Анализ показателей разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.
Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.
Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи — это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д.)
Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов — массового применения геолого — технических мероприятий (ГТМ).
1. Геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов
.1 Условия залегания основных продуктивных пластов (характеристика, месторождения и климатические условия, тектоника и стратиграфия, нефтегазоводоносность, геологический разрез)
Радаевское нефтяное месторождение расположено в Сергиевском районе Самарской области в 12 км к западу от районного центра с. Сергиевска и в 15 км от конечной станции железнодорожной ветки Кротовка — Сургут. Вблизи месторождения расположены населенные пункты: с.с. Чекалино, Нероновка, Радаевка, Студеный Ключ и др.
Столбовая система разработки калийного пласта
... необходимо внедрять наиболее рациональные и перспективные системы разработки, а также высокопроизводительное, экономичное оборудование, ... условий шахтного поля и участка работ. Шахтное поле рудника Второго рудоуправления расположено в крайней северо-западной части Старобинского месторождения ... вблизи тектонических нарушений увеличиваются углы падения пласта, встречаются трещины разрыва со смещением ...
Месторождение открыто в 1948 году первой поисковой скважиной №1, пробуренной в своде поднятия, выявленного структурно-геологической съемкой масштаба 1:25000. Промышленная нефть была получена из отложений бобриковского горизонта, позднее (в 1951 г.) — из отложений терригенного девона.
Район месторождения находится в переходной зоне от степи к лесостепи.
В пределах площади широко развиты карстовые процессы, проявляющие себя в образовании многочисленных воронок. Глубина их достигает 10-15 м, диаметр-до 50 м. Образование карстовых воронок, вероятно, связано с выщелачиванием неглубоко залегающих гипсов казанского яруса и последующим обрушением вышележащих пород.
Климат района континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура +3.5°С, среднегодовое количество осадков 426 мм.
Сергиевский район промышленно-сельскохозяйственный. Здесь на базе открытия и разработки нефтяных месторождений (Радаевского, Якушкинского, Козловского, Серноводского, Обошинского и др.) ведущую роль играет нефтедобыча.
На территории района имеется несколько глинокарьеров, обеспечивающих сырьем производство глинистых растворов для бурения глубоких скважин.
Площадь месторождения связана с районным центром с. Сергиевск автодорогой с покрытием. В 12 км к юго-востоку от месторождения проходит автомагистраль Самара — Уфа, а также нефтепровод «Дружба».
Радаевское месторождение введено в разработку в 1950 году. На 1.01.2006 г. накопленная добыча в целом по месторождению составила 34906 тыс. т., что составляет 86,27% от начальных извлекаемых запасов, числящихся на балансе.
Стратиграфия
В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста. Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты. Самыми древними осадками, вскрытыми на месторождении, являются породы бавлинской свиты, вскрытые скважинами 2, 3, 4, 50 и 76 и представленные пестроцветными песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и глин. В наиболее глубокой скважине №50 (3745 м) вскрытая толщина бавлинских осадков составила 1505 м.
Девонская система
Отложения нижнего девона на месторождении отсутствуют. Средний девон представлен отложениями эйфельского и живетского ярусов. Разрез эйфельского яруса сложен песчаниками, алевролитами, глинами, а также карбонатными породами (афонинские слои), к пористым разностям которых приурочен водоносный пласт Д-V. Толщина отложений яруса 10-13 м.
Живетский ярус в нижней части сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин воробьевского горизонта, в средней — песчано-глинистой пачкой ардатовского горизонта, среди которой выделяется 3-4-метровый карбонатный прослой (репер «остракодовый известняк»).
С пропластками песчаника связаны водоносные пласты Д-III и Д-III¢. Верхняя часть яруса представлена отложениями муллинского горизонта, которые подразделяются на две пачки: нижнюю — карбонатную и верхнюю — алевролитово-глинистую.
Верхний девон
Франский ярус. В нижней части представлен терригенными отложениями пашийского горизонта: песчаниками, алевролитами, глинами. К песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-I и Д-II; пласт Д-I на рассматриваемой площади является промышленно нефтеносным. Толщина горизонта 60-75 м.
Дробление и сушка известняка
... щековых, молотковых и другого типа дробилок. Дробить и сортировать известняк целесообразно непосредственно на карьере и доставлять на завод лишь рабочие фракции. Технология переработки известняка сводится к ... в других местах. В доломитизированных известняках в качестве примеси присутствует доломит СаСО3 - MgCO3. Теоретически доломит состоит из 54,27% СаСОз и 45,73% MgCO3 или 30,41% СаО, ...
Залегающие выше отложения тиманского горизонта представлены преимущественно алевролитово-глинистыми породами, в верхней части — карбонатно-глинистыми. Толщина горизонта 101-125 м.
Остальная часть франского яруса и фаменский ярус верхнего девона сложены карбонатными породами: известняками, мергелями, доломитами.
Каменноугольная система
Нижний карбон
Турнейский ярус сложен известняками с редкими прослоями доломитов. С проницаемыми разностями в верхней части яруса связан продуктивный пласт В 1 . Толщина яруса 227-380 м.
Визейский ярус. Нижняя часть яруса сложена терригенными породами косьвинского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов: песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники кварцевые, тонко- и разнозернистые, слабо сцементированные. К песчаникам этой части разреза приурочены основные продуктивные пласты месторождения — от С-1 до С-IV. Толщина терригенных отложений изменяется от 55 до 160 м.
Верхняя часть яруса сложена преимущественно карбонатными породами окского надгоризонта: доломитами, реже — известняками. Толщина карбонатных отложений 193-246 м.
Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами. Отмечаются редкие прослои глин, включения гипса и ангидрита. Толщина яруса 112-190 м.
Средний карбон
Башкирский ярус представлен известняками пелитоморфными и кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, местами кавернозными, реже — доломитами. Толщина 32-53 м.
Московский ярус. В основании яруса залегают отложения верейского горизонта, представленные преимущественно глинистыми породами, в нижней части — с прослоями карбонатных пород. Толщина горизонта 53-60 м. Остальная часть разреза московского яруса сложена карбонатными породами каширского, подольского и мячковского горизонтов: известняками и доломитами с прослоями глин. Толщина каширского горизонта 60-86 м., подольского -133-158 м., мячковского -106 -142 м.
Верхний карбон
Разрез представлен известняками и доломитами, иногда загипсованными, с включениями кремня. Толщина 219-361 м.
Пермская система
Нижняя пермь на месторождении представлена ассельским и сакмарским ярусами.
Ассельский ярус сложен доломитами с прослоями органогенно-обломочных известняков. Толщина 40-100 м.
Сакмарский ярус в нижней части представлен известняками с прослоями доломитов, местами разрушенных до состояния доломитовой муки, в верхней части — гипсами и ангидритами. Толщина яруса 25-43 м.
Верхняя пермь представлена отложениями казанского яруса, которые залегают на размытой поверхности сакмарского яруса и сложены доломитами, ангидритами и гипсами. Толщина яруса до 120 м.
Неоген
Отложения неогена по площади распространены не повсеместно. По данным крелиусного бурения толщина осадков местами достигает 74 м. Представлены они глинами известковистыми, плотными.
Четвертичные осадки представлены суглинками и глинами толщиной до 35 м
Тектоника
В региональном тектоническом плане Радаевское месторождение расположено в пределах Волго-Сокской палеовпадины, в прибортовой части Серноводско-Абдулинского авлакогена. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к восточному борту, а Малиновский купол — к осевой зоне Камско-Кинельской впадины. Радаевская структура расположена на Елховско-Боровском валу, который образован цепочкой поднятий, протягивающихся на восток — северо-восток. На оси вала располагаются (с запада на северо-восток): Филипповское, Кирилловское, Авралинское, Елховское, Горько-Овражное, Ивановское, Малиновское, Радаевское, Успенское, Боровское, Артамоновское локальные поднятия. С некоторыми из них связаны месторождения нефти.
Радаевская структура по отложениям каменноугольного возраста представляет собой крупную линейную складку, вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток. Складка имеет асимметричное строение: южное крыло крутое (углы падения до 11°), северное — пологое (до 1° 25 ¢).
