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. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара. Ближайшая железнодорожная станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения (рис 1.1).
Район месторождения промыслово обустроен. В экономическом отношении — преимущественно сельскохозяйственный.
Белозерско-Чубовское месторождение открыто в 1957 году поисково-разведочным бурением и введено в разработку в 1958 году.
По степени сложности геологического строения месторождение относится ко II группе, объединяющей объекты, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, литологическими замещениями коллекторов слабопроницаемыми породами.
Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки ...
... нефтеотдачи в обводненных пластах с малой вязкостью нефти на 2--3 и даже 10--12 %. 2.3 Анализ темпа разработки Темпом разработки называют величину отбора жидкости из залежи ... анализа на ряде месторождений Волго-Уральской ... нефтеотдачи, ориентировочно можно указать следующие оптимальные темпы отбора нефти по блокам крупных залежей и для сравнительно небольших залежей: 1) при благоприятной геолого ...
Обзорная карта-схема территории месторождения
Рис. 1.1
1.2 Орогидрография
Территория месторождения приурочена к междуречью Самары, Большого Кинеля и Сока. Река Сок пересекает северо-западную часть территории Белозерско-Чубовского месторождения. В границах площади месторождения р. Сок имеет извилистое русло, хорошо разработанную долину, ширина которой достигает 8 км.
Наиболее высокие отметки рельефа отмечаются в осевой зоне водораздела между рекой Б. Кинель и рекой Сок и достигают 257 м.
1.3 Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие кристаллический фундамент, девонская, каменноугольная, пермская, юрская системы, плиоценые и четвертичные отложения. Максимальная толщина осадочного чехла 2881 м вскрыта скв. 50, пробуренной на восточной периклинальной части месторождения.
Кристаллический фундамент в пределах Белозерско-Чубовского месторождения вскрыт в 14 скважинах (3, 4, 5, 12, 15, 19, 36, 38, 40, 50, 201, 202, 203, 204, 219) и представлен гнейсами биотитовыми и биотитово-амфиболовыми, темно-серыми до черных, с розовыми прожилками. С несогласием на породы кристаллического фундамента залегают отложения среднего и верхнего девона. Вскрытая толщина архея 10-16 м.
В процессе бурения разведочных, а также добывающих скважин зоны поглощения промывочной жидкости встречены в старооскольских, тиманских, серпуховских, тульских, турнейских, отложениях.
Девонская система
Сложена отложениями живетского, франского и фаменского ярусов, продуктивный пласт Д1 находится в толще франского яруса.
Продуктивный пласт Д1 выделяется в верхней части отложений пашийского горизонта, литологически представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин.
Песчаники кварцевые, мелкозернистые, средней крепости коричневато-серые в нефтенасыщенной части пласта.
Трещиноватость наблюдается в плотных песчано-алевритовых породах, обогащенных глинисто-органическим веществом и мелкоагрегатным пиритом.
В кровельной части пласта в песчаниках часто встречаются прослои глин и алевролитов.
Покрышкой для залежи служат глины алевритистые, содержащие углефицированные и пиритизированные растительные остатки и маломощные прослои плотного известняка. Толщина девонских отложений 135 м
Каменноугольная система
Представлена всеми тремя отделами. Нижний карбон выражен известняками и доломитами, в средней части вскрывается верейский горизонт, представленный глинами, песчаниками и алевролитами. Мощность нижнего карбона 1000 м.
Породы среднего карбона вскрываются на глубине 1150 м. Они состоят из известняков, доломитов, в интервале глубин 1500-1570 м залегают глины, алевролиты, песчаники. Мощность 530 м.
В интервале глубин 670-1150 м залегают известняки и доломиты, с прослоями ангидритов верхнего карбона. Мощность 480 м.
Пермская система
Представлена нижним и верхним отделами в состав которых выделяют следующие ярусы:
Ассельский ярус — доломиты. Мощность 40 м.
Сакмаро-артинский ярус сложен доломитами и ангидритами. Мощность 150 м.
Анализ разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения
... подразделений. На Карачаганакском месторождении бурением вскрыты отложения кайнозойской, мезозойской и ... Эта организация была названа Карачаганак Петролеум Оперэйтинг Б.В. (КПО). ... просчитана экономика. В этом дипломном проекте рассматривается анализ разработки ... основными строительными работами и осуществления разработки месторождения. Бритиш Газ и ... зону в ее верхней части. Поскольку из интервала 5125 ...
Кунгурский ярус выражен доломитами. Мощность 35 м.
Уфимский ярус нижней перми представлен глинами, алевролитами и песчаниками. Мощность 15 м. Нижнеказанский подъярус сложен доломитами калиновской свиты. Мощность 90 м.
Гидрохимическая свита — ангидриты, гипс. Мощность 12 м.
