Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефтей, насыщающих углеводородных газов, свободного газа в газовой шапке и свойства пластовых вод Самотлорского месторождения рассматриваются в ряде специальных работ и представлены в таблице 2.2. По групповому составу нефти относятся к смешанному типу с преобладанием метановых (40 – 50%) и примерно равным количеством нафтеновых и ароматических углеводородов. По товарным свойствам они относятся к классу высокосернистых, подклассам малосмолистых (ЮВ1 – БВ10) и смолистых (остальные горизонты).
По содержанию парафина нефти всех горизонтов, за исключением АВ4-5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ4-5 умеренно парафинистые. Пластовые нефти горизонтов БВ8 и БВ10 характеризуются сравнительно низким давлением насыщения, которое меньше первоначального пластового в два раза.
Газонасыщенность пластовых нефтей по глубинным пробам составляет 104 – 107 м3/м3. Вязкость их в пластовых условиях практически равна 1,7 МПа•с. Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатов.
Для целей поддержания пластового давления на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложение карбонатных солей.
|
|
|
Физико-химические свойства жидкостей Самотлорского месторождения позволяют добывать пластовую жидкость установками ЭЦН, но из-за негативных свойств (содержание серы, парафина, смол и т. п.) жидкости приходится использовать УЭЦН с более жесткими претензиями к оборудованию
. Таблица 1.2.
Физико-химические свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
| Горизонты | Вязкость, МПа•с | Содержание серы, % | Содержание парафина, % | Содержание асфальтен.% | Содержание смол, % | Усадка, д. ед. | Объемные коэффициенты | Плотность, кг/м3 | Газосодержание, м3/ м3 |
| БВ10 | 1,14 | 0,65 | 2,21 | 1,26 | 7,19 | 0,22 | 1,27 | 747 | 96,89 |
| БВ8 | 1,15 | 0,91 | 2,86 | 1,02 | 8,54 | 0,22 | 1,28 | 856 | 97,46 |
| АВ4-5 | 2,15 | 1,00 | 1,90 | 1,69 | 9,44 | 0,16 | 1,19 | 793 | 75,9 |
| АВ2-3 | 1,56 | 0,91 | 3,73 | 1,84 | 11,74 | 0,23 | 1,29 | 754 | 107,72 |
| АВ1 | 1,48 | 0,94 | 2,59 | 1,82 | 9,19 | 0,19 | 1,24 | 773 | 93,68 |
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Анализ показателей разработки пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения
Самотлорское месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 году.
В 1968 году на бюро ЦКР (протокол №184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка на южной части месторождения. В ней было предусмотрено выделение двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5 – 6 млн. т/год. В 1968 году при составлении Генеральной схемы на месторождении площадью более 1200 км2 было пробурено всего 33 разведочных скважины, которые, естественно, не могли отражать даже основные черты строения месторождения. Площадь пластов группы представлялась значительно меньше фактической. Особенности залегания нефти и газа были неизвестны. Запасы нефти пластов АВ1, АВ2-3 и БВ10 на 40 – 80% относились к категории С2. Данные о геологическом строении были ограниченные или отсутствовали. Из нескольких рассчитанных вариантов Центральная комиссия по разработке месторождений Миннефтепрома приняла вариант с трех рядной системой и сеткой скважин, плотностью 64 га/скв (800 x 800 м2), шириной полос – 3,6 километра с выделением двух объектов: пласты БВ8 и БВ10 и пласты АВ4-5 и АВ2-3.
|
|
|
При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22 января 1971 года было принято решение:
- рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки скважин на пласт АВ2-3 и на пласт БВ10 и организацией трех и пяти рядных блоковых систем разработки, учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти – переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т. д.
|
|
|
В 1971 году Центральная комиссия постановила:
- принять систему разработки месторождения, обеспечивающую добычу нефти в 1975 году – 60 млн. т., в 1980 году – 100 млн. т. и предусматривающую:
- выделение пяти объектов разработки АВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10;
- разрезание каждого из объектов на полосы шириной около 4 км. с максимальным совмещением линии нагнетания по объектам
- бурение преимущественно самостоятельных скважин на каждый объект, пятирядное размещение эксплуатационных скважин со смещением сеток объектов относительно друг друга и т.д.