По поверхности отложений бобриковского горизонта, основного нефтевмещающего объекта, в строении структуры прослеживаются осложняющие ее локальные купола (с юго-запада на северо-восток): Малиновский (2-й и 1-й участки), Радаевский, Студено-Ключевской, Сергиевский и несколько обособленно — Успенский. Установленные амплитуды куполов в границах внешнего контура нефтеносности основного пласта С-1, принятого в интервале абс. отметок -1189-1201 м, составляют: Малиновский 2-й-37.4 м, Малиновский 1-й-41 м, Радаевский-44 м, Студено-Ключевской-59 м, Сергиевский-57 м. Размеры структуры 21х3.5 км.
По кровле пласта Д-1, содержащего залежь нефти на Радаевском куполе, размеры купола по замкнутой изогипсе — 1910 м составляют 7х2.2 км, амплитуда 31 м.
По более молодым горизонтам среднего карбона и перми складка сохраняет свои основные особенности. В целом, отмечается совпадение структурных планов по различным маркирующим горизонтам карбона и девона.
Нефтегазоводоносность
Радаевское месторождение является многопластовым. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В 1 турнейского яруса, С-II и C-III радаевского, С-I и С-Iа бобриковского горизонтов).
Залежь нефти пласта С-I
Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин. Пласт залегает на средней глубине 1400 м, на 1.01.2006 г. вскрыт 281 скважиной.
Залежь нефти простирается узкой полосой с юго-запада на северо-восток до 20 км, объединяя единым контуром нефтеносности все купола структуры. Гипсометрическое положение водонефтяного раздела обосновано при подсчете запасов в пределах абс. отметок -1189-1201 м, причем отмечается его закономерное погружение с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением регионального напора пластовых вод. Ширина залежи изменяется от 3 км на Сергиевском и Радаевском куполах до 1 км на 2-м участке Малиновского купола.
Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов.
Пласт характеризуется значительной неоднородностью. Его общая толщина изменяется в широких пределах: от 12-13 м в северо-восточной части площади (скважины 25, 26, 31 и др. Сергиевского купола) до 68.8 м в юго-западной (скв. 319 Малиновского купола).
Увеличение толщин происходит по мере приближения к осевой зоне Камско-Кинельской впадины (Малиновский купол).
Значения эффективных толщин пласта также изменяются в широких пределах: от 2.1 м (скв. 13) до 61.9 м (скв. 319), что связано как с вариациями общих толщин, так и с изменчивостью фациального состава отложений, количеством и толщиной глинисто-алевролитовых прослоев в разрезе пласта. В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом (скв. 13,14, 23, 25 и др. Сергиевского купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студено-Ключевского купола), в других — разделен непроницаемыми глинистыми перемычками на серию (до 11-13) проницаемых пропластков (скв. 340, 348 Малиновского купола).
Подсчет запасов нефти залежи пласта С-I [2] производился по участкам, границы которых проведены с учетом многокупольного строения структуры: Сергиевский, Студено-Ключевской и Радаевский купола, 1-й и 2-й участки Малиновского купола
1.2 Коллекторские свойства пласта
Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).
В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 — проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.
Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.
Пласт СI
Залежи нефти пласта СI отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.
Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.
Песчаники пласта бурые и коричневые с различными оттенками, неравномерно нефтенасыщенные. Состав песчаников кварцевый с включением единичных чешуек мусковита, зерен полевого шпата и циркона. Структура мелкозернистая. Текстура массивная, тонкослоистая, реже пятнистая. По данным гранулометрического анализа преобладают зерна фракции 0,25-0,1 мм. Зерна кварца угловатые, полуокатанные, реже окатанные. Часть зерен катаклазирована или корродирована вторичными минералами. Цемент в основном контактовый и поровый, частично базальный и пойкилитовый. В контактовом и поровом цементе содержится тонкослюдистый материал и пелитоморфный карбонат с органическим веществом. Пойкилитовый тип цементации представлен эпигенетическим кальцитом. Коллектор поровый. Пористость межзернового типа. Диаметр пор от 0,01-0,15 до 0,2-0,3 мм (поры выщелачивания).
Каверны размером 1-1,5 мм. Поры сообщаются между собой микроканальцами и тонкими трещинами. В порах содержится пирит и битум. Наблюдаются трещины извилистые, прерывистые, развитые параллельно напластованию. К ним приурочено образование пор щелевидных, открытых.
Таблица №1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
|
Параметры |
пласт СI |
|
Сергиевский купол |
|
|
Категория запасов |
А |
|
Средняя глубина залегания, м |
1380 |
|
Тип залежи |
пластовый |
|
Тип коллектора |
терри-генный |
|
Площадь нефтегазоносности, тыс. м 2 |
10387 |
|
Объем нефтегазоносности, тыс. м 3 |
110143 |
|
Средняя общая толщина, м |
20,5 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
14,1 |
|
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
10,6 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
5,4 |
|
Пористость, доли ед. |
0,24 |
|
Ср. нефтенасыщенность доли ед. |
0,95 |
|
Проницаемость, мкм 2 |
2,313 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,77 |
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
2,8 |
|
Начальная пластовая температура, о С |
26,5 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
14,00 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с |
27,83 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 |
0,878 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м 3 |
0,897 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1189 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,055 |
|
Пересчетный коэффициент доли ед. |
0,948 |
|
Содержание серы в нефти, % |
2,83 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
6,65 |
|
Давление насыщения нефти, МПа |
5,88 |
|
Газосодержание нефти м 3 /т |
27,69 |
|
Газовый фактор м 3 /т |
25,63 |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с |
1,42 |
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м 3 |
1,155 |
|
Плотность воды в стандартных условиях, т/м 3 |
1,161 |
|
Коэффициент вытеснения доли ед. |
0,707 |
|
Нач. баланс. запасы нефти млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») |
21,240 |
|
в том числе: по категории АВС 1 /С2 |
21,240/- |
|
Нач. извл. запасы нефти, млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») |
11,724 |
|
в том числе: по категории АВС 1 /С2 |
11,724/- |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,552 |
|
Плотность газа по воздуху доли ед. |
1,064 |
1.3 Состав и физико — химические свойства пластовых жидкостей и газа
Характеристика нефти, газа Радаевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом КНИИ НП, ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» и институтом «Гипровостокнефть».
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования шести глубинных из скважин №16, 23, 31, 211 и 41 поверхностной пробы из шестнадцати скважин.
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти — 878,0 кг/м3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре — 5,88 МПа, газосодержание — 27,69 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти — 27,83 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м3 , газовый фактор — 25,63 м3 /т, объёмный коэффициент — 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти — 125,38 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода — 0,80%, углекислого газа — 2,07%, азота — 22,86%, гелия — не определяли, метана — 27,65%, этана — 20,18%, пропана — 20,52%, высших углеводородов (пропан + высшие) — 26,44%. Относительная плотность газа по воздуху — 1,064, а теплотворная способность газа — 46528 кДж/м3 .
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,83%), высокосмолистая (15,26%), высокопарафиновая (6,65%).
Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0 С — 33,0%.
