Дипломная (вкр): Разработка нефтяных месторождений
Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,0000053 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет 0,006816 мкм2 (12 определений).
Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.
Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2 м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%, нефтенасыщенность - 81,4% (таблица 2.5).
Фильтрационные
характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических
исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34.
Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,001305
мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для
полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены
также коэффициент продуктивности (87,93
),
гидропроводность (58,61
), пьезопроводность (1854,03
).
Приведенные
данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов,
что подтверждалось высокими дебитами скважин.
.4
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило - 131,17 м3/т (таблица 2.6).
Физико-химические свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2002, нефть является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание парафина составляет 5,77 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС - 44,5 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,87 % массовых, т.е. нефть является смолистой (таблица 2.7).
В составе газа стандартной сепарации содержится 0,619 % объемных неуглеводородных компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3 (таблица 2.8).
Пластовые
воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются
высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих
показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а
также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Показатели химического состава пластовых вод
|
Наименование показателей |
Количество исследованных |
Содержание, мг/л |
||
|
|
скважин |
проб |
диапазон изменения |
среднее значение |
|
Хлориды |
12 |
26 |
169186,7-237582,0 |
213107,1 |
|
Сульфаты |
12 |
26 |
55,55-697,49 |
336,66 |
|
Гидрокарбонаты |
12 |
26 |
0-1198,65 |
511,62 |
|
Кальций |
12 |
26 |
50601,0-72286,2 |
60730,03 |
|
Магний |
12 |
26 |
712,0-11920,0 |
5987,88 |
|
Натрий + калий |
12 |
26 |
42930,2-76265,7 |
58070,67 |
|
Аммоний |
12 |
26 |
420,50-1059,00 |
855,37 |
|
Йод |
12 |
26 |
12,84-51,40 |
29,35 |
|
|
|
|
|
|
|
рН |
12 |
26 |
5,10 -7,50 |
6,20 |
|
Плотность, г/см3 |
12 |
26 |
1,190-1,252 |
1,238 |
|
Минерализация, г/л |
12 |
26 |
274,90-380,75 |
341,93 |
Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, рассчитанная по уравнениям А.В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет 0,6443-1,0286 мПа·с (в среднем 0,8167 мПа·с) по межсолевой залежи.
При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.
В настоящее время на большей части межсолевой залежи получают попутные
воды плотностью 1,15-1,19 г/см3. Состав попутной воды определяется главным
образом закачиваемыми водами. Лишь в скважине 23s2 получают попутные воды плотностью до 1,25 г/см3. Состав
попутно добываемой воды здесь формируется преимущественно за счет пластовых
рассолов. В скважину проводятся подливы пресной воды с целью борьбы с
солеотложением.
.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Впервые запасы нефти и растворенного газа Дубровского месторождения были подсчитаны институтом УкрГИПРОНИИнефть по состоянию на 01.01.83 г. и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. по категории С1 в количестве 4220 тыс. т геологических и 1744 тыс. т извлекаемых (из них по задонско-елецкой залежи соответственно 3299 тыс. т и 1320 тыс. т при коэффициенте извлечения 0,4).
На основе утвержденных запасов лабораторией разработки УкрГИПРОНИИнефть в 1985 году составлена схема разработки Дубровского месторождения.
На 01.01.1993 года технологическая схема разработки была реализована. К этому времени на месторождении пробурили 27 скважин. Вновь полученные данные уточнили строение месторождения, площади залежей оказались существенно меньше ранее принятых.
На 01.01.93 г. запасы нефти Дубровского месторождения были пересчитаны и на 01.01.95 г. приняты на баланс по задонско-елецкой залежи в количестве 2737 тыс. т геологических и 1095 тыс. т извлекаемых запасов по категории В.
За период с 1994 г. по 1998 г. на месторождении пробурено 7 эксплуатационных скважин на задонско-елецкую залежь. В связи с этим отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был произведен пересчет запасов по состоянию на 01.01.99 г.
По задонско-елецкой залежи геологические и извлекаемые запасы, в результате пересчета, по сравнению с утвержденными в ГКЗ увеличились на 5% и составили 3478 тыс. т геологических и 1391 тыс. т извлекаемых, при ранее утвержденном КИН равном 0,4. Прирост запасов произошел за счет увеличения эффективной нефтенасыщенной толщины на 33%.
