,ББ1,Тл2а,Тл2б, Тл1б, Тл1а

ШГН

842

0,9

Тл1б, Тл1а

ШГН

271

5,0

Тл2а*, Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

601

4,0

Тл2а

ШГН

1067

3,4

Бб1, Тл2а, Тл2б

ШГН

603

4,9

Тл2а

ШГН

600

3,0

Эксплуатирующа

я турней

604

0,8

Эксплуатирующа

я турней

296

3,2

Тл2а, Тл2б

Ликвидирована

518

3,6

Бб2, Тл2а, Тл1в

Ликвидирована

605

4,2

Тл2а

ШГН

606

1,8

Тл2б

ШГН

275

2,4

Бб1, Тл2а

Б/Д

276

3,3

Тл2а, Тл2б

Б/Д

57

3,2

Бб1

ЭЦН

366

3,6

Бб1, Тл2а, Тл1в

ШГН

832

1,2

Бб1, Тл1в

ППД

439

3,2

Бб1, Тл2а, Тл2б, Тл1в

Ликвидирована

917

6,4

Тл2а, Тл1в

ЭЦН

831

2,0

Бб1

ШГН

462

4,0

Тл2а, Тл1в

Консервация

843

2,4

Тл2а, Тл1в

ШГН

439

3,2

Бб1, Тл2а, Тл2б, Тл1в

Ликвидирована

463

4,0

Бб2, Тл2а, Тл1в

ППД

528

2,4

Ликвидирована

Бш

835

4,8

Тл2а

ШГН

834

2,2

Тл1в

ШГН

479

1,6

ППД Бш

844

3,0

Тл2а, Тл1в

ППД

236

3,6

Тл1б, Тл1а

Ликвидирована

297

0

Тл2а, Тл1в

Ож. Ликв-ции

823

0

Тл2а

ППД

602

4,8

Тл2а

ППД

Из

таблицы

видно,

что

для

усовершенствования

разработки

можно

произвести дополнительно дострел пласта Тл2а в следующих скважинах

(толщина больше 1 метра): 1051, 481, 389, 841, 483, 32, 266, 1074, 1075, 600,

606, 57, 832, 831, 834, 479. Рассмотрим каждую скважину в отдельности:

Скв.№389, 841, 834 находятся в начальной водонефтяной зоне пласта

Тл2а.

Скв №32 переведена в контрольные, т.к. обводнилась на 100 % по

вскрытым в ней пластам Тл1б и Тл1в, обводнение скважины произошло из-за

близкого расположения нагнетательной скв 254 (100 м), в которой вскрыты

пласты Тл1а, Тл1б, Тл1в, Тл2а, Тл2б. Поэтому вскрытие пласта Тл2а в скв 32

нецелесообразно.

Скв 266 и 479 являются нагнетательными на объект Бш, в качестве

нагнетательных на яснополянский объект не нужны.

Скв 832 является нагнетательной на пласты Тл1в, Бб1. Она оказывает

влияние на скв. 366 (вскрыты Тл1в, Тл2а, Бб1) , скв 843 (вскрыты Тл1в, Тл2а)

и скв 831 (вскрыт Бб1). Для улучешния выработки пласта Тл2а необходимо

вскрыть в нагнетательной скважине 832 пласт Тл2а.

Скв 483 ожидает ликвидации после ППД (вскрыты пласты Тл1в, Тл1б).

Техническое состояние позволяет эксплуатировать эту скважину. Начальная

нефтенасыщенная толщина пласта Тл2а равна 8 метров. Поэтому необходимо

рассмотреть

вопрос

об

определении

характера

насыщения

пласта

на

сегодняшний день.

Скв № 1051, 481, 1074, 1075, 606, 57, 831 являются добывающими

скважинами, эксплуатирующими яснополянский объект. В этих скважинах

пласт Тл2а имеет большую нефтенасыщенную толщину от 1.8 до 8,9 метров.

Поэтому необходимо определить характер насыщения этого пласта в данных

скважинах и при нефтенасыщении произвести перфорацию.

Скв 600 и 604 являются добывающими, эксплуатирующими турнейские

отложения.

Рассмотрим возможность перевода турнейских скважин 600 и 604 на

яснополянский

горизонт

или

совместную

эксплуатацию

этих

объектов

в

данных скважинах. (таблица 2)

Таблица

2.