Таблица №2 Свойства пластовой нефти и воды
|
Наименование |
Пласт СI(Б2 ) Сергиевского купола |
||||||||
|
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||||||
|
скв. |
проб |
||||||||
|
а) Нефть |
|||||||||
|
Давление насыщения газом, МПа |
4 |
6 |
5,29 — 6,37 |
5,88 |
|||||
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м 3 /т |
4 |
6 |
25,90 — 31,08 |
27,69 |
|||||
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. |
4 |
6 |
1,058 — 1,076 |
1,067 |
|||||
|
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т |
|||||||||
|
Р1= |
0,275 |
МПа |
Т1= |
20 |
°С |
4 |
6 |
— |
21,25 |
|
Р2= |
0,108 |
МПа |
Т2= |
18 |
°С |
4 |
6 |
— |
2,16 |
|
Р3= |
0,098 |
МПа |
Т3= |
20 |
°С |
4 |
6 |
— |
0,29 |
|
Р4= |
0,118 |
МПа |
Т4= |
40 |
°С |
4 |
6 |
— |
1,06 |
|
Р5= |
0,098 |
МПа |
Т5= |
40 |
°С |
4 |
6 |
— |
0,87 |
|
Суммарное газосодержание, м 3 /т |
4 |
6 |
— |
25,63 |
|||||
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
4 |
6 |
— |
1,055 |
|||||
|
Плотность, кг/м 3 |
4 |
6 |
869,0 — 887,0 |
878,0 |
|||||
|
Вязкость, мПа×с |
4 |
6 |
22,00 — 33,10 |
27,83 |
|||||
|
Температура насыщения парафином,°С |
|||||||||
|
б) Газ газовой шапки |
|||||||||
|
Давление начала и максимальной конденсации, МПа |
|||||||||
|
Плотность, кг/м 3 |
|||||||||
|
Вязкость, мПа с |
|||||||||
|
Содержание стабильного конденсата, г/м 3 |
|||||||||
|
в) Стабильный конденсат |
|||||||||
|
Плотность, г/см 3 |
|||||||||
|
Температура застывания, 0 С |
|||||||||
|
Вязкость при 20 0 С, мПас |
|||||||||
|
г) Пластовая вода |
|||||||||
|
Газосодержание, м 3 /т |
|||||||||
|
в т.ч. сероводорода, м 3 /т |
|||||||||
|
Объемный коэффициент |
|||||||||
|
Вязкость, мПа с1,42 |
|||||||||
|
Общая минерализация, г/л |
251,3 |
||||||||
|
Плотность (в пл. условиях), кг/м 3 |
1,155 |
||||||||
Таблица №3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
|
Пласт СI (Б2 ) Сергиевского купола |
||||||||||
|
Наименование |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
|||||||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|||||||
|
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
|
|
Сероводород |
0,794 |
0,80 |
— |
— |
0,886 |
0,80 |
0,004 |
0,04 |
0,030 |
0,20 |
|
Углекислый газ |
2,178 |
1,70 |
— |
— |
2,954 |
2,07 |
0,001 |
0,01 |
0,087 |
0,45 |
|
Азот + редкие |
15,985 |
19,60 |
— |
— |
20,767 |
22,86 |
— |
— |
0,606 |
4,92 |
|
в т.ч. гелий |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
Метан |
10,892 |
23,33 |
— |
— |
14,387 |
27,65 |
0,001 |
0,01 |
0,420 |
5,96 |
|
Этан |
15,420 |
17,62 |
0,39 |
19,683 |
20,18 |
0,058 |
0,54 |
0,630 |
4,77 |
|
|
Пропан |
30,644 |
23,88 |
0,319 |
2,13 |
29,339 |
20,52 |
0,671 |
4,29 |
1,507 |
7,78 |
|
Изобутан |
2,487 |
1,47 |
0,085 |
0,43 |
1,829 |
0,97 |
0,132 |
0,64 |
0,181 |
0,71 |
|
Н. бутан |
12,231 |
7,23 |
0,325 |
1,65 |
6,569 |
3,49 |
0,687 |
3,33 |
0,858 |
3,36 |
|
Изопентан |
7,140 |
3,40 |
0,091 |
0,37 |
0,406 |
0,17 |
0,118 |
0,46 |
0,127 |
0,40 |
|
Н. пентан |
1,050 |
0,50 |
0,800 |
3,27 |
2,693 |
1,15 |
0,990 |
3,86 |
1,040 |
3,28 |
|
Гексаны |
1,179 |
0,47 |
0,085 |
0,29 |
0,106 |
0,04 |
0,129 |
0,42 |
0,129 |
0,34 |
|
Гептаны |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
0,000 |
— |
|
Остаток (С 8 +высшие) |
— |
— |
98,255 |
91,47 |
0,381 |
0,10 |
97,208 |
86,40 |
94,385 |
67,83 |
|
Молекулярная масса |
34,95 |
294,33 |
30,86 |
281,49 |
230,33 |
|||||
|
Молекулярная масса остатка |
— |
316,67 |
— |
316,67 |
316,67 |
|||||
|
Плотность: |
||||||||||
|
газа, кг/м 3 |
1,452 |
1,282 |
||||||||
|
газа относительная (по воздуху) |
1,205 |
1,064 |
||||||||
|
нефти, кг/м 3 |
902,0 |
897,0 |
878,0 |
|||||||
Таблица №4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
Наименование |
Пласт СI (Б2 ) Сергиевского купола |
|||||
|
Количество исследованных |
Диапазон |
Среднее |
||||
|
скв. |
проб |
изменения |
значение |
|||
|
Вязкость динамическая, мПа×с: |
||||||
|
при |
20°С |
16 |
41 |
65,91 — 317,54 |
125,38 |
|
|
50°С |
||||||
|
Вязкость кинематическая, м 2 /×с |
||||||
|
при |
20°С |
16 |
41 |
(72,53 — 349,44) ×10 -6 |
137,98×10 -6 |
|
|
50°С |
||||||
|
Температура застывания,°С |
11 |
28 |
-18 — (-1) |
-9 |
||
|
Температура насыщения парафином,°С |
||||||
|
Массовое содержание, % |
Серы |
16 |
40 |
1,61 — 3,66 |
2,83 |
|
|
Смол силикагелевых |
15 |
40 |
11,37 — 23,69 |
15,26 |
||
|
Асфальтенов |
15 |
40 |
2,50 — 11,54 |
4,89 |
||
|
Парафинов |
16 |
40 |
4,60 — 10,01 |
6,65 |
||
|
Солей |
||||||
|
Мехпримесей |
||||||
|
Содержание воды, %об |
3 |
3 |
6,00 — 70,00 |
29,33 |
||
|
Температура плавления парафина,°С |
12 |
26 |
48 — 57 |
51 |
||
|
н.к. — 100°С |
12 |
14 |
3,0 — 6,0 |
5,0 |
||
|
Объемный |
до 150°С |
12 |
14 |
10,0 — 14,0 |
11,0 |
|
|
выход фракций, % |
до 200°С |
12 |
14 |
13,0 — 20,0 |
17,0 |
|
|
до 250°С |
4 |
6 |
22,5 — 27,0 |
25,0 |
||
|
до 300°С |
12 |
14 |
24,0 — 38,0 |
33,0 |
||
|
Классификация нефти |
Высокосернистая, высокопарафиновая, высокосмолистая |
|||||
Воды продуктивных пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В1 и ДI Радаевского месторождения изучались по данным глубинных и, в основном, поверхностных проб лабораториями ВОИГ и РГИ, Гипровостокнефть, НГДУ «Сергиевскнефть».
Район Радаевского месторождения характеризуется весьма сложной гидрогеологической обстановкой, что связано с приуроченностью месторождения к погребенной Камско-Кинельской впадине, нижнекарбоновые осадки которой (особенно в районе Малиновского купола) представлены мощной толщей песчано-глинистых пород.
Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности этого района, воды пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В1 относятся к зоне затрудненного водообмена, а воды пласта ДI — к зоне застойного режима. Зона сероводородных вод с затрудненным водообменом имеет нижнюю границу в кровле тиманского горизонта. В пределах площади распространения Камско-Кинельской впадины района Мухановского, Дмитриевского и других соседних месторождений, указанная граница располагается стратиграфически выше, в подошве терригенного пласта бобриковского горизонта, где пластовые воды радаевского и косьвинского горизонтов приобретают облик вод терригенного девона. В районе Радаевского месторождения пластовые воды радаевского горизонта по химсоставу незначительно отличаются от пластовых вод бобриковского горизонта (немного повышается содержание кальция, брома, уменьшается первая соленость, увеличивается метаморфизация).
Характеристика химического состава вод пласта СI приводится по результатам, полученным при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на всех разрабатываемых куполах месторождения.
Залежь нефти пласта СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах с 1970 года разрабатывается с заводнением попутной водой этого же пласта. Результаты большого количества проведенных анализов показывают, что химический состав вод пласта постоянен.
Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,161 г./см3 (в пластовых условиях 1,155 г./см3 ), минерализация 251,29 г./л. Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,40-1,42 мПа·с, в поверхностных условиях — 1,68 мПа·с. В составе воды содержится 8,56 г./л ионов кальция, 2,54 г./л магния, 1,08 г./л сульфатов. Первая соленость 85,3%-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,86).
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH4 -11,2%, C2 H6 +высшие — 3,2%, N2 -59,8%. Газонасыщенность — 165 см3 /л, общая упругость газа — 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
Водообильность бобриковского горизонта изменяется в широких пределах от 0,35 м3 /сут (скв. 14 Студено-Ключевской купол), 4,2 м3 /сут (скв. 82 Успенский купол) до 53 м3 /сут (скв. 28 Сергиевский купол).
Статический уровень в скважине 39 (Радаевский купол) установился на абсолютной отметке +42 м.