Сосновская свита сложена доломитами, известняками, ангидритами, гипсом. Мощность 40 м.
Переходная толща — доломиты, гипс. Мощность 15 м.
Татарские отложения залегают до глубины 275 м и нередко выходят на дневную поверхность.
Сокская свита сложена глинами, с прослоями мергелей, гипсов, доломитов, песчаников и ангидритов. Мощность 54-80 м.
Большекинельская свита представлена чередованием глин и алевролитов с прослоями мергелей, известняков, доломитов, ангидритов и гипсов. Мощность 64-90 м.
Аманакская свита сложена алевролитами, глинами, мергелями и известняками, с редкими прослоями доломита и песчаника. Мощность 40 — 60 м.
Верхнетатарский подъярус состоит, в основном, из пород малокинельской свиты. Кутулукская свита, как правило, размыта и встречается только на водораздельных участках.
На западной части площади верхнетатарские образования в значительной мере размыты и замещены песчано-глинистыми породами акчагыльского яруса неогена.
Отложения верхнетатарского подъяруса представляют собой однообразную толщу, сложенную переслаивающимися между собой глинами, мергелями, алевролитами, песчаниками, известняками и доломитами. Мощность от 10-15 м до 90-115 м.
Отложения акчагыльского яруса неогена отмечены только в северо-западной и западной части площади, где они заполняют переуглубленные долины р. Б. Кинель и древних оврагов. Сложены отложения, в основном, глинами с прослоями песка. Мощность неогена колеблется от нескольких метров до 100-120 м.
Образования четвертичной системы представлены аллювиальными и делювиальными породами.
Аллювиальные отложения слагают долины рек Б. Кинель, Солянка, Сарбай, а также крупных оврагов. Они сложены песками мелкими и разнозернистыми, с галькой и гравием. Встречаются прослои глин, суглинка и супеси. Сверху обычно перекрыты суглинистым материалом. Мощность отложений от 7-10 м до 20-23 м.
Делювиальные породы слагают склоны водоразделов и представлены суглинком, иногда с прослоями глины и супеси, а также включениями щебенки. Мощность 7-12 м.
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении Белозерско-Чубовское месторождение расположено в Сокской седновале на Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуре II порядка. Морфологически это большая асимметричная антиклинальная складка, ось которой испытывает неоднократные ундуляции. Северное крыло крутое, южное — пологое. К осевой зоне складки приурочены многочисленные брахиантиклинальные поднятия, вытянутые своей длинной осью вдоль простирания Жигулевско-Самаркинской дислокации и также характеризуются крутыми северными и пологими южными крыльями.
Белозерско-Чубовское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания и асимметричного строения, осложненную куполами в пределах западной, центральной, восточной частях структуры. Углы падения крыльев на северо-западе и северо-востоке достигают значений 3 6′ — 4 30′, на юго-западе и юго-востоке не превышают 3є — 2 28′(кровля турнейского яруса).
В пределах месторождения отмечается хорошее совпадение структурных планов по ниже и вышезалегающим маркирующим горизонтам девона, нижнего и среднего карбона. Амплитуда поднятия по кровле пашийского горизонта составляет 51м, размеры залежи составляют 6,5Ч2,5 км, по кровле бобриковского горизонта — 34 м, а по кровле башкирского яруса не превышает 16 м, т.е. вверх по разрезу отложений Белозерско-Чубовская структура выполаживается.
Залежи нефти продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения, в основном, приурочены к ловушкам структурного типа и занимают присводовые части структуры. Исключения составляют пласты А2, А3, Б0 и Дк, залежи нефти которых связаны с ловушками литологического типа.
1.5 Нефтегазоводоносность
В разрезе палеозойских отложений, вскрытом в пределах Белозерско-Чубовского месторождения 245-ю скважинами, промышленная нефтеносность установлена в следующих пластах: А2-1 и А2-2, А3 — верейский горизонт, А4 — башкирский ярус, Б0 — тульский горизонт, Б2+Б3 — бобриковский горизонт, В1 — турнейский ярус, Дк — тиманский горизонт, Д1 — пашийский горизонт
Залежи нефти на месторождении приурочены к породам различного литологического состава: терригенным (пласты Б0, Б2+Б3, Дк, Д1), карбонатным (пласты А3, А4, В1) и к породам терригенно-карбонатным — пласт А2.
Пласт Д1 является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м — в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи — 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1-7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д1 установлена в 1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации 2611-2620 м (-2457,6-266,6 м) был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958-2003 годы.
По состоянию изученности на 1.01.12 г. пласт Д1 дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности .
Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности на 1.01.12 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470-2474 м.
Размеры залежи составляют 6,5Ч2,5 км, высота 19,6-23,6 м. Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1-2 м прослой известняка (репер «кинжал»).