Генеральную схему с этими изменениями переименовали в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая была утверждена Коллегией Министерства нефтяной промышленности в апреле 1972 г.
В течение 1973 – 1975 годов вносились дополнения и уточнения в Принципиальную схему разработки, в том числе, было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ8, АВ4-5 и БВ10; осуществление по горизонту АВ4-5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.
По заданию Миннефтепрома в апреле 1974 года институтами ВНИИ и Гипротюменьнефтегазом при участии Главтюменьнефтегаза были изучены условия и перспективы интенсификации разработки Самотлорского месторождения. В качестве основных рассматривались:
|
|
|
- ускорение темпа разбуривания по всем пластам;
- повышение депрессии на пласты АВ13 и АВ2-3;
- повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ13, АВ2-3, БВ10 и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ4-5 ;
- ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ13 и АВ2-3
В 1975 году при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С1 и только по пласту АВ13 до 35% запасов были в категории С2.
Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения, выполненная совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений Миннефтепрома (протокол №478 от 24 марта 1976 года) и утверждена Коллегией Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол №15 от 25 марта 1976 года).
Были приняты следующие основные решения:
- достижение максимального годового уровня 130 млн. т. в 1978 году и сохранение его в течение 4 – 5 лет;
- фонд скважин – 7786, в том числе: 4955 – добывающих, 2838 – нагнетательных, 783 – резервных;
-разукрупнение горизонта БВ8 на объекты разработки БВ80 (в южной части), БВ81-2, БВ83;
- бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;
- отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;
- организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ4-5;
- организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2-3 и АВ13;
- усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.
За время реализации Комплексной схемы (1976 – 1980 года) существенно уточнились контуры нефте-газо-водоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности по толщине залежи и элементам неоднородности проницаемой части объектов разработки.
За счет более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн. т. был повышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения.
В 1981 году институтами СибНИИНП и ВНИИнефть был составлен и утвержден постановлением коллегии Миннефтепрома (протокол №46 от 26 августа 1982 года) и Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений СССР (протокол №989 от 14 июля 1982 года) проект разработки Самотлорского месторождения.
В дальнейшем по поручению ЦКР Миннефтепрома был составлен уточненный проект разработки месторождения (протокол №1267 от 11 августа 1987 года).
В проекте особое внимание уделено детальным исследованиям в области геологии нефтяного пласта, анализу процесса нефтеизвлечения по зонам нефте-газо-водонасыщенности и продуктивности, анализу текущего состояния разработки, эффективности работ по оптимизации плотности сетки скважин, организации отборов жидкости из скважин, интенсификации систем заводнения и т. д.
Комплексное обобщение промысловых данных продуктивных объектов месторождения позволило отразить влияние последствий тенденций сложившихся в использовании добывных возможностей пробуренного фонда скважин, на нефтеотдачу пластов.
Разработка пласта АВ11-2 в границах деятельности ОАО "СНГ'" начата в 1976 году. За период разработки добыто 6142 тыс. т нефти, что составляет 2,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,008. Основные показатели разработки на 1.01.2010 г. представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2.