В пределах Радаевского месторождения, как и на обширной территории Самарского Заволжья, воды бобриковского горизонта (пласт СI) обладают удивительно устойчивым химическим составом. Они имеют высокую первую соленость и низкую метаморфизацию. В водорастворенном газе преобладает азот.
Таблица №5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде пластов СI+СIа Сергиевского купола
|
Содержание ионов, моль/м 3 и примесей, г/м3 |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
|
скв. |
проб |
|||
|
Cl — |
21 |
22 |
4059,80-4694,90 |
4324,39 |
|
SO 4 2- |
21 |
22 |
4,79-13,74 |
11,21 |
|
HCO 3 — |
21 |
22 |
0,33-12,45 |
5,94 |
|
Ca 2+ |
21 |
22 |
189,87-250,25 |
213,45 |
|
Мg 2+ |
21 |
22 |
90,05-129,58 |
3715,59 |
|
Na + + K+ |
21 |
22 |
3470,87-4076,96 |
3715,59 |
|
Примеси: |
— |
— |
— |
— |
|
PH |
4 |
4 |
5-5 |
5 |
4 Характеристика запасов нефти месторождения, подсчет запасов нефти и газа
Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.
— Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти — 878,0 кг/м3 , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре — 5,88 МПа, газосодержание — 27,69 м3 /т, динамическая вязкость пластовой нефти — 27,83 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м3 , газовый фактор — 25,63 м3 /т, объёмный коэффициент — 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти — 125,38 мПа·с.
В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста.
Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2011 года.
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода
Qбал = F * h * m * ρ * λ * q (1.1)
Qбал — это балансовые запасы, тыс. т
F — площадь нефтеносности — 10387 тыс. м2
h — средняя эффективная нефтенасыщенная толщина — 10,6 м
m — коэффициент пористости — 0,24 доли ед.
λ — коэффициент нефтенасыщенности — 0,95 доли ед.
ρ — плотность нефти в поверхностных условиях — 0,899т/м3
q — пересчетный коэффициент — 0,941 доли. ед
q =
где В объемный коэффициент
Определяем начальные балансовые запасы нефти
Qбал = 10387х 10,6 х 0,24 х 0,95 х 0,899 х 0,941 = 21240 тыс. т.
Определяем извлекаемые запасы нефти
Qизвл = Qбал х К где (1.2)
К — коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0,552 доли ед.
Qизв = 21240 х 0,552 = 11724 тыс. т.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011 г. составят
Qбал. ост = Qбал — Qдоб (1.3)
Qдоб — добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-10123 тыс. т.
Qост. бал. =21240-10123 =11117 тыс. т.
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011 г. составляет
Qизвл.ост. = Qизвл — Qдоб (1.4)
Qизвл.ост = 11724 -10123 = 1601 тыс. т
Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа
V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 21240 х 27,5 = 584,1 млн.м3 (1.5)
Г — газовый фактор по пласту — 27,5 м3 .
Vнач.изв = Qизв. нач х Г (1.6)
V нач.изв = 11724 х 27,5 = 322,4 млн. м3
Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2010
Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г (1.7)
V бал.ост.газа = 11117х 27,5= 305,7 млн. м3
Qизвл.ост.газа = Qизв.ост.неф х Г (1.8)
Qизвл.ост.газа =1601х 27,5 =44,02 млн. м3
Таблица №6 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.
|
Запасы нефти тыс. т |
Запасы газа мил. м3 |
||||||
|
Начальные |
Остаточные |
Начальные |
Остаточные |
||||
|
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
|
21240 |
11724 |
11117 |
1601 |
584,1 |
322,4 |
305,7 |
44,02 |
2. Характеристика системы разработки (режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин, карта разработки)
За весь период разработки месторождения было выполнено более 20 технологических документов. В них совершенствовалась технология разработки эксплуатационных объектов, анализировалось состояние разработки, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы и значения прогнозной нефтеотдачи.
Впервые проект разработки пласта СI была составлена институтом «Гипровостокнефть» в 1955 г. Залежь угленосного горизонта была разбита на четыре купола, разделенных пережимами: Сергиевский, Студено-Ключевской, Радаевский и Западно-Радаевский (Малиновский).
Проектом предусматривалось расположить скважины на залежи рядами с плотностью сетки 350х400 м.
Пласт СI Сергиевского купола рекомендовалось разрабатывать двумя кольцевыми рядами. В сводовой части дополнительно были размещены 6 скважин. Всего на куполе была размещена 41 добывающая скважина. На 1 скважину приходилось 233 тыс. т извлекаемых запасов и 27 га площади.
На Студено-Ключевском куполе 38 эксплуатационных скважин размещались тремя линейными рядами. На I скважину приходилось 174 тыс. т извлекаемых запасов нефти и 26,5 га площади нефтеносности.
На Радаевском куполе предусматривалось пробурить 42 скважины. На 1 эксплуатационную скважину приходилось 135 тыс. т нефти извлекаемых запасов и 22,3 га площади.
Малиновский купол, который тогда назывался Западно-Радаевским, был плохо разведан, и его извлекаемые запасы ориентировочно составляли всего 1,5 млн. т. На этом участке предполагалось разместить 16 скважин. На 1 скважину приходилось 97 тыс. т извлекаемых запасов и 42,5 га площади нефтеносности.
В целом залежь пласта СI планировалось эксплуатировать 137 скважинами.
Так как законтурная зона пласта в то время была плохо изучена, то рекомендовалось внедрить на месторождении законтурное заводнение залежи. Количество нагнетательных скважин составляло 25 единиц. Расстояние между нагнетательными скважинами было принято равным 1250-1300 м, а в приконтурной зоне они размещались на расстоянии 400-500 м и от контура нефтеносности.
Пласт девона ДI и В1 турнейского яруса в то время были недостаточно разведаны, поэтому в техсхеме не рассматривались.
Разбуривание залежи в дальнейшем проводилось в полном соответствии с технологической схемой разработки.
На основании анализа разработки пласта СI, выполненного в 1959 г., были внесены некоторые коррективы в систему размещения скважин.
В 1967 г. институтом «Гипровостокнефть» был составлен проект разработки основных продуктивных пластов Радаевского месторождения — пластов СI, СII, СIII и В1 . По девону были даны рекомендации по разведке. Проект разработки утвержден ЦКР 25.03.1968 г.
К моменту составления проекта разработки весь ранее намеченный фонд скважин по пласту СI был пробурен полностью, за исключением скважин Малиновского купола. В процессе разработки было установлено, что пласт СI, имеет активный упруго-водонапорный режим и может быть разработан без поддержания пластового давления. К этому времени были пробурены 2 нагнетательные скважины: №312 и №313. В первый основной эксплуатационный объект были выделены пласты СI, СII, СIII, на долю которых приходилось 65% всех балансовых запасов нефти месторождения.
Проектом разработки пласт СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах рекомендовалось разрабатывать существующим фондом эксплуатационных скважин без поддержания пластового давления. Проектный максимальный уровень добычи нефти — 1 млн. т до 1970 г. должен быть достигнут за счет форсированного отбора жидкости. Этот уровень добычи нефти должен был сохраняться до 1976 г.
Для залежи нефти пласта В1 данная работа является технологической схемой Пласт предлагалось разрабатывать самостоятельной сеткой скважин плотностью 600х600 м. Запроектировано 35 добывающих, 16 нагнетательных и 11 резервных скважин.
В 1992 г. предприятием «Нефтеотдача» выполнена технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта СI Радаевского месторождения с применением метода комплексного воздействия на пласт химреагентами по Сергиевскому и Студено-Ключевскому куполам.
Начало процесса внедрения полимерного заводнения планировалось: на Радаевском куполе — с 1992 г., на Сергиевском — с 1994 г., на Студено-Ключевском — с 1995 г.
Последней проектной работой на Радаевское месторождение является «Авторский надзор», выполненный институтом «Гипровостокнефть» в 1996 г., в которой были даны рекомендации по совершенствованию системы разработки эксплуатационных объектов. К внедрению был рекомендован 4-й вариант разработки (протокол ЦКР №2525 от 19.01.2000 г.).
На I объекте (залежь пласта СI Радаевского, Сергиевского и Студено-Ключевского куполов) блоковая система разрезающих нагнетательных рядов дополнена очаговыми нагнетательными скважинами. За счет изменения направления фильтрационных потоков жидкости к моменту составления авторского надзора на объекте дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.