1.6 Коллекторские свойства пласта
Параметры пластов изучались по керну, методами промысловой геофизики (ГИС) и по материалам промысловых гидродинамических исследований скважин в соответствии с требованиями методических руководств, ГОСТов и ОСТов.
Определение коллекторских свойств по керну в основном проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» (ОАО «Гипровостокнефть»), в ЦНИЛе объединения «Куйбышевнефть» (ОАО «Самаранефтегаз») и частично в лаборатории «КуйбышевНИИ НП» («ВОИГиРГИ»)
Число скважин, в которых поднимался и исследовался керн, составило 41. В 12 других скважинах (скв. 40, 155, 201, 203, 204, 205, 207, 217, 219, 265, 266 и 267) производился отбор керна, но он не анализировался. Причина здесь в том, что поднятый из указанных скважин каменный материал в одних случаях был представлен плотными породами, в других — слабосцементированными, которые в процессе бурения разрушились до песка и мелких кусочков, что исключило возможность проведения соответствующих исследований.
В общей сложности по всем продуктивным пластам, включая плотные разности пород, проанализировано 2188 образцов на пористость, 1381 образец на проницаемость параллельно напластованию и 257 — перпендикулярно напластованию, в том числе соответственно 659, 347 и 89 образцов из нефтенасыщенной части.
Как видно, на эффективные нефтенасыщенные интервалы приходится порядка 25 — 30% исследований каменного материала.
Недостаток керновых определений пористости или их полное отсутствие компенсируется обширным материалом геофизических исследований скважин. Общий объем информации о пористости нефтенасыщенных пород по промыслово-геофизическим данным составил 1277 определений.
Заметно улучшилось состояние изученности начальной нефтенасыщенности. По данным промысловой геофизики (УЭС) начальная нефтенасыщенность определена для 1128 интервалов.
В лабораторных условиях остаточная водонасыщенность создавалась методом центрифугирования. Число образцов, на которых моделировалась остаточная вода, составило 72.
Белозерско-Чубовского месторождения по данным анализа керна проведен корреляционный анализ, в результате которого были получены зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью. (Кпр).
Проницаемость, кроме лабораторных измерений, определялась по результатам гидродинамических исследований скважин. Число гидродинамических исследований невелико и составило по месторождению 17 определений по КВД и 11 — по коэффициенту продуктивности.
Таблица 1.1 Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласт Д1
|
Метод определения |
Наименование |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная |
Насыщенность связанной водой, доли ед. |
||
|
нефтенасыщенность, доли ед. |
газонасыщенность, доли ед. |
||||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
3 |
4 |
— |
|||
|
Количество определений, шт. |
14 |
22 |
— |
||||
|
Среднее значение |
0,2157 |
0,183 |
— |
||||
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,433 |
0,0879 |
— |
||||
|
Интервал изменения |
0,0078-0,398 |
0,131-0,205 |
— |
||||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
28 |
25 |
25 |
|||
|
Количество определений, шт. |
83 |
52 |
52 |
||||
|
Среднее значение |
0,1767 |
0,907 |
0,093 |
||||
|
Интервал изменения |
0,125-0,236 |
0,840-0,947 |
0,053-0,160 |
||||
Таблица 1.2 Геолого-физическая характеристика пласта Д1
|
Параметры Участок |
Д1 |
|
|
Категория |
А |
|
|
Средняя глубина залегания, м |
2606,1 |
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2470 — 2474 |
|
|
Тип залежи |
неполно — пласт. |
|
|
Тип коллектора |
терриг. |
|
|
Площадь нефтегазоносности, тыс м2 |
10444 |
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
6,4 |
|
|
Пористость, доли ед. |
0,18 |
|
|
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. |
0,91 |
|
|
Проницаемость, мкм2 |
0,135 |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,65 |
|
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
2,5 |
|
|
Начальная пластовая температура, С |
54 |
|
|
Начальное пластовое давление, МПа |
28,4 |
|
|
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с |
4,46 |
|
|
Плотность нефти в пластовых усл., т/м3 |
0,826 |
|
|
Плотность нефти в поверхн. усл., т/м3 |
0,866 |
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,095 |
|
|
Содержание серы в нефти, % |
2,1 |
|
|
Содержание парафина в нефти, % |
3,74 |
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
6,8 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
36 |
|
|
Коэффициент вытеснения, доли ед |
0,652 |
|
|
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с |
1,01 |
|
|
Плотность воды в пласт.условиях. т/ м3 |
1,182 |
|
|
Нач. геологические запасы нефти, тыс.т: утвержденные ГКЗ (ЦКЗ) РФ представляемые в работе |
8184 |
|
1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».