Анализ

выработки

запасов

скважин,

эксплуатирующих

турнейские отложения.

№ скв

Qн,

т/сут

%

обв-ти

Накопленная

добыча тонн

НИЗ,тонн

(по программе

«Аnalis 3»)

Остаточные

Подвижные

запасы, т

Минимальное

время

выработки, лет

600

4,9

29,7

6383

44804

38421

21,5

604

5,1

77,7

34219

53990

19771

10,6

Из

таблицы

следует,

что

переводить

скважины

№600

и

604

на

яснополянские отложения не стоит, т.к. они еще не выработали подвижные

запасы

турнейской

нефти.

Для

определения

возможности

совместной

эксплуатации турнейских и яснополянских отложений в данных скважинах

произведем сравнение свойств нефти и текущих пластовых давлений.

Пластовая нефть из пласта Т близка по свойствам к нефти бобриковской

залежи, поверхностная нефть тяжелая, высоковязкая и по качеству также

близка к нефти бобриковского пласта. Давление насыщения нефти пласта Т

равно 10,2 МПа, газосодержание 40 м3/т, плотность пластовой нефти 880

кг/м3, вязкость в пластовых (поверхностных) условиях 17,6 мПа*с (136,4

мПа*с).

Текущее

пластовое

давление

в

скв.600

и

604

(пласт

Т)

соответственно

12,3

и

13,6

МПа.

Текущее

пластовое

давление

в

рядом

находящихся скважинах №605 и 606 (пласты Тл2а и Тл2б) соответственно

равно 12,7 и 12,5 МПа. (Рнастл= 9,25 МПа).

Свойства

воды

также

отличаются

незначительно.

Породы

обоих

водоносных

комплексов

насыщены

хлоркальциевыми

рассолами.

Минерализация вод

отличается незначительно (Т- 263 г/л, Тл – 275 г/л).

Коффициент сульфатности для пласта Т равен 0,24-0,34, для Тл – 0,01-0,29.

Таким образом, совместная эксплуатация турнейских и яснополянских

отложений возможна. Поэтому, если пласт Тл2а нефтенасыщен, в скв 600

следует произвести его перфорацию.[2]

Рассмотрим пласт Бб2. (таблица 3)

Таблица

3.

Характеристика

скважин

имеющих

начальные

нефтенасыщенные толщины по пласту Бб2.

№скв

Нн. нач, м

Вскрытые пласты

Примечание

270

3,2

Бб2,Бб1, Тл2а, Тл2б, Тл1б, Тл1а

ШГН

602

1,6

Тл2а

ППД

601

3,2

Тл2а

ШГН

1067

4,2

Бб1, Тл2а, Тл2б

ШГН

600

3,2

Эксплуатирующая турней

604

1,2

Эксплуатирующая турней

518

2,0

Бб2, Тл2а, Тл1в

Ликвидирована

917

1,6

Тл2а, Тл1в

ЭЦН

832

1,4

Бб1, Тл1в

ППД

831

1,2

Бб1

ШГН

843

1,2

Тл2а, Тл1в

ШГН

462

1,4

Тл2а, Тл1в

Консервация

463

2,0

Бб2, Тл2а, Тл1в

ППД

445

4,0

Бб2, Тл2а, Тл2б, Тл1б, Тл1а

ЭЦН

1073

4,0

Тл2а

ШГН

520

5,0

Тл2а

Ликвидирована

Для совершенствования разработки пласта Бб2 можно произвести дополнительно

перфорацию пласта Бб2 в скважинах 1067, 600, 604, 601, 917, 831, 843, 462, 1073. С целью

экономии средств определение характера насыщения пласта предлагается провести в скв

№600 и 831 совместно с пластом Тл2а, а также дополнительно в скв №1067 и 1073

(большие

начальные

нефтенасыщенные

толщины).

При

условии

насыщения

нефтью

пласта в этих скважинах произвести их перфорацию.

Заключение

Для

повышения

нефтеотдачи

пластов

Тл2а

и

Бб2,

а

также

для

увеличения

производительности

скважин,

имеющих

большой

срок

выработки

остаточных

извлекаемых

(подвижных)

запасов

нефти

рекомендуется:

Произвести ТБО в скв. №№ 834, 835, 826, 841, 250, 373, 800, 40, 223,

224, 1052, 837, 803;

В нагнетательной скважине №832 произвести перфорацию пласта Тл2а;

Продолжить закачку воды в скважины №602, 913;

В

скв.