Внедрение полимерного воздействия, предусмотренное на 1-м объекте работами на 1992-1995 гг. в авторском надзоре смещено на 1997-1998 гг.
3. Динамика основных показателей разработки
Разработка залежи начата в 1952 г. с вводом в эксплуатацию скважины 16 фонтанным способом с дебитом безводной нефти в первый месяц работы 97,1 т/сут. Разбуривание и ввод в эксплуатацию скважин в основном был закончен к 1959 г., в эксплуатационном фонде пласта числились 44 скважины. Всего в эксплуатации на пласт пребывало 46 скважин.
Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах — до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв. 16 (203,2 т.т), которая фонтанировала в период 1952-57 гг.
Период безводной добычи продолжался 10 лет — с 1952 г. по 1961 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.
На 01.01.2009 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 — действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1 ), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная).
Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 — ШГН.
За 2009 г. из залежи отобрано 38,4 т. т нефти, 405,3 т. т жидкости, обводнённость продукции 90,5%. Всего по состоянию на 01.01.2009 г. добыто 10124,0 т. т нефти (или 86,4% от НИЗ).
Наибольший накопленный отбор приходится на скв. 211 (865,4 т. т), расположенную в северной части купола, период эксплуатации которой -1958-2004 гг., в настоящее время — в бездействии.
Распределение скважин по накопленной добыче нефти, текущим дебитам и обводнённости (по состоянию на 01.01.2010 г.) представлено в таблице №7, из которой видно, что 11 скважин действующего фонда (или 44%) работали с дебитом нефти менее 1 т/сут; дебит жидкости изменялся в широких пределах от 11 м3 /сут до 142 м3 /сут; обводнённость изменялась в пределах 78÷97%, в основном составляя 90-95%.
Максимум в годовой добыче нефти (401,1 т. т) был достигнут в 1959 г., жидкости — 1449 т. т в 1987 г., максимальный среднесуточный дебит нефти составлял 118 т/сут в 1953 г., жидкости — 132,9т/сут в 1987 г.
В 1970 г. на Сергиевском куполе начата закачка воды. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин — под закачкой, 2 — в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость — 253,4 м3 /сут. Накопленный объём закачки — 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём — 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1970 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.
В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 — находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции. С учетом анализа текущего состояния разработки и с целью повышения эффективности выработки запасов в настоящей работе будут предложены мероприятия по выводу скважин из бездействия.
На основании таблицы показателей разработки пласта Б2 (С1 )Радаевского месторождения и графика разработки можно выделить четыре стадии разработки анализируемого объекта.
Таблица №7 Показатели разработки пласта Б2 (С1 ) Радаевского месторождения
|
год |
нефть (тыс. т) |
жидк. (тыс. т) |
дейст. фонд доб. скв. |
обводн. |
закачка воды (тыс. м3) |
действ. фонд нагн. скв. |
Темп отбора от НИЗ% |
Степень выработ |
Нефтеот |
Накоп |
|
|
1953 |
26,3 |
26,3 |
1 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,22 |
0,2 |
0,001 |
26,3 |
|
|
1954 |
43,0 |
43,0 |
1 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,37 |
0,6 |
0,003 |
69,3 |
|
|
1955 |
42,6 |
42,6 |
3 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,36 |
1,0 |
0,005 |
111,9 |
|
|
1956 |
94,7 |
94,7 |
5 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,81 |
1,8 |
0,010 |
206,6 |
|
|
1957 |
120,8 |
121,4 |
10 |
0,5 |
0,0 |
0 |
1,03 |
2,8 |
0,015 |
327,4 |
|
|
1958 |
132 |
133 |
12 |
0,6 |
0,0 |
0 |
1,1 |
2,9 |
0,016 |
345 |
|
|
1959 |
156 |
158 |
18 |
0,8 |
0,0 |
0 |
1,3 |
3,3 |
0,018 |
389 |
|
|
1960 |
179 |
181 |
24 |
1 |
0,0 |
0 |
1,5 |
3,7 |
0,021 |
439 |
|
|
1961 |
202 |
205 |
30 |
1,8 |
0,0 |
0 |
1,7 |
4,2 |
0,023 |
487 |
|
|
1962 |
212,0 |
217,4 |
36 |
2,4 |
0,0 |
0 |
1,81 |
4,6 |
0,025 |
539,5 |
|
|
1963 |
379,6 |
380,5 |
40 |
0,2 |
0,0 |
0 |
3,24 |
7,8 |
0,043 |
919,1 |
|
|
1964 |
401,1 |
402,2 |
36 |
0,3 |
0,0 |
0 |
3,42 |
11,3 |
0,062 |
1320,2 |
|
|
1965 |
331,1 |
331,4 |
30 |
0,1 |
0,0 |
0 |
2,82 |
14,1 |
0,078 |
1651,3 |
|
|
1966 |
304,9 |
305,5 |
25 |
0,2 |
0,0 |
0 |
2,60 |
16,7 |
0,092 |
1956,2 |
|
|
1967 |
332,7 |
361,6 |
36 |
8,0 |
0,0 |
0 |
2,84 |
19,5 |
0,108 |
2288,8 |
|
|
1968 |
341,8 |
412,4 |
38 |
17,1 |
0,0 |
0 |
2,92 |
22,4 |
0,124 |
2630,6 |
|
|
1969 |
308,0 |
396,5 |
40 |
22,3 |
0,0 |
0 |
2,63 |
25,1 |
0,138 |
2938,6 |
|
|
1970 |
287,0 |
398,1 |
40 |
27,9 |
0,0 |
0 |
2,45 |
27,5 |
0,152 |
3225,6 |
|
|
1971 |
270,6 |
403,1 |
38 |
32,9 |
0,0 |
0 |
2,31 |
29,8 |
0,165 |
3496,3 |
|
|
1972 |
310,2 |
483,5 |
38 |
35,8 |
0,0 |
0 |
2,65 |
32,5 |
0,179 |
3806,5 |
|
|
1973 |
293,1 |
478,0 |
37 |
38,7 |
0,0 |
0 |
2,50 |
35,0 |
0,193 |
4099,6 |
|
|
1974 |
282,5 |
492,4 |
38 |
42,6 |
0,0 |
0 |
2,41 |
37,4 |
0,206 |
4382,1 |
|
|
1975 |
262,5 |
464,7 |
36 |
43,5 |
35,5 |
2 |
2,24 |
39,6 |
0,219 |
4644,6 |
|
|
1976 |
283,7 |
511,5 |
36 |
44,5 |
191,3 |
2 |
2,42 |
42,0 |
0,232 |
4928,4 |
|
|
1977 |
271,5 |
526,7 |
35 |
48,5 |
190,7 |
3 |
2,32 |
44,4 |
0,245 |
5199,9 |
|
|
1978 |
249,5 |
513,4 |
34 |
51,4 |
178,5 |
4 |
2,13 |
46,5 |
0,257 |
5449,4 |
|
|
1979 |
290,7 |
685,9 |
34 |
57,6 |
606,4 |
4 |
2,48 |
49,0 |
0,270 |
5740,1 |
|
|
1980 |
303,8 |
794,0 |
33 |
61,7 |
597,3 |
5 |
2,59 |
51,6 |
0,285 |
6044,0 |
|
|
1981 |
273,5 |
838,7 |
32 |
67,4 |
751,5 |
5 |
2,33 |
53,9 |
0,297 |
6317,5 |
|
|
1982 |
1079,4 |
34 |
75,6 |
960,1 |
5 |
2,25 |
56,1 |
0,310 |
6581,3 |
||
|
1983 |
244,5 |
1226,5 |
34 |
80,1 |
960,1 |
5 |
2,09 |
58,2 |
0,321 |
6825,8 |
|
|
1984 |
217,9 |
1169,1 |
36 |
81,4 |
815,2 |
5 |
1,86 |
60,1 |
0,332 |
7043,6 |
|
|
1985 |
230,2 |
1218,7 |
36 |
81,1 |
997,6 |
5 |
1,96 |
62,0 |
0,342 |
7273,9 |
|
|
1986 |
222,5 |
1276,3 |
36 |
82,6 |
1054,4 |
5 |
1,90 |
63,9 |
0,353 |
7496,4 |
|
|
1987 |
204,2 |
1217,1 |
36 |
83,2 |
1131,8 |
11 |
1,74 |
65,7 |
0,363 |
7700,6 |
|
|
1988 |
194,9 |
1252,6 |
32 |
84,4 |
1385,4 |
9 |
1,66 |
67,3 |
0,372 |
7895,5 |
|
|
1989 |
208,9 |
1434,8 |
32 |
85,4 |
927,3 |
10 |
1,78 |
69,1 |
0,382 |
8104,3 |
|
|
1990 |
155,3 |
1419,3 |
31 |
89,1 |
748,7 |
10 |
1,32 |
70,5 |
0,389 |
8259,7 |
|
|
1991 |
143,9 |
1408,3 |
31 |
89,8 |
982,7 |
10 |
1,23 |
71,7 |
0,396 |
8403,6 |
|
|
1992 |
136,4 |
1449,0 |
31 |
90,6 |
1068,3 |
10 |
1,16 |
72,8 |
0,402 |
8540,0 |
|
|
1993 |
137,4 |
1124,4 |
31 |
87,8 |
846,6 |
10 |
1,17 |
74,0 |
0,409 |
8677,4 |
|
|
1994 |
111,7 |
1204,7 |
31 |
90,7 |
958,6 |
10 |
0,95 |