При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20 С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определено расчетным путем по данным стандартных исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при исследованиях поверхностных проб (таблица 1.4).
Термобарические параметры дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа.
Свойства нефти и газа определены по результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати поверхностных проб из этих же скважин.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,826 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,46 мПас.
При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,866 г/см3, газосодержание 36,0 м3/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,18 мПас.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10 %), смолистая (9,31 %), парафиновая (3,74 %).
Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,66 %, метана 43,12 %, этана 15,33 %, пропана 18,00 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,47 %, гелия 0,069 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,033.
Характеристика нефти представлены в таблицах 1.3, 1.4, 1.5
Таблица 1.3 Свойства пластовой нефти и воды
|
Наименование |
Пласт Д1 |
||||
|
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Принятые значения |
|||
|
скв. |
проб |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
а) Нефть |
|||||
|
Давление насыщения газом, МПа |
10 |
12 |
6,4-7,1 |
6,8 |
|
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
10 |
12 |
33,7-46,9 |
40,6 |
|
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
10 |
12 |
36,0 |
||
|
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
10 |
12 |
1,095 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Плотность, кг/м3 |
10 |
12 |
798,0-839,0 |
826,0 |
|
|
Вязкость, мПас |
10 |
11 |
3,67-5,08 |
4,46 |
|
|
Пластовая температура, С |
10 |
12 |
51-55 |
54 |
|
|
г) Пластовая вода |
|||||
|
Объёмный коэффициент |
|||||
|
Общая минерализация, г/л |
|||||
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м3 |
|||||
Таблица 1.4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
Наименование |
Пласт Д1 |
|||||
|
количество исследованных |
диапазон изменения |
принятые значения |
||||
|
скв. |
проб |
|||||
|
Вязкость динамическая, мПа·с |
||||||
|
при 20 С |
9 |
16 |
17,28-53,86 |
28,8 |
||
|
Вязкость кинематическая, мм2/с |
||||||
|
при 20 С |
9 |
16 |
19,57-59,98 |
31,99 |
||
|
Температура застывания, С |
8 |
12 |
+6-(-32) |
-10 |
||
|
Массовое содержание, % |
серы |
9 |
16 |
1,90-2,34 |
2,10 |
|
|
смол силикагелевых |
9 |
16 |
5,70-13,55 |
9,31 |
||
|
асфальтенов |
9 |
16 |
1,30-8,40 |
5,06 |
||
|
парафинов |
9 |
16 |
3,00-7,60 |
3,74 |
||
|
Температура плавления парафина, С |
8 |
13 |
54-68 |
63 |
||
|
Объёмный выход фракций, % |
н.к. — 100 С |
9 |
12 |
2-8 |
5 |
|
|
до 150 С |
9 |
12 |
8-17 |
14 |
||
|
до 200 С |
9 |
12 |
16-28 |
23 |
||
|
до 300 С |
9 |
12 |
36-46 |
43 |
||
22
Таблица 1.5 Физико-химические свойства и фракционный состав газа
|
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. % |
мольн. % |
||||||
|
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
масс. % |
мольн. % |
||||
|
Сероводород |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
|
Углекислый газ |
0,48 |
0,36 |
0,00 |
0,00 |
0,62 |
0,42 |
0,00 |
0,01 |
0,03 |
0,11 |
|
|
Азот + редкие |
9,48 |
11,28 |
0,00 |
0,00 |
11,83 |
12,66 |
0,00 |
0,00 |
0,51 |
3,14 |
|
|
Метан |
17,99 |
37,40 |
0,01 |
0,14 |
23,06 |
43,12 |
0,01 |
0,16 |
1,00 |
10,81 |
|
|
Этан |
12,77 |
14,16 |
0,06 |
0,49 |
15,37 |
15,33 |
0,11 |
0,80 |
0,77 |
4,40 |
|
|
Пропан |
26,52 |
20,06 |
0,51 |
2,66 |
26,45 |
18,00 |
0,86 |
4,27 |
1,96 |
7,67 |
|
|
Изобутан |
5,11 |
2,93 |
0,21 |
0,83 |
3,86 |
1,99 |
0,34 |
1,27 |
0,49 |
1,45 |
|
|
Н.бутан |
12,97 |
7,44 |
0,90 |
3,57 |
9,91 |
5,11 |
1,21 |
4,59 |
1,59 |
4,72 |
|
|
Изопентан |
5,93 |
2,74 |
0,77 |
2,46 |
2,52 |
1,05 |
1,01 |
3,07 |
1,07 |
2,57 |
|
|
Н.пентан |
4,00 |
1,85 |
1,19 |
3,80 |
3,24 |
1,35 |
1,43 |
4,34 |
1,50 |
3,60 |
|
|
Гексаны |
3,67 |
1,42 |
2,98 |
7,93 |
2,10 |
0,73 |
3,04 |
7,76 |
3,00 |
6,02 |
|
|
Гептаны |
1,08 |
0,36 |
3,13 |
7,17 |
1,04 |
0,24 |
3,10 |
6,80 |
2,99 |
5,16 |
|
|
Остаток |
0,00 |
0,00 |
90,24 |
70,95 |
0,00 |
0,00 |
88,89 |
66,93 |
85,09 |
50,35 |
|
|
Молекулярная масса |
233,00 |
29,93 |
220,0 |
177,00 |
|||||||
|
Молек. масса остатка |
292,00 |
292,00 |
292,00 |
||||||||
|
Плотность: |
|||||||||||
|
газа, кг/м3 |
1,413 |
1,245 |
|||||||||
|
газа отн. (по воздуху) |
1,173 |
1,033 |
|||||||||
|
нефти, кг/м3 |
873,000 |
866,000 |
826,000 |
||||||||
1.7.2 Свойства и состав воды
Воды продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения изучались по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях НГДУ «Жигулевкснефть» и Волжского отделения института геологии и разработки горючих ископаемых — ВОИГиРГИ.
