Особенности геологического строения и разработки Архангелсьского месторождения высоковязких нефтей

Введение

Архангельское нефтяное месторождение, открытое в 1974 году, является одним из основных месторождений Татарстана. Нефтеносность разреза осадочной толщи ме-сторождения была установлена в 9 горизонтах девона, карбона и перми, из которых промышленные притоки получены из 7 горизонтов.
По состоянию на 01.01.2013 г. на государственном балансе по месторождению числятся:
- начальные запасы нефти (геологические/извлекаемые): по категории А+В+С1 - 103924/33110 тыс.т, по категории С2 - 8103/2116 тыс.т;
- начальные извлекаемые запасы растворенного в нефти газа по категории А+В+С1 – 182 млн.м3;
- начальные извлекаемые запасы растворенного в нефти газа по категории С2 – 8 млн.м3;
В целом по месторождению на 01.01.2013 г. пробуренный фонд - 666 скважин. В добывающем фонде: 321 действующая скважина, 33 бездействующих, 56 – в консер-вации, 87 пьезометрических, 10 – в ожидании ликвидации, 23 ликвидированны. В нагнетательном фонде: 115 действующих скважин, 1 в отработке на нефть, 2 бездей-ствующие, 1 – в консервации, 3 пъезометрические, 6 – в ожидании ликвидации, 4 лик-видированны. В контрольном фонде 4 наблюдательные скважины.
В целом по месторождению отобрано 12699,0 тыс.т нефти, жидкости – 22242,3 тыс.т. Средний дебит по нефти – 2,3 т/сут, по жидкости – 5,7 т/сут. Обводненность до-бываемой продукции – 58,9 %. Текущий КИН – 0,137 (утвержденный промышленной категории – 0,314), без учета запасов шешминского горизонта. Поддержание пластово-го давления осуществляется с 1981 г. Накопленная закачка составляет 17242,3 тыс.м3, накопленная компенсация – 67,5 %.


1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Архангельское нефтяное месторождение рас-положено на землях Новошешминского района республики Татарстан, в 42км к юго-востоку от районного центра г. Чистополь, который является крупной пристанью на р. Каме (рис. 1.1) [5].
Архангельское месторождение тяжелой нефти расположено в юго-восточной части республики Татарстан. Архангельское месторождение расположено на землях Новошешминского административного района, в бассейне р.Шешма (большей частью на правобережье). По форме поднятие вытянуто с северо-запада на юго-восток, по ве-личине площади относится к небольшим. Административный центр района - г.Новошешминск находится в 1,75 км к югу от южной границы месторождения. На территории Архангельского месторождения и вблизи него расположены следующие населенные пункты – д.Новошешминск, д.Слобода Петропавловская, д.Слобода Ар-хангельская, д.Тубылты тау, д.Ленино, д.Татарское Утяшкино, д.Бакташ, д.Ерыклы.
В орогидрографическом отношении большая часть территории Архангельского месторождения расположена на водоразделе рек Шешма и Кичуй. Западная граница проходит по руслу р.Шешма и частично по ее левобережью, северная часть месторож-дения расположена на правом берегу р.Кичуй. Максимальная абсолютная отметка 180 м в юго-восточной части Архангельского месторождения, минимальная абсолютная отметка 7 м в овраге в юго-западной части месторождения. Долина р. Шешма имеет ассиметричные склоны, которые сильно изрезаны овражно-балочной сетью.
Река Шешма является памятником природы регионального значения. Ширина реки 20-60 м, глубина 0,5-3,0 м, скорость течения 0,1-0,8 м/с. Шешма принимает 74 притока. Средний многолетний слой годового стока 110-145мм. Слой стока половодья 60-80 мм. Расход межени в устье 8,8 куб.м./с. Река средней водности. Отличается по-вышенным грунтовым стоком.
Климат этого района умеренно-континентальный, с теплым и недостаточно влажным летом, умеренно холодной и относительно снежной зимой. Среднемесячная температура воздуха самого теплого месяца - июля находится в промежутке от плюс 19оС до плюс 19,5оС, а самого холодного января - в промежутке от 14,5оС ниже нуля до 14 оС ниже нуля.
Годовое количество осадков составляет 480 мм. Наибольшее количество осадков выпадает за теплый период (с апреля по октябрь) и составляет до 320 мм. Количество осадков за период ноябрь - март составляет 160 мм. Образование снежного покрова начинается во второй декаде ноября, достигает в высоту 50 см. В холодные годы поч-вы промерзают в глубину до 120 см. Разрушение снежного покрова наступает во вто-рой декаде марта[2].
Преобладающее направление ветров южное и юго-западное.
В 3км к северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметь-евское нефтяное месторождение, подготовленное к разработке, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское разрабатываемое нефтяное месторождение, с востока – Урганчинское нефтяное месторождение, подготовленное к разработке.
В тектоническом отношении Архангельское месторождение приурочено к за-падному склону Альметьевского выступа Южно-Татарского свода. К востоку от него находятся Нагорное месторождение и далее к северо-востоку и югу – Уратьминское, Соколкинское, Краснооктябрьское, Северное и другие разрабатываемые месторожде-ния западного склона Южного купола Татарского свода.
В 70 км восточнее месторождения проходит с севера на юг железная дорога, связывающая города Набережные Челны и Бугульму. Связь района месторождения с районным центром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск и пересекает северную часть ме-сторождения с запада на восток. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года.
В 5 км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Дружба».
Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному, ха-рактеризующийся сглаженными увалистыми формами.
В орогидрографическом отношении район месторождения занимает часть доли-ны реки Шешмы в ее нижнем течении и часть водораздельного пространства между реками Шешма и Кичуй. Поверхность рельефа имеет общий наклон к северу, в сторону долины р. Камы.
Климат района месторождения, как и на всей территории Республики Татар-стан, континентальный. Зимы умеренно-холодные, в отдельные годы суровые с мини-мальными температурами от минус 350С до минус 400С. Лето жаркое с неустойчивыми атмосферными осадками. Максимальные температуры летом составляют от плюс 300С до плюс 350С. Среднегодовая температура равна плюс 2,60С.
Количество выпадающих осадков варьирует от 300 до 400 мм в год.
Преобладающее юго-западное и западное направление ветров определяется об-щими воздушными течениями, характерными для всей восточноевропейской террито-рии страны.
.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района Архангельского месторождения