75,0 |
0,414 |
8789,1 |
|
|
1995 |
137,6 |
1162,0 |
31 |
88,2 |
928,6 |
10 |
1,17 |
76,1 |
0,420 |
8926,7 |
|
|
1996 |
115,6 |
1257,7 |
31 |
90,8 |
687,1 |
10 |
0,99 |
77,1 |
0,426 |
9042,3 |
|
|
1997 |
84,0 |
1432,6 |
31 |
94,1 |
730,1 |
10 |
0,72 |
77,8 |
0,430 |
9126,3 |
|
|
1998 |
103,9 |
1214,4 |
31 |
91,4 |
847,7 |
10 |
0,89 |
78,7 |
0,435 |
9230,3 |
|
|
1999 |
104,3 |
1079,1 |
31 |
90,3 |
799,5 |
10 |
0,89 |
79,6 |
0,439 |
9334,5 |
|
|
2000 |
113,7 |
1221,1 |
31 |
90,7 |
819,8 |
10 |
0,97 |
80,6 |
0,445 |
9448,3 |
|
|
2001 |
107,9 |
1273,6 |
31 |
91,5 |
869,8 |
9 |
0,92 |
81,5 |
0,450 |
9556,2 |
|
|
2002 |
98,0 |
1119,3 |
31 |
91,2 |
828,2 |
9 |
0,84 |
82,3 |
0,455 |
9654,1 |
|
|
2003 |
92,0 |
998,4 |
28 |
90,8 |
1072,8 |
9 |
0,78 |
83,1 |
0,459 |
9746,1 |
|
|
2004 |
75,8 |
960,4 |
28 |
92,1 |
878,9 |
9 |
0,65 |
83,8 |
0,462 |
9821,9 |
|
|
2005 |
82,5 |
1016,9 |
28 |
91,9 |
758,2 |
9 |
0,70 |
84,5 |
0,466 |
9904,4 |
|
|
2006 |
74,2 |
847,5 |
28 |
91,2 |
925,4 |
9 |
0,63 |
85,1 |
0,470 |
9978,5 |
|
|
2007 |
35,9 |
357,2 |
26 |
90,0 |
691,9 |
9 |
0,31 |
85,4 |
0,471 |
10014,4 |
|
|
2008 |
33,0 |
321,3 |
23 |
89,7 |
669,5 |
9 |
0,28 |
85,7 |
0,473 |
10047,4 |
|
|
2009 |
38,3 |
343,8 |
23 |
88,9 |
732,2 |
9 |
0,33 |
86,0 |
0,475 |
10085,6 |
|
|
2010 |
38,4 |
405,3 |
25 |
90,5 |
821,2 |
9 |
0,33 |
86,4 |
0,477 |
10123,0 |
|
I — стадия разработки началась с 1953 по 1962. Характеризуется ростом добычи нефти с 26,3 тыс. т. до 212,0 тыс. т., разбуриванием залежи и ее обустройством, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Поддержание пластового давления не началось на первой стадии. Обводненность растет от 0% до 2,4%.
Период безводной добычи продолжался 10 лет — с 1953 г. по 1962 г., с 1962 г. начался постепенный рост обводнённости.
Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 539,5 тыс. т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,81%. Текущая нефтеотдача 0,025.
II — стадия 1963-1964. Характеризуется максимальной добычей нефти 401,1 тыс. т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.
Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 1320,2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,42%. Текущая нефтеотдача 0,062.
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
III — стадия разработки началась с 1965-1995. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.
Накопленная добыча нефти на 01.01.1995 составляет 8926,7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,17%. Текущая нефтеотдача 0,420.
Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 4,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения — до 25% в год).
По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.
Средние дебиты нефти постепенно снижались с 94,4 до 9,4/сут.
В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (26 добывающие) и фактически заканчивается формирование системы разработки.
IV — стадия разработки началась с 1996 года. Характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненость 90,3% и медленное уменьшение добычи нефти.
Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10123,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.
Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
Основные причины обводнености продукции добыващих скважин
Залежь пластовая, подстилается подошвенными водами, прорыв воды произошел по наиболее проницаемой (0,86 мкм2 ) части пласта, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.
Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)
На Радаевском месторождении проводятся соляно-кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин. Обработка призабойных зон в добывающих скважинах к росту текущих дебитов.
Таблица №8 Анализ применения геолого — технических мероприятий
|
Вид ГТМ |
Год разработки |
Прирост КИН, д.ед. |
|||
|
2006. |
2007 |
2008 |
2009 |
||
|
1. Обрабока скважин ВУС |
3,1 |
4,4 |
3,4 |
3,9 |
|
Поверхностно активные вещества способны накапливаться на поверхности соприкосновения двух тел, называемой поверхностью раздела фаз, или межфазной поверхностью. Поверхностно активные вещества — это те вещества, адсорбция которых из растворов уже при весьма малых концентрациях (десятые и сотые доли%) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. К ним относятся органические соединения дифильного строения, то есть содержащие в молекуле атомные группы, сильно различающиеся по интенсивности взаимодействия с окружающей средой (в наиболее практически важном случае — водой).
Используется для отключения обводненных(выработанных) интервалов пласта или устранения межпластовых перетоков. Вязко упругие составы
синтетически водорастворимый полимер
сшивающий реагент
вода
Основные свойства ВУС:
широкий температурный диапазон применения (20-160 С)
возможность управления гелеобразования;
высокие прочностные характеристики геля;
возможность разрушения состава химическими методами;
простота и надежность приготовления композиции.
Характеристика системы воздействия на пласт
Залежь разрабатывается с внутриконтурным заводнением. В 1970-1972 гг. на Сергиевском куполе сформирован разрезающий ряд из 5 нагнетательных скважин. В 1982-1984 гг. переведены под нагнетание еще 6 скважин. Разрезающий ряд дополнен очаговыми скважинами. За счет осуществления изменения направления фильтрационных потоков жидкости в целом по пласту СI на Радаевском месторождении дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.
Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения — предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.
На Сергиевском куполе осуществление внутриконтурной закачки сточной воды способствовало стабилизации и росту пластового давления. В 2010 году среднее пластовое давление возросло до 13,4 МПа и было лишь на 1,4 МПа ниже начального.
Анализ изменения энергетического состояния залежи
Начальное пластовое давление на Сергиевском куполе принято равным 14,0МПа.
Залежь по типу пластовая, с обширной водонефтяной зоной, режим залежи упруговодонапорный.
Разработка велась без ППД с 1953 по 1970 гг. К 1961 году, судя по единичным замерам, отмечалось снижение пластового давления до 7,8-10,7 МПа и в среднем составило 9 МПа. В связи с круговой системой размещения скважин внешние ряды экранировали скважины внутреннего ряда, что способствовало созданию зоны пониженного пластового давления вдоль центральной части Сергиевского купола.
В 1971 г. начата закачка сточной воды в пять скважин, образующих разрезающий ряд по Сергиевскому куполу. Пластовое давление в зоне разрезающего ряда нагнетательных скважин к 1976 г. превысило начальное давление на 2,5 — 3,5 МПа, а в среднем по залежи выросло до 11,8 МПа.