Воды пластов Дк и Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Дк и Д1 характеризуются плотностью 1185-1195 кг/м3, минерализацией 267,4-287,5 г/л, первой соленостью 57,3-61,2 %-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3-35,3 г/л), магния (3,53-4,13 г/л) и брома (более 1000мг/л).
Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 м3/т (пласт Дк).
В таблице 1.8, 1.9 представлены сведения о содержании полезных компонентов в водах продуктивного пласта Д1, а также в используемой для заводнения воде фаменского яруса, в сравнении с кондиционным их содержанием. И как видно из таблицы, вода пласта Б2 некондиционна по всем микрокомпонентам. Наибольший интерес в качестве гидроминерального сырья представляют воды пластов Дк тиманского (кыновского) и Д1 пашийского горизонтов, в которых содержание брома и стронция в 5-5,5 и в 4 раза, соответственно, выше кондиционных значений. Однако, залежи нефти пластов Дк и Д1 разрабатываются с внутриконтурным заводнением, с применением в качестве вытесняющего агента пресной воды из р. Сок, а для пласта Дк и некондиционной воды фаменского яруса. Согласно «Требования» ГКЗ СССР от 1982 г., при разработке залежей нефти с искусственным заводнением запасы содержащихся в подземных водах полезных компонентов не подсчитываются в связи с разубоживающим влиянием закачиваемой воды.
Использование вод Белозерско-Чубовское месторождения в теплоэнергетических целях нецелесообразно, так как температура воды самого глубокого пласта Д1 не превышает 55 оС, а на устье скважины за счет теплопотерь она снижается почти вдвое.
Согласно правилам Всемирной организации здравоохранения и Европейского экономического сообщества, эти воды не пригодны как в качестве питьевой, так и для целей ирригации и животноводства.
Таблица 1.6 Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
|
Кондиционное содержание микрокомпонентов, мг/л |
Продуктивные пласты |
|||||||
|
А2 |
А4 |
Б2 |
Дк |
Д1 |
Фаменский ярус |
|||
|
Йод |
10 |
6 |
5 |
н/опр. |
9 |
11 |
3 |
|
|
Бром |
200 |
271 |
181 |
170 |
1120 |
1020 |
170 |
|
|
Окись брома |
250 |
45 |
35 |
8 |
29 |
15 |
56 |
|
|
Магний |
100 г/л |
1,9 |
2,1 |
1,8 |
4,2 |
3,9 |
0,9 |
|
|
Калий |
1000 |
650 |
735 |
970 |
750 |
960 |
840 |
|
|
Литий |
10 |
3,2 |
3,5 |
3,7 |
0,4 |
3,2 |
2,1 |
|
|
Рубидий |
3 |
1,1 |
0,6 |
0,2 |
0,1 |
1,1 |
н/обн. |
|
|
Цезий |
0,5 |
— |
— |
следы |
— |
следы |
н/опр. |
|
|
300 |
146 |
120 |
180 |
— |
1260 |
104 |
||
|
Германий |
0,05 |
— |
— |
— |
— |
— |
н/опр. |
|
|
Плотность воды, г/см3 |
— |
1,160 |
1,149 |
1,177 |
1,190 |
1,191 |
1,175 |
|
Таблица 1.7 Содержание ионов и примесей в пластовой воде
|
Содержание ионов, моль/м3, примесей, г/см3 |
Количество исследований |
Диапазон изменения, моль/м3 |
Среднее значение, моль/м3 |
||
|
скважин |
проб |
||||
|
Пласт Д1 |
|||||
|
CI- |
3 |
4 |
4700,37-4850,38 |
4751,37 |
|
|
SO4— |
3 |
4 |
2,19-4,30 |
2,83 |
|
|
HCO3- |
3 |
4 |
0,50-1,00 |
0,77 |
|
|
Ca++ |
3 |
4 |
816,63-836,67 |
827,90 |
|
|
Mg++ |
3 |
4 |
146,91-162,11 |
154,51 |
|
|
Na++ K+ |
3 |
4 |
2733,28-2909,26 |
2793,78 |
|
|
Примеси |
— |
— |
— |
— |
|
|
рН |
— |
— |
— |
— |
|
1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода
Qбал = F * h * m * с * л * ? (1.1)
Qбал — это балансовые запасы, тыс.т
F — площадь нефтеносности — 10351.9 тыс. м2
h — средняя эффективная нефтенасыщенная толщина — 6.4 м
m — коэффициент пористости — 0.18 доли ед.
