Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

дипломная работа

1.2 Состав и свойства пластовых флюидов

Пробы пластовой нефти турнейского яруса отобраны из скважины №10. Исследования пластовой нефти, терригенной тощи нижнего карбона Шелкановского месторождения, никогда не проводились. По данным исследования поверхностной нефти определена характеристика пластовой нефти. Параметры пластовой нефти приведены в таблице 2.

Таблица 2

Параметры пластовой нефти

Параметр

Значение

турнейский ярус

бобриковский горизонт

Давление насыщения нефти, МПа

6,1

4,0

Газосодержание, м3

12,5

16,6

Газосодержание, м3/ м3

11,2

15,0

Объёмный коэффициент, доли ед.

1,02

1,03

Вязкость нефти, сПз

18,3

17,5

Плотность нефти, кг/ м3

891

896

Параметры разгазированной нефти приведены в таблице 3.

Таблица 3

Параметры и состав разгазированной нефти

Наименование

Значение

турнейский ярус

бобриковский горизонт

башкирский горизонт

Плотность нефти, кг/м3

901

897

922

Вязкость нефти при 20 0С,10-6 м2

37,8

33,5

135,8

Содержание, % вес.

серы

3,8

3,9

3,5

смол селикагелевых

14,1

14,9

16

асфальтенов

4,0

6,1

4,8

парафинов

3,1

3,3

2,5

Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. Содержание азота - 32,5%, сероводорода - 19,3%. Газ содержит некондиционное количества гелия.

Состав попутного газа приведён в таблице 4.

Таблица 4

Компонентный состав попутного газа

Параметр

Значение

Плотность газа, кг/м3

1,184

Состав газа, %

метан

14

этан

11

пропан

4,6

изо-бутан

3,7

Параметр

Значение

н-пентан

0,3

гексан

0,6

гептан + высшие

11,3

СО2

7,7

N2

32,5

H2S

9,3

He

не определён

н-бутан

2,3

изо-пентан

2,7

Пластовые воды каширского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса по свойствам близки между собой. Воды этих горизонтов относятся к хлор-кальциевому типу.

Минерализация вод каширского и верейского горизонтов изменяется в пределах 700-715 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1156,0-1160,1 кг/м3. Сульфатность вод достигает 2,3 мг.экв/100 гр.

Минерализация вод терригенной толщи 636-828 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1176,0 кг/м3. Сульфатность вод от 0,6 до 3,6 мг.экв/100 гр. Вязкость воды 1,55*10-6 м2/с.

Воды турнейского яруса имеют общую минерализацию от 724 до 743 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1166,6-1168,3 кг/м3. Вязкость воды - 1,55*10-6 м2/с.

В процессе разработки содержание солей снижается в связи с разбавлением пластовой воды закачиваемой водой /1/.

2. Текущее состояние разработки Шелкановского нефтяного

месторождения

Шелкановское нефтяное месторождение введено в разработку в 1963 г. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ в 1965 г. Первым проектным документом по разработке месторождения является технологическая схема разработки Карача-Елгинской (Дюртюлинской) группы нефтяных месторождений выполненная в 1964 г. В 1971 г. был составлен проект разработки Шелкановского месторождения нефти. В 1978 г. выполнен уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения. Последним документом на разработку является уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения 1984 г. утверждённый в ТЭС Башнефти в 8.01.1985 г.

На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: верейско-башкирские залежи среднего карбона, бобриковский горизонт, турнейский ярус. Основными эксплуатационными объектами являются залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса.

Турнейский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, система размещения скважин - треугольная неравномерная, сетка скважин - 380х380, плотность сетки в контуре нефтеносности - 15 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 3 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,8 МПа, естественный режим системы заводнения.

Бобриковский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, треугольная неравномерная система размещения скважин, сетка скважин 350х350, плотность сетки скважин - 12 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 5 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,83 МПа, очагово-избирательная система заводнения.

Средний карбон - водонапорный режим разработки, система размещения скважин - треугольная неравномерная, плотность сетки скважин в контуре нефтеносности - 5,9 МПа, давление на забое добывающих скважин - 5,0 МПа, давление на устье нагнетательных скважин - 9,9 МПа, естественный режим системы заводнения /1/.

Всего пробурено на месторождении 62 скважины, в т.ч. в действующем добывающем фонде 42 скважины, нагнетательном фонде - 5 скважин; в т.ч. по бобриковскому горизонту - 18 добывающая и 4 нагнетательных скважины, по турнейскому ярусу - 22 добывающие скважины и по среднему карбону - 2 добывающих скважин.

В 2002 году на месторождении добыто 13,361 тыс.тонн нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0.25% от текущих 2,26%.

С начала разработки добыто 4836.831 тыс.тонн нефти или 89,4% от начальных извлекаемых запасов.

В таблице 5 приведена информация по распределению добычи нефти в 2002 году по принадлежности залежей к стратиграфическим системам.

Таблица 5

Геологическая система

2001 год тыс. тонн / %

2002 год тыс. тонн / %

Девонская

10,148 / 45,9

5,543 / 41,5

Каменноугольная

11,961 / 54,1

7,818 / 58,5

НГДУ

22,109 / 100,0

13,361 / 100,0

Из таблицы 5 видно, что больше половины запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах.

За отчетный год добыто 334.203 тыс. тонн жидкости, что на 120,360 тыс. тонн (26.5 %) меньше чем в 2001 году. Обводнённость продукции выросла на 0.9 % и составила 96,0 %.

Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению составил 0,340.