В 1983-1985 гг. на Сергиевском куполе переведены под закачку 5 скважин, тем самым разрезающий нагнетательный ряд дополнен очаговыми нагнетательными скважинами. Осуществление поддержания пластового давления изменило кинематику фильтрационных потоков жидкости, привело к перераспределению зон дренирования добывающих скважин. За счет осуществления мероприятия по изменению направления фильтрационных потоков жидкости из пласта СI Радаевского месторождения дополнительно добыто 1,7 млн. т нефти.
В последующие годы среднее пластовое давление стабилизировалось на уровне 12 — 13 МПа. На дату составления отчета низкое пластового давления (8,6 МПа) сохраняется в зоне смежной со Студено — Ключевским куполом, в районе скв. 165. Здесь нагнетательная скв. 206 в бездействии с 1996 г. по техническим причинам.
По состоянию на 01.01.2010 г. закачка сточной воды ведется в 9 нагнетательных скважин, текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 226,3%, накопленная — 73,3%. Пластовое давление, по замерам 2006-2010 гг., восстановилось до 12,8-13,5 МПа. В 2006 году среднее пластовое на Сергиевском куполе составило 12,7МПа. Начальная пластовая температура составляла 26,5°С.
Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа
В эксплуатационном фонде на 01.01.2010 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин — под закачкой, 2 — в бездействии, ликвидированы 3 скважины. Годовой объём закачки составил 821,2 т. м3, текущая компенсация отбора закачкой 226,3%, приёмистость — 253,4 м3 /сут. Накопленный объём закачки — 28449,0 т. м3, наибольший накопленный объём — 4919,8 т.м3 приходится на скв. 191, находящуюся под закачкой с 1971 г. после отработки на нефть и расположенную в западной части купола.
Накопленная добыча нефти к концу 2010 года составила 10124,0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,33%. Текущая нефтеотдача 0,477.
Характеристика фонда скважин
На 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 29 скважин, из них 25 — действующих (в т.ч. 5 совместных пл.CI+В1 ), 4 бездействующих (в т.ч. одна совместная).
Из числа действующих 16 единиц (64%) оборудованы ЭЦН, 9 — ШГН.
Таблица №9 Распределение фонда скважин пласта СI по основным показателям эксплуатации по состоянию на 1.01.2011 г.
|
Интервал |
№№ скважин |
Кол-во |
|
I. По дебитам нефти, т/сут |
||
|
<1 |
13,21,30,200,201,215,218,219,220, 1193,1213 |
11 |
|
1- 5 |
23,205,223 |
3 |
|
5 — 10 |
189,192,195,203,209,223 |
6 |
|
10-20 |
50,165,214,221,1204 |
5 |
|
II. По дебитам жидкости, м3/сут |
||
|
1-5 |
13,21,30,200,201,218,219,1193,1213 |
9 |
|
5-10 |
215,220 |
2 |
|
10-50 |
203,205,223 |
3 |
|
50-100 |
23,50,189,192,195,207,209 |
7 |
|
100-150 |
165,214,221,1204 |
4 |
|
III. По обводненности, % |
||
|
70-90 |
50,165,189,203,205,209,214,221,1204 |
9 |
|
90-95 |
13,20,23,30,192,195,200,201,207,215,218,219,220,1193,1213 |
15 |
|
>95 |
223 |
1 |
|
IV. По накопленной добыче нефти, тыс. т |
||
|
<1 |
2 |
|
|
10-50 |
8 |
|
|
50-100 |
6 |
|
|
100-200 |
9 |
|
|
200-300 |
8 |
|
|
300-500 |
9 |
|
|
500-1000 |
4 |
|
Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин
Рисунок №2
Из гистограммы видно, что большинство скважин в основном дают малый дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта С1 .
Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.
Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.
Анализ обводнения залежи
Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.
1. Текущая обводненость продукции действующих скважин 90,3%.
2. Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.
Рисунок. 2/4
Все добывающие скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. (ГРП).
3. ВНФ (водонефтяной фактор)
Из ниже приведенного графика видно, что обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. За счет увеличения числа добывающих скважин происходит увеличение годовой добычи нефти и соответственно накопленной добычи нефти.
Рисунок 2.5
4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
|
Показатели разработки |
2006 год |
2007 год |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
||||||
|
ед. изм. |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|
|
Добыча нефти, всего |
тыс. т |
105.8 |
74.2 |
94.2 |
35.9 |
84.8 |
33.0 |
78.5 |
38.3 |
72.3 |
38.4 |
|
В т. ч. из скважин: переходящих |
тыс. т |
105.8 |
74.2 |
94.2 |
35.9 |
84.8 |
33.0 |
78.5 |
38.3 |
72.3 |
38.4 |
|
новых |
тыс. т |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
За счет метода повышения нефтеотдачи |
тыс. т |
17.5 |
|||||||||
|
Накопленная добыча нефти |
тыс. т |
10114 |
9979 |
10208 |
10014 |
10293 |
10047 |
10372 |
10086 |
10444 |
10124 |
|
Добыча газа |
млн. м 3 |
2.910 |
2.040 |
2.592 |
0.987 |
2.332 |
0.907 |
2.158 |
1.052 |
1.989 |
1.056 |
|
Накопленная добыча газа |
млн. м 3 |
278.1 |
247.7 |
280.7 |
248.7 |
283.1 |
249.6 |
285.2 |
250.6 |
287.2 |
251.7 |
|
Темп отбора от НИЗ |
% |
0.9 |
0.6 |
0.8 |
0.3 |
0.7 |
0.3 |
0.7 |
0.3 |
0.6 |
0.3 |
|
Среднегодовая весовая обводненность |
% |
91.4 |
91.2 |
92.1 |
90.0 |
92.6 |
89.7 |
92.9 |
88.9 |
93.2 |
90.5 |
|
Добыча жидкости, всего |
тыс. т |
1227 |
847.5 |
1189 |
357.2 |
1151 |
321.3 |
1110 |
343.8 |
1070 |
405.3 |
|
Накопленная добыча жидкости |
тыс. т |
41204 |
39789 |
42392 |
40146 |
43543 |
40467 |
44653 |
40811 |
45723 |
41216 |
|
Закачка воды: годовая |
тыс. м 3 |
806 |
925 |
779 |
692 |
752 |
669 |
724 |
732 |
697 |
821 |
|
накопленная |
тыс. м 3 |
26086 |
25534 |
26865 |
26226 |
27617 |
26896 |
28341 |
27628 |
29038 |
28449 |
|
Компенсация отборов в пластовых условиях: текущая |
% |
74 |
122 |
74 |
216 |
74 |
232 |
74 |
237 |
74 |
226 |
|
накопленная |
% |
65 |
68 |
65 |
69 |
66 |
70 |
66 |
72 |
66 |
73 |
|
Эксплуатационное бурение, всего |
тыс. м |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Ввод добывающих скважин |
шт. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
|
Выбытие добывающих скважин |
шт. |
0 |
0 |
1 |
2 |
1 |
3 |
1 |
0 |
1 |
0 |
|
в том числе под закачку |
шт. |
||||||||||
|
Фонд добывающих скважин на конец года |
шт. |
29 |
28 |
28 |
26 |
27 |
23 |
26 |
23 |
25 |
25 |
|
В том числе нагнетательных в отработке |
шт. |
||||||||||
|
механизированных |
шт. |
||||||||||
|
новых |
шт. |
0 |
0 |
0 |
0 |
||||||
|
Перевод скважин на механизированную добычу |
шт. |
||||||||||
|
Ввод нагнетательных скважин |
шт. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Выбытие нагнетательных скважин |
шт. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт. |
8 |
9 |
8 |
9 |
8 |
9 |
8 |
9 |
8 |
9 |
|
Средний дебит по нефти |
т/сут. |
10.5 |
7.9 |
9.5 |
4.0 |
8.9 |
4.1 |
8.5 |
4.7 |
8.2 |
4.6 |
|
по жидкости |
т/сут. |
121.6 |
90.5 |
119.8 |
40.3 |
120.2 |
40.0 |
120.3 |
42.5 |
120.5 |
48.5 |
|
Средний дебит новых скважин по нефти |
т/сут. |
||||||||||
|
по жидкости |
т/сут. |
||||||||||
|
Средняя приемистость нагнетательных скважин |
м 3 /сут. |
276 |
295.4 |
266.8 |
214.5 |
257.5 |
203.8 |
247.9 |
222.9 |
238.7 |
253.4 |
|
Газовый фактор |
м 3 /т |
28 |
27 |
28 |
28 |
28 |
27 |
28 |
28 |
28 |
28 |
|
Коэффициент использования скважин |
д. ед. |
0.94 |
0.88 |
0.94 |
0.87 |
0.94 |
0.81 |
0.94 |
0.85 |
0.94 |
0.92 |
|
Коэффициент эксплуатации скважин (по способам) |
д. ед. |
0.96 |
0.92 |
0.96 |
0.93 |
0.96 |
0.96 |
0.96 |
0.96 |
0.96 |
0.92 |
|
Плотность сетки |
га/скв. |
28.1 |
28.1 |
28.9 |
29.7 |
29.7 |
32.5 |
30.6 |
32.5 |
31.5 |
30.6 |
Разработка объекта за весь рассматриваемый период велась с отставанием фактических отборов нефти и жидкости от проектных.