л — коэффициент нефтенасыщенности — 0.91доли ед.
с — плотность нефти в поверхностных условиях — 0.826 т/м3
Определяем начальные балансовые запасы нефти
Qбал = 10351.9х 6.4 х 0.18х 0.91х 0.826х 0.913= 8184 тыс.т.
Определяем извлекаемые запасы нефти
Qизвл = Qбал х К где (1.2)
К — коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0.56 доли ед.
Qизв = 8184 х 0.56= 4583тыс.т.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2013г. составят
Qбал. ост = Qбал — Qдоб (1.3)
Qдоб — добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-4295.7 тыс.т.
Qост. бал.= 8184-4295.7 =3888.28 тыс.т.
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2013г. составляют
Qизвл.ост. = Qизвл — Qдоб (1.4)
Qизвл.ост = 4583 -4295.7 = 287.33 тыс.т
Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа
V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 8184 х 36= 294.62млн.м3 (1.5)
Г — газовый фактор по пласту — 36м3.
Vнач.изв = Qизв. нач х Г (1.6)
Vнач.изв = 4583х 36= 164.99 млн.м3
Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2013
Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г (1.7)
Vбал.ост.газа = 3888.28х 36= 139.98млн. м3
Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г (1.8)
Qизвл.ост.газа =287.33х 36=10.34млн.м3
Таблица 1.8 Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту
|
Запасы нефти тыс.т |
Запасы газа млн.м3 |
|||||||
|
Начальные |
Остаточные |
Начальные |
Остаточные |
|||||
|
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
|
|
8184 |
4583 |
3888.28 |
287.33 |
294.62 |
164.99 |
139.98 |
10.34 |
|
Выводы
Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара.
Залежь нефти пласта Д1 пластовая, сводовая, по всей площади нефтеносности подстилается пластовой водой.
Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи — 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65, пористость 0,18, проницаемость 0,135 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях 4.46 мПа с, средняя нефтенасыщенная толщина 6.4 м.
Воды пластов Дк и Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией.
Запасы нефти составили начальные балансовые 8184 тыс.т., начальные извлекаемые 4583 тыс.т..
Остаточные балансовые 3888.28 тыс.т., остаточные извлекаемые 287.33 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 294.62 млн.м3, начальные извлекаемые 164.99 млн.м3. Остаточные балансовые 139.98млн.м3, остаточные извлекаемые 10.34млн.м3.
2. Технологическая часть
2.1 Основные решения проектных документов
Белозерско-Чубовское месторождение включает в себя Белозерскую и Чубовскую площади, считавшиеся ранее самостоятельными месторождениями. Граница между площадями неоднократно изменялась и в настоящее время имеет только административное значение.
Глубокое разведочное бурение на Белозёрской площади начато в феврале 1958г. Впервые промышленная нефтеносность установлена скв.18 в октябре 1958 года (западный участок).
В результате бурения и освоения скв.18 на Белозёрской площади был получен промышленный приток нефти составивший 61 т/сут через 4,8 мм штуцер из пласта Б2 бобриковского горизонта нижнего карбона.
На Чубовской площади в августе 1959 года скв.3 установлена промышленная нефтеносность пласта Д1 пашийских отложений верхнего девона (приток нефти через 12 мм штуцер составил 158,4 т/сут).
В 1960 г. институтом «Гипровостокнефть» был проведён первоначальный подсчёт запасов нефти и попутного газа по пласту Д1 и составлены проекты разработки пласта Д1 Чубовского участка.
Для разработки пласта Д1 Чубовского купола предусматривалось 15 эксплуатационных скважин, расподоженных тремя линейными рядами по сетке 500х600м.