За год закачано 124,718 тыс. мЗ виды или 41.9% от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 40,6% в том числе по бобриковскому горизонту 124,6% и 5,2% по турнейскому ярусу. Залежи, приуроченные к среднекаменноугольным и кыновским отложениям, разрабатываются на естественном режиме.

В 2002 году введена в эксплуатацию разведочная скважина №237БКТ, пробуренная в 2000 году. Из скважины добыто 840 тонн нефти, дебит скважины по нефти составил 7,0 т/сут. Введена из бездействия из числа простаивавших на 1.01.1999 года скв. №1720. Годовая добыча из нее составила 302 т нефти и 4577 тонн жидкости.

Всего по 9 скважинам введенным с 1999 года , добыто 2372 тонны нефти (17,8% от всей добычи) и 56200 тонн жидкости.

Внедрено две технологии МУН, проведено 5 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 1214 тонн (9.1% ко всей добыче).

Геолого-физические данные по пластам приведены в таблице 6. Более половины запасов заключены в турнейском ярусе /3/.

Таблица 6

Геолого-физические данные по объектам разработки

Объект разработки

Параметр

Значение

Средний карбон

Балансовые запасы

1739 тыс. тонн

Извлекаемые запасы

260 тыс. тонн

КНО

0,15

Бобриковский горизонт

Балансовые запасы

4616 тыс. тонн

Извлекаемые запасы

1817 тыс. тонн

КНО

0,335

Турнейский ярус

Балансовые запасы

7511 тыс. тонн

Извлекаемые запасы

3034 тыс. тонн

КНО

0,434

В процессе разработки уточнены извлекаемые запасы по бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу и приняты для проектирования в следующих количествах:

- бобриковский горизонт - 1550 тыс. тонн (КНО - 0,335);

- турнейский ярус - 3260 тыс. тонн (КНО - 0,434).

В сумме по месторождению извлекаемые запасы принятые для проектирования составляют 5020 тыс. тонн вместо 5111 тыс. тонн числящихся на балансе.

Средний дебит одной добывающей скважины составляет 1,3 т/сут по нефти и 35,7 м3/сут по жидкости, дебит по нефти меньше среднего значения по НГДУ на 1 т/сут, а дебит по жидкости больше среднего значения по НГДУ на 4,7 м3/сут /3/.

В таблице 7 приведены показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения.

Таблица 7

Показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения

Показатели

проект

факт

2002 год

+ / -

к проекту

Добыча нефти, тыс. тонн

проект

факт

7,3

13,361

+6,061

Добыча жидкости, тыс.тонн

проект

факт

270,370 334,203

+63,833

Обводненность весовая. %

проект

факт

97,3

96,0

-1,3

Закачка воды, тыс.мЗ

проект

факт

184.000 124.718

-59,282

Ввод добывающих скважин

проект

факт

-

1

+ 1

Ввод нагнетательных скважин

проект

факт

-

-

-

Средний дебит одной скважины по нефти, т/сут.

проект

факт

0,8

1,8

+0,3

Средний дебит одной скважины по жидкости, т/сут.

проект

факт

29,2

28,1

-1,1

По добыче нефти проектный уровень выполнен на 183,0%. планово-нормативный не выполнен па 20,9%. По отбору жидкости проектный уровень выполнен на 123,6%, плановый не выполнен на 25,7%. По закачке не выполнены ни проектный, ни плановый уровни, что связано с применявшейся в отчетном году циклической закачкой по КНС-13. По сравнению с 2001 годом добыча нефти снизилась на 8.748 тыс. тонн (39,6%)

В таблице 8 приведено распределение скважин Шелкановского месторождения по способам эксплуатации.

Таблица 8

Действующий фонд нефтяных скважин Шелкановского месторождения

Способ эксплуатации

Горизонт

Всего

турнейский ярус

бобриковский горизонт

средний карбон

ШСНУ

19

14

2

35

УЭЦН

3

4

0

7

Всего

22

18

2

42

Межремонтный период работы скважин за 2002 год.

Общий МРП - 785 суток, в т.ч. по видам эксплуатации

· ШСНУ - 781 сут.;

· УЭЦН - 793 сут.;

· УЭДН - 776 сут.

В таблице 9 приведены данные по распределению скважин Шелкановского месторождения по обводнённости

Таблица 9

Распределение скважин по обводнённости

Обводнённость, %

Наличие скважин

Необводнённые

0

До 20%

1

21 - 50

3

51 - 90

8

91 - 98

24

Более 98

6

Итого

42

На рисунке 3 приведёно графическое распределение действующего фонда нефтяных скважин Шелкановского нефтяного месторождения по обводнённости.

Рисунок 3 - Распределение скважин по обводнённости

Как видно из рисунка 3 в структуре фонда добывающих скважин Шелкановского месторождения высокообводнённые скважины имеют наибольший удельный вес.

Выводы к разделу

Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. В разрезе месторождения промышленную нефть содержат карбонаты среднего карбона и турнейского яруса, а также песчаные пласты бобриковского горизонта. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Более половины извлекаемых запасов нефти месторождения сосредоточены в карбонатах турнейского яруса. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С1.

Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950-1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм2. Пластовое давление и температура 10-14 МПа и 22-25 0С соответственно.

С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9 % от балансовых и 95,4 % от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн. На скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, приходится 58,5% общей добычи нефти по месторождению.

Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ - 83 %, УЭЦН - 17 %. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости - 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти равен 1,04 т/сут, по жидкости 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный - 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.

Обводнённость по месторождению достигла значения 96,0 %, по турнейскому ярусу - 96,7 %, по бобриковскому горизонту - 94,8 %, по залежам среднего карбона - 26,2 %

Делись добром ;)