Объект АВ11-2 Основные показатели разработки на 1.01.2010 г.
| Показатели | СНГДУ-2 |
| Добыча нефти в 2009 г, тыс. т | 1373,1 |
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 4610,6 |
| Добыча жидкости в 2009 г, тыс.т | 2867,3 |
| Накопленная добыча жидкости, тыс.т | 9941,8 |
| Обводненность, % | 52,1 |
| Закачка воды, тыс.м3 | 308,5 |
| Накопленная закачка воды, тыс.м3 | 4535,9 |
| Текущий КИН, ед | 0,011 |
| Отбор от НИЗ, % | 3,75 |
| Темп отбора от НИЗ, % | 1,12 |
| Темп отбора от ТИЗ, % | 1,15 |
| Дебит нефти в 2009 г, т/сут | 10,4 |
| Дебит жидкости в 2009 г, т/сут | 21,7 |
| Приемистость в 2009 г, м3/сут | 120,0 |
| Эксплуатационный фонд добывающих скважин, шт. | 422 |
| Действующий фонд добывающих скв., шт. | 388 |
| Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, шт. | 17 |
| Действующий фонд нагнетательных скв., шт. | 14 |
| Текущая компенсация, % | 8,9 |
| Накопленная компенсация, % | 9,5 |
За 2009 год добыто 1842 тыс. т. нефти, что составляет 11 % от всей добытой нефти на месторождении. Основной объем добычи нефти из пласта АВ11-2 в СНГДУ-2 равен 1373 тыс. т. (74,5 %). Прирост добычи нефти по сравнению с уровнем 2008 года составил 918 тыс. т. (99.2 %). Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,81 %, от текущих извлекаемых запасов-0,83. Средний дебит скважин по нефти за 2009 год составил 10,5 т/сут, жидкость- 21,5 т/сут, средняя обводненность равна 51,1%.
В настоящее время разработка пласта характеризуется растущей добычей, что связано с активной работой по переводу бездействующих скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, на пласт АВ11-2 и проведением ГРП.
Добыча свободного газа из газовой шапки осуществлялась газовыми скважинами и транзитными добывающими нефтяными скважинами подгазовой зоны. Текущая добыча свободного газа на 1.01.2010 г. составляет 205,6 млн. м3, накопленная добыча - 20,9 млрд. м3.
Закачка воды организована в 1975 году. Всего по объекту АВ11-2 на начало 2010 года закачано 18508 тыс. м воды, в том числе в 2009 году - 792 тыс. м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2009 год составила 154,1 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости и свободного газа закачкой воды составляет 14,2 %, накопленная компенсация — 14,1 %.
Добыча нефти по пласту АВ11-2 в границах деятельности СНГДУ-2 в 2009 году составила 1373 тыс. т нефти (74,5 % от всей добытой нефти по объекту). Всего за период разработки на 1.01.2010 года добыто 461 1 тыс. т нефти, текущая нефтеотдача равна 0,011. От НИЗ, приходящихся на долю СНГДУ-2, отобрано 3.7 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 1,12 %, от текущих извлекаемых запасов - 1,15 %. Основные технологические показатели приведены на рисунке 2.1.1 и в таблице 2.1.1.
Разработка пласта AB11-2 характеризуется растущей добычей, прирост к уровню 2008 года составил 591 тыс. т. (75,7 %).Средний дебит добывающих скважин по нефти в 2009 году составил 10,4 т/сут, жидкости - 20,9 т/сут, средняя обводненность продукции равна 52,1 %. Закачка воды с целью поддержания пластового давления организована в 1982 г. За весь период разработки закачано 4536 тыс.м3 в том числе в 2009 году - 308 тыс.м3 воды.
Средняя приемистость нагнетательных скважин в 2009 г.составила 120м3/сут.