В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был уточнен коэффициент нефтеизвлечения по задонско-елецкой залежи. Анализ расчётных величин КИН, определённых четырьмя различными способами, показал их практическую сходимость и позволил рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН = 0,476. Поскольку коэффициент вытеснения из образца с пористостью 9% (средневзвешенная пористость по залежи всего 6,5%) при пятикратной промывке его водой (для залежи это более чем 38 млн. м3 воды) составил всего 0,55, а коэффициент охвата при таком неоднородном строении коллектора массивной залежи вряд ли может быть оценен более чем 0,75. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти категории B по задонско-елецкой залежи составили 1656 тыс. т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа - 214 млн. м3.
В 2007-2008 годах отделом подсчета запасов Упргеологии была проведена переинтерпретация материалов ГИС. На основании этих данных было уточнено строение задонско-елецкой залежи и пересчитаны ее запасы.
На 01.01.09 г. приняты на баланс пересчитанные запасы нефти по задонско-елецкой залежи в количестве: 3941 тыс. т геологических и 1876 тыс. т извлекаемых по категории В (при утвержденном КИН = 0,476).
Подсчетные параметры и запасы нефти по задонско-елецкой залежи
Дубровского месторождения приведены в таблице 2.9.
Таблица 2.2
Глубины, отметки и толщины продуктивных горизонтов по скважинам
|
№скв. |
Горизонт |
Стратиграфические границы пласта |
Границы проницаемых прослоев |
Принятое положение ВНК, м |
||||||||||
|
|
|
Кровля, м |
Подошва, м |
Кровля, м |
Подошва, м |
Эффективная толщина, м |
|
|||||||
|
|
|
глубина |
абс.отм. |
глубина |
абс.отм. |
глубина |
абс.отм. |
глубина |
абс.отм. |
общая |
нефтена-сыщенная |
водона-сыщенная |
глубина |
абс.отм. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
3 |
el |
2919,5 |
-2765 |
3077 |
-2922,3 |
2970,4 |
-2816 |
3073 |
-2918,3 |
75,5 |
37,5 |
38,4 |
3027,7 |
-2873 |
|
4 |
el |
2964 |
-2799,4 |
3199,5 |
-3034,8 |
2988,6 |
-2824 |
3189,8 |
-3025,1 |
40,6 |
6,2 |
34,4 |
3037,7 |
-2873 |
|
6 |
el |
2890 |
-2736 |
3106,5 |
2952,8 |
2903,2 |
-2750 |
3106,2 |
-2952,6 |
156 |
93,6 |
62,4 |
3026,2 |
-2873 |
|
7 |
el |
2911,5 |
-2738 |
3103 |
-2926 |
2958,2 |
-2784 |
3049 |
-2873 |
73,4 |
53,6 |
19,8 |
3049 |
-2873 |
|
7s2 |
el |
2900 |
-2710,5 |
2977 |
-2776,8 |
2928,2 |
-2734,6 |
2973 |
-2772,3 |
11 |
11 |
- |
3073,2 |
-2873 |
|
8 |
el |
2911 |
-2756 |
3148 |
-2990,7 |
2924,2 |
-2769 |
3148 |
-2990,7 |
107,4 |
67,8 |
39,6 |
3028,4 |
-2873 |
|
15 |
el |
2851 |
-2699 |
3057 |
-2904,7 |
2874,4 |
-2722 |
3044,4 |
-2892,2 |
60,6 |
54,3 |
6,3 |
3025,1 |
-2873 |
|
17 |
el |
2991 |
-2787 |
3130 |
3009 |
-2804,3 |
3107,4 |
-2900,2 |
42,9 |
26,7 |
16,2 |
3079,4 |
-2873 |
|
|
20 |
el |
2953 |
-2767 |
3115 |
-2927,8 |
2980,8 |
-2794,6 |
3104 |
-2916,8 |
39,3 |
25,3 |
14 |
3059,9 |
-2873 |
|
21 |
el |
2910 |
-2751 |
3090 |
-2929,7 |
2920,4 |
-2761 |
3075 |
-2914,7 |
71,9 |
51,9 |
20 |
3033,1 |
-2873 |
|
22 |
el |
2920 |
-2749 |
3095 |
-2919,9 |