В 2006 г. фонд действующих добывающих скважин отставал от проектного лишь на 1 ед. Годовые отборы как нефти, так и жидкости были ниже проектных на 30%, а дебиты нефти и жидкости отставали на 24 — 25,6%.
В 2007 г. в результате выбытия двух скважин в бездействие и перевода ряда скважин на режим периодической эксплуатации годовой отбор нефти и жидкости снизился более чем в 2 раза. В 2007-2010 гг. отставание фактических отборов от проектных весьма значительно: годовые отборы нефти ниже проектных в 1,9-2,6 раза, годовые отборы жидкости — в 2,6 — 3,3 раза. Фонд добывающих скважин равен проектному или отстает от него на 2 — 4 ед. Среднегодовая обводненность близка проектной.
Фонд нагнетательных скважин в рассматриваемый период превышал проектный на 1 ед. Годовой объем закачки был близок к проектному.
По состоянию на 01.01.2011 г. действующий фонд добывающих скважин равен 25 единицам и соответствует проектному. Периодический режим работы 11 скважин позволил удерживать фактическую обводнённость ниже проектной на 2,7%. Годовой отбор нефти в 2009 г. ниже проектного в 1,9 раза, а жидкости — в 2,6 раза.
Значительное отставание фактических отборов от проектных обусловлено более низкой продуктивностью скважин и периодической работой ряда скважин.
Накопленные отборы нефти и жидкости незначительно отстают от проектных.
5. Расчёт эффективности разработки нефтяных залежей
Для определения или подтверждения эффективности разработки по залежи проводятся соответствующие расчеты, на основе которых делается вывод об эффективности системы разработки.
Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.
На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.
Расчёт
Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).
Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:
;
где μ н — вязкость нефти в пластовых условиях, равная 2,5 мПас; μ В- вязкость воды, равная 0,5 мПас.
Рассчитанные параметры по скважинам hост , сводим в таблицу 2.6.
(1)
Где fв — текущая обводнённость скважины, доли ед: Н — начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.
Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
Таблица №10 Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта
|
Номер скважины |
H, эффективная начальная толщина, м. |
Обводненность fB, доли. ед. |
Остаточная нефтенасыш. толщина hост. м. |
|
165 |
24 |
0,97 |
2,04 |
|
189 |
10,5 |
0,88 |
3,05 |
|
207 |
14 |
0,90 |
3,50 |
|
1204 |
13,2 |
0,87 |
4,09 |
|
203 |
12,3 |
0,86 |
4,04 |
|
50 |
12,7 |
0,97 |
1,08 |
|
199 |
17,2 |
0,78 |
7,88 |
|
223 |
10,5 |
0,91 |
2,40 |
|
221 |
19,2 |
0,91 |
4,39 |
|
209 |
13,4 |
0,89 |
3,62 |
|
192 |
9,0 |
0,92 |
1,86 |
|
195 |
11,0 |
0,95 |
1,50 |
|
23 |
8,4 |
0,98 |
0,48 |
По данным таблицы строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит).
Для удобства нахождения объемов и для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.
Построение карты производится следующим образом:
. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.
. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.
Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта
Таблица №11 Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта
|
Границы толщин |
Средняя толщина пласта, h, м |
Замеренная площадь, см 2 |
Площадь залежи, м 2 с учётом масштаба F, (M 1:10000) |
Объём зоны дренирования, тыс. м 3, V = Fh |
|
0 — 2 |
1 |
6.5 |
90000 |
985 |
|
4 — 6 |
4 |
15.8 |
68000 |
375 |
|
1360 |
Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2) при заданных параметрах:
m — коэффициент пористости = 0,24 д.ед,
а — коэффициент нефтенасыщенности = 0,95 д.ед.
плотность нефти в поверхностных условиях, =0,899 т/м3
Θ — пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, θ = 1/b, где b объемный коэф. θ=0,941
Qбал.ост. = vm аθ (2)
Qбал.ост = 13600,240,950,8990,941
Qбал.ост = 262,3 тыс. т
Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (3):
; (3)
накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 10123 тыс. т.; Qбал. — начальные балансовые запасы нефти, равные 21240 тыс. т.
Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:
Полученный КИН 0,492 выше проектного 0,477 на 01.01.2010. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.
6. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки
Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно.
сравнение проектных и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические, но не значительно.
проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки;
С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:
. Составление нового проектного документа для приведения в соответствие проектных и фактических показателей.
. Ввод бездействующих скважин (обводненных, малодебитных), после проведения по ним соответствующих геолого-технических мероприятий
. Мероприятия, направленные на уменьшение обводненности — потокоотклоняющие технологии, вязкоупругие системы, химические реагенты и т.д.
. Мероприятия, направленные на увеличение проницаемости в призабойной зоне — ГРП, различные виды перфораций, новые модификации кислотных обработок и т.д.
7. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий
Разработаны поверхностно-активные полимеросодержащие составы (НПАПС) на основе неионогенного ПАВ марки неонол АФ9-12 и поли-акриламида и технология их применения, обеспечивающих повышение не только коэффициента нефтевытеснения за счет закачки предоторочки из неорганического растворителя. В качестве последнего предлагается исполь-зовать крупнотоннажные отходы ПО «Салаватнефтеоргсинтез», в частности, остаток кубовый производства бутиловых спиртов — ОКБС.
Нагнетаемые в пласт рабочие агенты представляют собой водный раствор смеси НПАВ с полиакриламидом (ПАА) и предоторочку из орга-нического растворителя.
В качестве НПАВ применяется оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ9-12, выпускаемый по ТУ 38.103625-87 в ПО «Нижнекамскнеф-техим», либо его легкоплавкие формы, например, марки СНО-3Б, СНО-4Д, СНПХ-1П или СНПХ-1М.
В качестве спиртосодержащего органического растворителя исполь-зуют технологические отходы производства бутиловых спиртов ПО «Сала-ватнефтеоргсинтез», Выпускаемый по ТУ 38.102167-85 под названием «Остаток кубовый производства бутиловых спиртов» (ОКБС).
В качестве ПАА используют импортный порошкообразный ПАА гидролизованный, марки PDS-1030 или его аналог, например, DKS-ORP-F40NT.
Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м3 /сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.
Заключение
1. Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании.
. Процесс обводнения залежей происходил хаотически из-за растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Динамика обводнения чрезвычайно осложнена нестабильностью проявления того или иного источника попутной воды.
. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.
Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи
Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (очистка ПЗП) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос. Выполнил расчет технологических показателей разработки пласта для оценки эффективности разработки пласта С1 .
Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.
Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/stadii-razrabotki-zalejey-nefti/
1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Радаевского месторождения. НПУ «Сергиевскнефть», г. Куйбышев, 1966 г.
. Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области. «Гипровостокнефть», г. Самара, 1991 г.
3. Баланс запасов месторождений ОАО «Самаранефтегаз» за 2004 год.
. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.
. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.
. Временное методическое руководство по приведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. М., Министерство геологии СССР, 1980.
. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Миннефтепром. М., 1986.
8. Анализ разработки Радаевского месторождения, 1975 год.
9. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.: «Недра», 1979. с. 247.
10. Отчет «Уточнение газовых факторов по ступеням сепарации для нефтей месторождений Самарской области». ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2004.
. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1967.
. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1971.
. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Куйбышевской области. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1980.
. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Выпуск I. Куйбышев, Гипровостокнефть, 1974.
. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948 г.
