Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин
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/т |
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/с |
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 %