2953,4 |
-2780,7 |
3074,8 |
-2899,7 |
91,2 |
69,6 |
21,6 |
3047,9 |
-2873 |
|
23 |
el |
2904 |
-2731 |
3072 |
-2889 |
2916,1 |
-2743,3 |
3071,8 |
-2888,8 |
31,7 |
28,7 |
3 |
3053,8 |
-2873 |
|
23s2 |
el |
2918 |
-2735,3 |
2999 |
-2811,6 |
2969,8 |
-2783,2 |
2994,5 |
-2807,1 |
9,2 |
9,2 |
- |
3060,4 |
-2873 |
|
24 |
el |
2938,5 |
-2758 |
3115 |
-2933,8 |
2961,4 |
-2780 |
3110,2 |
-2929 |
51,1 |
34,3 |
16,8 |
3054,1 |
-2873 |
|
25 |
el |
2906 |
-2748 |
3094 |
-2936 |
2928,4 |
-2771 |
3086,4 |
-2928,4 |
96,8 |
62,8 |
34 |
3031 |
-2873 |
|
26 |
el |
2873 |
-2706,3 |
3105 |
-2936 |
2895,2 |
-2728,3 |
3091,4 |
-2922,5 |
113,2 |
101 |
12,2 |
3041,2 |
-2873 |
|
27 |
el |
2896 |
-2743 |
3084 |
-2930,6 |
2924,8 |
-2771,8 |
3055 |
-2901,6 |
61,8 |
57,4 |
4,4 |
3026,2 |
-2873 |
|
31 |
el |
2938 |
-2764 |
3130 |
-2952,8 |
2981,6 |
-2807 |
3124 |
-2946,8 |
82,4 |
27,4 |
55 |
3048,6 |
-2873 |
|
31s2 |
el |
2959 |
-2755,5 |
3001 |
-2793,2 |
2994 |
-2786,3 |
2999,2 |
-2791,4 |
5,2 |
5,2 |
- |
3081,2 |
-2873 |
|
33 |
el |
2912,5 |
-2732 |
3095 |
-2907,4 |
2930,2 |
-2749 |
3047,8 |
-2861 |
92 |
92 |
- |
3060,2 |
-2873 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
34 |
el |
2898 |
-2721,6 |
3094 |
-2909,5 |
2907 |
-2730,5 |
3088,8 |
-2904,8 |
79,8 |
77,6 |
2,2 |
3053,9 |
-2873 |
|
34s2 |
el |
2920 |
-2721,4 |
2968 |
-2765,9 |
2923,9 |
-2724,6 |
2968 |
-2766 |
7 |
7 |
- |
3076 |
-2873 |
|
35 |
el |
2940 |
-2763,3 |
3110 |
-2925 |
2964,2 |
-2786 |
3104,4 |
-2919,4 |
64,4 |
30 |
34,4 |
3055,9 |
-2873 |
|
38 |
el |
2890 |
-2722 |
3055 |
-2886,8 |
2906,9 |
-2739 |
3045,1 |
-2876,9 |
94,8 |
92,8 |
2 |
3041,2 |
-2873 |
|
39 |
el |
2917 |
-2723,7 |
3107 |
-2911,9 |
2939 |
-2746,4 |
3102,2 |
-2907,1 |
114,1 |
89,7 |
24,4 |
3067,9 |
-2873 |
|
40 |
el |
2877 |
-2708,1 |
3046 |
-2875,6 |
2893,6 |
-2724,5 |
3037 |
-2866,6 |
87,4 |
87,4 |
- |
3043,4 |
-2873 |
|
41 |
el |
2957 |
-2762,8 |
3160 |
-2948,2 |
2982,4 |
-2786 |
3054 |
-2851,9 |
42,6 |
42,6 |
- |
3077,1 |
-2873 |
|
41s2 |
el |
3015,5 |
-2804,8 |
3066 |
-2851,6 |
3030,6 |
-2817 |
3062 |
-2847,6 |
14 |
14 |
- |
3088,2 |
-2873 |
|
42 |
el |
2892 |
-2724,8 |
3032 |
-2864,7 |
2906 |
-2738,7 |
3021,4 |
-2854,1 |
60,4 |
60,4 |
- |
3040,3 |
-2873 |
|
43 |
el |
2866 |
-2705,1 |
3051 |
-2889 |
2890,6 |
-2730 |
3021,8 |
-2860 |
73,8 |
- |
3035 |
-2873 |
|
|
43s2 |
el |
2897 |
-2715 |
3059 |
-2843,3 |
2924,5 |
-2736,1 |
3056,2 |
-2838 |
66,8 |
66,8 |
- |
3088,7 |
-2873 |
|
43s3 |
el |
2886 |
-2713,5 |
2940 |
-2765,2 |
2907,8 |
-2733,9 |
2939 |
-2764,2 |
10,7 |
10,7 |
- |
3044,6 |
-2873 |
|
45 |
el |
3029 |
-2746,2 |
3158 |
-2868 |
3064,6 |
-2779,5 |
3146,6 |
-2856,6 |
57,2 |
57,2 |
- |
3163 |
-2873 |
|
46 |
el |
2938,5 |
-2746,4 |
3064 |
-2871,5 |
2953,4 |
-2761,3 |
3061 |
-2868,5 |
60,6 |
60,6 |
- |
3065,5 |
-2873 |
Таблица 2.3
Характеристика толщин продуктивных горизонтов
|
Толщина |
Наименование |
По пласту в целом |
|
Елецкий горизонт |
||
|
Общая |
Средняя, м |
174,6 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,08 |
|
|
Интервал изменения, м |
121,8 - 235,4 |