В 1963 году был выполнен повторный подсчёт запасов нефти и газа продуктивных пласта девона (Д1) Белозёрского и Чубовского месторождений. Необходимость повторного подсчёта запасов была вызвана весьма значительными изменениями морфологии структур, выявленными в результате эксплуатационного бурения. Особенно значительные структурные изменения выявились по пласту Д1 Чубовского купола. В связи с этим уменьшились объёмы залежей и соответственно запасы нефти и газа.
В 1973г. институтом «Гипровостокнефть» наряду с работой по подсчёту запасов, проведён детальный анализ разработки залежи нефти продуктивного пласта Д1 Белозёрско-Чубовского месторождения, в котором с целью ликвидации разностадийности и улучшения условий разработки на Белозёрском участке было предложено уплотнение сетки скважин: бурение 9-ти эксплуатационных скважин (скв.121, 133,123,124,125,126,130,131,132) на центральном и восточном куполах, и тем самым увеличение темпа разработки. Рекомендации выполнены лишь частично. В 1974-1978гг. из 9-ти рекомендованных были пробурены лишь 5 скважин (скв.123,125,126,130,131).
В 1979 г. был составлен уточнённый проект разработки, который был утверждён ЦКР (протокол №676 от 25 мая 1979 г.).
В проектном документе предусматривалось вести разработку пласта Д1 по принятому ЦКР II варианту:
Усиление системы заводнения за счёт перевода под нагнетание 3-х добывающих скважин по пласту Д1. Кроме того, в 1989 -1991 гг. на залежи пласта планировалось бурение 8 — ми добывающих скважин взамен выбывающих из фонда по техническим причинам.
В связи с уточнением геологического строения месторождения ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» в 1981 г. проведён анализ состояния разработки залежей нефти пластов Д1, Дк, Б2 и обоснована целесообразность бурения дополнительных скважин на пласты Б2 и Д1.
Для интенсификации отборов нефти из залежи пласта Д1 к бурению рекомендованы скв.218, 209, 210, 215, 238 и 276.
За период с 1978 по 1985 гг. включительно в основном все проектные решения «Уточнённого проекта разработки…» и работы были выполнены. По пласту Дк, как намечалось, нагнетательные скважины переведены под закачку после использования их в качестве добывающих, при освоении в скв.206 проведена повторная перфорация и вскрыты не перфорированные ранее пропластки. Фонд добывающих скважин пласта Д1 увеличился на 10 единиц (по сравнению с проектом) за счёт бурения резервных скважин.
В 1990 году, в соответствии с протоколом технико-экономического совета ПО «Куйбышевнефть» (№ 21 от 25 августа 1989г.), была составлена дополнительная записка к «Проекту разработки Белозёрско-Чубовского месторождения», в которой уточнён второй вариант разработки Белозёрско-Чубовского месторождения и откорректирован перспективный план добычи по всем пластам и в целом по месторождению с учётом фактического состояния разработки.
По пласту Д1 запланировано бурение 9-ти добывающих (скв.601, 602, 606, 607, 608, 609, 610, 611, 613); 5-ти нагнетательных (скв.604, 605, 612, 614, 615); 1 резервной (скв.616) и 2-х оценочных скважин (скв. 617, 618).
Бурение и местоположение скв.611,613 ставилось в зависимость от результатов бурения нагнетательной скв.612. Местоположение скв.616, 617, 618 предполагалось определить после завершения разбуривания залежи.
Из 17 запланированных к бурению на пласт Д1 скважин на 1.01.12 г. пробурено 12 скважин: из них только шесть на пласт Д1 (включая скв. 610, в проекте — добывающую, которая на 1.01.2007 г. находится в освоении под нагнетание), а также скв.617, которая была ликвидирована по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны; шесть скважин (включая две нагнетательные скв.614,615, которые проектировались в качестве добывающих) — на пласт Дк.
В 2006 г. ОАО «Гипровостокнефть» выполнен авторский надзор за разработкой Белозёрско-Чубовского месторождения, в котором проведён анализ состояния разработки залежей нефти, начиная с ввода месторождения в эксплуатацию. В результате анализа выявлено несоответствие величин запасов, числившихся на балансе РГФ на 01.01.12г., текущему состоянию разработки. В работе рассмотрено два прогнозных технологических варианта и проведено технико-экономическое обоснование вариантов по месторождению в целом.
Первый вариант предусматривал разработку месторождения существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин по состоянию на 01.01.2012 г.
Второй вариант выполнен на базе первого и дополнительно предполагает, ввод из бездействия простаивающих скважин, перевод скважин на вышележащие горизонты, перевод под нагнетание с целью внедрения или усиления системы заводнения, проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), дополнительную перфорацию, мероприятия по интенсификации, бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, боковых горизонтальных стволов (БГС) и боковых наклонно-направленных стволов в вертикальных добывающих скважинах.