№600

и

№831

провести

исследование

методом

ИННК

для

определения

характера

насыщения

заколонного

пространства,

при

насыщении пластов Тл2а и Бб2 нефтью произвести их перфорацию;

В скв. №1067 провести исследование методом ИННК для определения

характера насыщения заколонного пространства, при насыщении пласта Бб2

нефтью произвести его перфорацию;

В скв. №1067 провести исследование методом ИННК, при насыщении

пласта Бб2 нефтью произвести его перфорацию, провести ТБО;

В скв. №483 провести исследование методом ИННК, при насыщении

пласта Тл2а нефтью произвести изоляцию пластов Тл1в и Тл1б, после чего

перфорацию пласта Тл2а;

В

скв.

№1074,

1051

провести

исследование

методом

ИННК,

при

насыщении пласта Тл2а нефтью произвести его перфорацию, провести ТБО;

В скв. №481, 1075, 606, 57 провести исследование методом ИННК, при

насыщении пласта Тл2а нефтью произвести его перфорацию;

Для

увеличения

вероятности

получения

эффекта

от

дополнительной

перфорации пластов рекомендуется после перфорации произвести кислотную

обработку интервала перфорации.[3]

Список использованных источников

1. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки

нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. – 301 с.

2. Климов А.А. «Методы повышения нефтеотдачи пластов».

Технологический регламент по применению технологии воздействия на пласт

глиносодержащим полимерногелевым составом РД 5753490-060-2011.

3. Отчет разработки Батырбайского месторождения.

4. Методические указания по структуре, содержанию и оформлению научно-

исследовательских

работ

магистрантов

по

направлению

21.04.01

«Нефтегазовое дело» очной (заочной) форм обучения.

5. Андронов Ю.В., Стрекалов А.В. Исследование применения ансамблей

нейронных

сетей

для

повышения

качества

решения

задач

регрессии.

Нефтегазовое дело. 2015. 13(1), С. 50-55.

6.

Иванов

А.В.,

Стратов

В.Д.,

Стрекалов

А.В.

ОПТИМИЗАЦИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

РЕЖИМОВ

ДОБЫЧИ

ГАЗОКОНДЕНСАТА

НА

БОВАНЕНКОВСКОМ. Современные проблемы науки и образования. 2015.

№ 1.

7. Андронов Ю.В., Мельников В.Н., Стрекалов А.В. Оценка прогнозирующих

способностей

многослойного

персептрона

с

различными

функциями

активации

и

алгоритмами

обучения.

Геология,

геофизика

и

разработка

нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

8.

Морозов

В.Ю.,

Стрекалов

А.В.

Технология

регулирования

систем

поддержания пластового давления нефтяных промыслов (монография).Санкт-

Петербург Недра. 2014.

9.

А.В.

Стрекалов,

А.В.

Саранча.

Результаты

применения

моделей

вычислительного комплекса немезида-гидрасим на пластах Ван-Еганского

месторождения

Известия

высших

учебных

заведений.

Нефть

и

газ.

2016. № 1. С. 74-85.

10. Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Грачев С.И. Стохастико-аналитическая

модель

гидросистемы

продуктивных

пластов

для

исследования

проводимостей между скважинами.Научно-технический журнал «Известия

вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

11.

Стрекалов

А.В.,

Саранча

А.В.

Применение

нелинейных

законов

фильтрации природных поровых коллекторов в гидродинамических моделях

ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. № 11/2015. Часть 6. 1114–1119 c

12. Грачев C.И., Cтрекалов А.В., Cаранча А.В. Особенности моделирования

трещинопоровых

коллекторов

в

свете

фундаментальных

проблем

гидромеханики сложных систем.Фундаментальные исследования. № 4 (часть

1) 2016, стр. 23-27.

13.

Глумов

Д.Н.,

Стрекалов

А.В.

КРИТЕРИИ

ОЦЕНКИ

И

РАЗВИТИЯ

РЕЖИМА

ТЕЧЕНИЯ

МНОГОФАЗНОЙ

СИСТЕМЫ

ДЛЯ

ЧИСЛЕННЫХ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

МОДЕЛЕЙ.

©

Электронный

научный

журнал

«Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197.