|
Нефтенасыщенная |
Средняя, м |
56,5 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,45 |
|
|
Интервал изменения, м |
6,2 - 101,0 |
|
Водонасыщенная |
Средняя, м |
23 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,73 |
|
|
Интервал изменения, м |
2,0 - 62,4 |
Таблица 2.4
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов
|
Горизонт, блок |
Количество скважин, используемых для определения |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
Коэффициент расчлененности |
||
|
|
|
среднее значение |
коэффициент вариации |
среднее значение |
коэффициент вариации |
|
Елецкий |
34 |
0,379 |
0,44 |
15,3 |
0,41 |
Таблица 2.5
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности
|
Метод определения |
Наименование |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная нефтенасыщенность, доли ед. |
|
Елецкий горизонт |
||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
10 |
10 |
|
|
|
Количество определений, шт. |
136 |
268 |
|
|
|
Среднее значение |
0,006056 |
0,05 |
|
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
3,33 |
0,606 |
|
|
|
Интервал изменения |
0,0000033-0,1463 |
0,006-0,165 |
|
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
|
27 |
27 |
|
|
Количество определений, шт. |
|
27 |
27 |
|
|
Среднее значение |
|
0,069 |
0,814 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
|
0,139 |
0,0608 |
|
|
Интервал изменения |
|
0,047-0,078 |
0,672-0,825 |
|
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
14 |
|
|
|
|
Количество определений, шт. |
82 |
|
|
|
|
Среднее значение |
0,0264 |
|
|
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
1,427 |
|
|
|
|
Интервал изменения |
0,001305-0,2039 |
|
|
|
Принятые при проектировании |
0,0264 |
0,069 |
0,814 |
|
Таблица 2.6
Свойства пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
|
Наименование |
Пласт елецкий |
|||
|
|
количество исследованных |
диапазон изменения |
среднее значение |
|
|
|
скв. |
проб |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Давление насыщения, МПа |
3 |
15 |
10,33-12,58 |
11,41 |
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
3 |
15 |
122,40-146,70 |
131,17 |
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. |
3 |
15 |
1,334-1,417 |
1,364 |
|
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т: |
3 |
15 |
|
|
|
Р= 0,48 МПа t = 20оС |
|
|
|
96,47 |
|
Р= 0,31 МПа t = 20оС |
|
|
|
2,00 |
|
Р= 0.17 МПа t = 20оС |
|
|
|
1,99 |
|
Р= 0,02 МПа t = 20оС |
|
|
|
5,55 |
|
Р= 0,02 МПа t = 50оС |
|
|
|
7,00 |
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
|
|
105,45-126,38 |
113,00 |
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. |
3 |
15 |
1,285-1,365 |
1,314 |
|
Плотность пластовой нефти, г/см3: |
|
|
|
|
|
при 29.41 МПа |
3 |
15 |
0,686-0,731 |
0,718 |
|
при давлении насыщения |
3 |
15 |
0,670-0,707 |
0,694 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа∙с: |
|
|
|
|
|
при 29.41 МПа |
3 |
10 |
0,69-1,06 |
0,85 |
|
при давлении насыщения |
3 |
10 |
0,56-0,91 |
0,73 |
|
Температура насыщения парафином, оС |
|
|
|
не опр. |