На 01.01.13 г. действующим проектным документом на разработку Белозёрско-Чубовского месторождения является «Авторский надзор за выполнением проектных документов на разработку месторождений ОАО «Самаранефтегаз …» 2006г., выполненный ОАО «Гипровостокнефть», и утверждённый ЦКР РФ (протокол № 3465 от 2.11.06).
2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
На основании таблицы показателей разработки пласта Д1 месторождения (таблица 2.1) можно выделить три стадии разработки анализируемого объекта.
I — стадия разработки называется начальной, началась с 1960 по 1989. Характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством, ростом добычи нефти с 46,0 тыс. т. до 179,8 тыс.т темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Разработка пласта Д1 началась в 1960 году путем ввода в эксплуатацию трех скв.3, 5, 36, со средним дебитом по нефти 101,4 т/сут, обводненностью 8,8%. Более активное разбуривание началось к 1973 году, когда фонд добывающих скважин достиг 12 единиц. В процессе эксплуатации залежи пласта Д1 наблюдалось снижение пластового давления, поэтому по рекомендации проектного документа в 1975 году была начата закачка воды в скв.265, которая была переведена из добывающих с пласта Д1. Поддержание пластового давления началось на первой стадии в 1983 году. Обводненность растет от 8,8% до 44.4%.
Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 2033.8 тыс.т., накопленная жидкости 3678.8 тыс.т. Годовая добыча жидкости 323.1 тыс.т, годовая добыча нефти 179.8 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,7 %. Текущая нефтеотдача 0,249, степень выработки 41.7%, обводненость 44.4%. Фонд добывающих скважин 20, нагнетательных 2. Годовая закачка воды 91.84 тыс.м3, накопленная закачка воды 607.03 тыс.м3
II- стадия 1990 по 1991 год. Характеризуется максимальной добычей нефти 229,5 тыс. т в 1991 год. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.
Нарастание отборов жидкости весь период разработки залежи происходило медленно, и максимальная добыча была достигнута в 1991 году, составив 229,5 тыс. т нефти,427,4 тыс.т. жидкости при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 4,7 %, к этому моменту фонд добывающих скважин был тоже на уровне максимальной отметки — 24 единицы.
Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 2462.2 тыс.т., накопленная жидкости 4445.2 тыс.т. Годовая добыча жидкости 427.4 тыс.т, годовая добыча нефти 229.5 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 4,7 %. Текущая нефтеотдача 0.301, степень выработки 50.5, обводненость 46.3%. Фонд добывающих скважин 24, нагнетательных 2. Годовая закачка воды 195.34 тыс.м3, накопленная закачка воды 925.2тыс.м3
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (24 добывающие и 1 нагнетательных) и фактически заканчивается формирование системы разработки.
К концу этапа годовые объемы добычи нефти достигли максимальных значений, возросли годовые отборы жидкости; увеличение объемов закачки способствовало росту пластового давления до 21,7МПа.
III — стадия — падающей добычи нефти, началась с 1992 года по 2011 год. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.
В 2004 году в качестве закачиваемого агента вместо пресной, стала использоваться сточная вода. Пик в закачке был достигнут в 1996 году и составил 296,7 тыс.м3, при текущей компенсации отбора жидкости 85,1 % , приемистости нагнетательных скважин 306,5 м3/сут и фонде нагнетательных скважин — 3 единицы.
Накопленная добыча нефти к концу III стадии составила 4258.4 тыс.т., накопленная жидкости 11214.6 тыс.т. Годовая добыча жидкости 344.8 тыс.т, годовая добыча нефти 49.4 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,0 %. Текущая нефтеотдача 0.520, степень выработки 87.4, обводненость 85.7%. Фонд добывающих скважин 10, нагнетательных 1. Годовая закачка воды 76.432 тыс.м3, накопленная закачка воды 4111.169тыс.м3
IV-ая завершающая, конечная стадия разработки. Началась с 2012 года. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2013 составляет 4295.7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,8%. Текущая нефтеотдача 0,525. В 2012 г. в залежь закачано 74,4 тыс. м3 воды, компенсация отбора жидкости закачкой составила 23,9 % при фонде нагнетательных скважин 1 единица. Приёмистость нагнетательной скважины составила 250,4 м3/сут. Всего на 01.01.2013 г. в залежь было закачано 4185,6 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 37,1%.
Таблица 2.1 Показатели разработки пласта
|
Годы |
Действующий фонд скважин всего |
Годовая добыча, тыс.т |
Обводн. пов. |
Накопленная добыча, тыс.т |
Текущий КИН, доли ед. |
Степень выработки нач. извл. зап., % |
Темп выработки извл. запасов, % |
Фонд нагнет. скважин |
Закачка воды, тыс.м3 |
|
|
нефти |
воды |
жидко-сти |
весовая % |
нефти |
… |