Таблица 2.1.1
Основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2
| Дата | Добыча нефти, тыс.т | Дебит Нефти, т/сут | Накопл добыча нефти, тыс.т | Добыча жид-ти, тыс.т | Дебит жид-ти, т/сут | Накопл добыча жид-ти тыс.т | Обвод, % | Закачка воды, тыс.м3 | Накопл закачка воды, тыс.м~ |
| 1983 | 2,6 | 7,9 | 2,6 | 2,6 | 7,9 | 2,6 | 0 | 0 | 0 |
| 1984 | 16,0 | 11,0 | 18,7 | 16,1 | 11,0 | 18,7 | 0,4 | 0 | 0 |
| 1985 | 13,9 | 8,9 | 32,5 | 14,4 | 9,2 | 33,1 | 3,7 | 0 | 0 |
| 1986 | 12,7 | 7,6 | 45,2 | 12,9 | 7,7 | 46,1 | 2,1 | 0 | 0 |
| 1987 | 8,3 | 3,3 | 53,5 | 8,3 | з,з | 54,4 | 0,2 | 0 | 0 |
| 1988 | 11,9 | 6,2 | 65,4 | 11,9 | 6,2 | 66,3 | 0,0 | 0 | 0 |
| 1989 | 37,9 | 8,7 | 103,4 | 37,9 | 8,7 | 104,3 | 0,0 | 1,7 | 1,7 |
| 1990 | 58,9 | 6,4 | 162,3 | 71,5 | 7,7 | 175,8 | 17,7 | 19,5 | 21,2 |
| 1991 | 26,1 | 8,9 | 188,4 | 48,8 | 16,7 | 224,6 | 46,5 | 48,7 | 69,9 |
| 1992 | 45,6 | 11,4 | 234,0 | 72,5 | 18,1 | 297,1 | 37,1 | 102,4 | 172,4 |
| 1993 | 58,6 | 13,2 | 292,6 | 93,3 | 21,0 | 390,4 | 37,2 | 51,3 | 223,6 |
| 1994 | 111,3 | 20,0 | 403,9 | 189,5 | 34,0 | 579,9 | 41,3 | 69,6 | 293,2 |
| 1995 | 153,4 | 14,5 | 557,3 | 259,6 | 24,6 | 839,6 | 40,9 | 191,5 | 484,6 |
| 1996 | 163,8 | 10,9 | 721,1 | 481,6 | 32,1 | 1321,2 | 66,0 | 306,2 | 790,8 |
| 1997 | 135,9 | 6,4 | 857,0 | 279,3 | 13,2 | 1600,5 | 51,4 | 605,3 | 1396,1 |
| 1998 | 126,4 | 6,8 | 983,5 | 277,4 | 15,0 | 1877,9 | 54,4 | 398,1 | 1794,2 |
| 1999 | 72,3 | 3,7 | 1055,8 | 241,3 | 12,3 | 2119,1 | 70,0 | 331,6 | 2125,9 |
| 2000 | 73,8 | 7,2 | 1129,6 | 254,0 | 24,8 | 2373,2 | 71,0 | 485,2 | 2611,1 |
| 2001 | 68,7 | 6,5 | 1198,3 | 158,1 | 14,9 | 2531,3 | 56,5 | 279,0 | 2890,1 |
| 2002 | 75,4 | 5,5 | 1273,7 | 207,7 | 15,1 | 2739,0 | 63,7 | 453,2 | 3343,3 |
| 2003 | 111,3 | 6,5 | 1385,0 | 278,7 | 16,2 | 3017,7 | 60,0 | 190,7 | 3533,9 |
| 2004 | 184,0 | 9,7 | 1569,0 | 432,7 | 22,9 | 3450,4 | 57,5 | 106,9 | 3640,8 |
| 2005 | 219,2 | 8,4 | 1788,2 | 600,5 | 23,0 | 4050,9 | 63,5 | 143,3 | 3784,1 |
| 2006 | 279,6 | 8,8 | 2067,9 | 600,3 | 18,8 | 4651,2 | 53,4 | 110,6 | 3894,7 |
| 2007 | 388,0 | 7,4 | 2455,9 | 785,9 | 14,9 | 5437,1 | 50,6 | 197,8 | 4092,5 |
| 2008 | 781,7 | 8,5 | 3237,5 | 1637,4 | 17,8 | 7074,5 | 52,3 | 134,9 | 4227,4 |
| 2009 | 1373,1 | 10,4 | 4610,6 | 2867,3 | 21,7 | 9941,8 | 52,1 | 308,5 | 4535,9 |
Рис.2.1.1
Основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2 
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 1022; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!