2. Характеристика свойств нефтей Архангельского месторождения

В нижеприведенных таблицах приведены данные о запасах нефти Архангель-ского месторождения по различным объектам.

Таблица 2.1 Сопоставление запасов нефти по фильтрационной модели с утвержденными в ЦКЗ, башкирский объект[4].
Параметр Подсчет за-пасов Модель Расхождение
абс.ед. %
1 2 3 4 5
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т -411.9 -1.0
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 41 807.0 41 395.1 -411.9 -1.0
Площадь нефтеносности, тыс.м2 48 740.0 47 277.5 -1462 -3.0
Ср.эффективная нефтенасыщенная толщина, м 12.1 11.8 -0.32 -2.6

Таблица 2.2 Сопоставление запасов нефти по фильтрационной модели с утвержденными в ЦКЗ, тульский объект[5].
Параметр Подсчет за-пасов Модель Расхождение
абс.ед. %
1 2 3 4 5
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т -840.4 -2.6
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 176 040.0 172 044.1 -3996 -2.3
Площадь нефтеносности, тыс.м2 37 816.0 36 300.6 -1515 -4.0
Ср.эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5.1 4.8 -0.33 -4.5

Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления имеют важ-нейшее значение в адресных гидродинамических моделях. В качестве базовых зависи-мостей относительных фазовых проницаемостей (ОФП) воды и нефти принимались функции, полученные в результате лабораторных исследований кернов соответствую-щих пластов.
Таблица 2.3 Сопоставление запасов нефти по фильтрационной модели с утвержденными в ЦКЗ, алексинский объект[8].
Параметр Подсчет за-пасов Модель Расхождение
абс.ед. %
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т 8.53 0.8
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 15 740.4 15 758.2 17.842 0.1
Площадь нефтеносности, тыс.м2 16 290.6 15 987.5 -303 -1.9
Ср.эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1.4 1.4 -0.05 -3.6

Таблица 2.4 Сопоставление запасов нефти по фильтрационной модели с утвержденными в ЦКЗ, верейский объект[5].
Параметр Подсчет за-пасов Модель Расхождение
абс.ед. %
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т -152.6 -1.1
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 134 603.0 137 193.1 2590.1 1.9
Площадь нефтеносности, тыс.м2 52 639.2 50 957.5 -1682 -3.2
Ср.эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2.5 2.6 0.0537 2.1

Таблица 2.5 Сопоставление запасов нефти по фильтрационной модели с утвержденными в ЦКЗ, каширский объект[5].
Параметр Подсчет за-пасов Модель Расхождение
абс.ед. %
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т 219.05 4.9
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 33 992.0 35 291.6 1299.6 3.8
Площадь нефтеносности, тыс.м2 21 769.0 20 897.4 -871.6 -4.0
Ср.эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1.6 1.6 0.01 0.6