Файл: Выпускной.pdf

12
1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения
В западной части
Сибирской платформы, выделяются три гидрогеологические формации: подсолевая, соленосная и надсолевая.
Из материалов гидрогеологического опробования скважин Юрубченской площади, которые представлены на рисунке 1.5, установлено, что в рифейском водоносном комплексе распространены рассолы трех типов: хлоридный натриевый, хлоридный натриево-кальциевый, хлоридный натриево-магниевый.
Рисунок 1.5 – Гидрогеохимическая характеристика рассолов
Все изученные подземные воды характеризуются высокой минерализацией. Наименьшая минерализация (116 г/дм
3
) отмечена при испытании интервала 2294-2300 метров в скважине Юрубченская-10.
Наибольшая минерализация составляет 272 г/дм
3
и выявлена в скважине
Юрубченская-108 интервал 2344-2356 метров. Основными солеобразующими компонентами пластовых вод являются хлор и натрий.
Наибольшее содержание хлора и натрия прослежено в рассолах хлоридного натриевого типа. Концентрации хлора изменяются от 72 г/дм
3 до
197 г/дм
3
. Содержания натрия изменяются от 24 г/дм
3
до 63 г/дм
3

13
В пределах залежи P1-2 выделено четыре зоны: водонефтяная, на долю которой приходится 21,9% от общей площади, водонефегазовая – 75,9%, нефтяная – 0,14% и нефтегазовая – 2%.
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов
- Нефть
Плотность нефти в пластовых условиях варьируется между 648,6 – 745,4 кг/м
3
; в среднем, согласно опыту по дифференциальному разгазированию - 699 кг/м
3
, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0,48-2,56 мПа*с (в среднем 1,67 мПа*с согласно дифференциальному разгазированию), газосодержание варьируется между значениями 80,3-232,8 м
3
/т (согласно опыту по дифференциальному разгазированию пробы пластовой нефти в среднем –
167,84 м
3
/т (при принятом по результатам моделирования – 194 м
3
/т)), объемный коэффициент составляет 1,141-1,5073, согласно опыту по дифференциальному разгазированию в среднем – 1,36 (при принятом по результатам моделирования – 1,38).
По своим свойствам товарная нефть относится к типу особо легких
(плотность нефти в стандартных условиях после дифференциального разгазирования глубинных пробы составила 821 кг/м
3
), по содержанию серы нефть относится к классу малосернистых (в среднем 0,22%), по содержанию парафинов – к парафинистым (в среднем 1,95%), по значению вязкости (в среднем 8,36 мПа*с) товарная нефть Юрубченской залежи относится к маловязким нефтям. По суммарному содержанию асфальто-смолистых веществ
– к малосмолистым (в среднем 4,84%: асфальтенов – 0,18%, смол – 4,66%).
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти отображен в таблице1.2.

14
Таблица1.2 –Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра
Пласт Р1-2 при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Пласто вая нефть выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород
-
-
-
-
-
- двуокись углерода
0,26
-
0,286
-
0,07
- азот + редкие
3,07
-
4,75
-
2,14 в т.ч. гелий
0,05
-
0,086
-
0,04
- метан
65,42 0,33 80,46 0,059 44,57
- этан
15,18 0,57 9,45 0,79 10,42
- пропан
8,15 1,1 3,25 3,03 5,84
- изобутан
1,49 0,63 0,34 1,79 1,18
- норм, бутан
3,46 2,54 0,88 4,08 1,65
- изопентан
0,92 1,75 0,15 2,75 1,17
- норм. пентан
1,07 2,89 0,18 3,53 1,65
- гексаны
1,42 90,19 0,08 83,98 29,78
- гептаны
- октаны

15
- Конденсат
Плотность конденсата в стандартных условиях по поверхностным пробам в среднем по Юрубченской залежи составила 0,734 г/см
3
. Вязкость в среднем составила 1,34мПа*с. Содержание серы в среднем составило 0,09%, содержание парафина – 0,85%, содержание силикагелевых смол – 1,81%, асфальтенов –
0,08%.
Конденсатно-газовый фактор (КГФ) в скважине Юр-25 составил 457,76 см
3
/м
3
по сырому и 251,17 см
3
/м
3
по стабильному конденсату. Давление начала конденсации составляет 20,0-21,0 МПа, давление максимальной конденсации
3,1 МПа. Потенциальное содержание конденсата 133,93 г/м
3
, коэффициент извлечения 0,58, плотность конденсата в стандартных условиях 0,721 г/см
3
Свойства конденсата представлены в таблице.1.3

16
Таблица1.3 – Свойства конденсата
Наименование параметра
Численные значения
(средние)
1. Газ газовой шапки
Давление пластовое, МПа
20,97
Температура пластовая, °К
300,4
Давление начала конденсации, МПа
20,0-21,0
Давление максимальной конденсации, МПа
3,1
Давление псевдокритическое, МПа
4,50
Давление приведенное
4,65
Температура псевдокритическая, °К
205,80
Температура приведенная
1,46
Коэффициент сверхсжимаемости (z)
0,79
Объемный коэффициент
0,047
Плотность в условиях пласта, кг/м
3 0,886
Вязкость в условиях пласта, мПа с
0,024 сырого (нестабильного), КГФ
133,93 стабильного (дебутанизированного)
58,9 2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат
Плотность (станд. условия), кг/м
3 0,721
Вязкость (станд. условия), мПа с
1,34
- Вода
Свойства пластовой воды охарактеризованы 79 поверхностными и 3 глубинами пробами, согласно которым по степени минерализации она относится к крепким рассолам (минерализация в среднем 238 г/дм
3
). Плотность пластовой воды в поверхностных условиях в среднем составила 1139 кг/м
3
(в пластовых – 1171 кг/м
3
).
Воды хлоридно- кальциевого типа. Газососодержание составило в среднем 0,22 м
3
/м
3
. Свойства и состав пластовых вод Юрубченской залежи Юрубчено-
Тохомского месторождения по результатам анализа вод рифейского водоносного комплекса приведены в таблице 1.4.

17
Таблица1.4 – Свойства и состав пластовых вод Юрубченской залежи
Юрубчено-Тохомского месторождения и состав пластовых вод Юрубченской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения.
Наименование параметра
Пласт (горизонт)
Диапазон изменения
Средние значения
Газосодержание, м
3
/м
3 0.22 0.22
Плотность воды, кг/м
3
- в стандартных условиях
1,076-1,169 1,139
- в условиях пласта
1,162-1,189 1,171
Вязкость в условиях пласта, мПа с
1,36-1,92 1,733
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10
-4 4,26-4,6 4,37
Объемный коэффициент, доли ед.
0,99-1,0 0,994
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na
+
+ K
+
3850-
67000/167,4-2913 42369,4/1842
Ca
+2 481-29600/24-
1480 19567/976
Mg
+2 2186,8-
33000/179,2-
2704,9 7616/627

18
2 Характеристика текущего состояния разработки
2.1 Текущее состояние разработки месторождения ЮТМ
На текущий момент производится обустройство первоочередного участка опытно-промышленной эксплуатации
ЮТМ.
Пробная эксплуатация осуществлялась с целью изучения изменения эксплуатационных характеристик при длительных отборах нефти. Изучались такие параметры, как изменение дебитов, забойных и устьевых давлений, обводненности продукции скважин, газового фактора.
Ранее работы проводились в сезонном режиме в связи с невозможностью утилизации нефти в период отсутствия зимних автодорог, на данный момент появилась возможность круглогодичного проведения работ благодаря завершению строительства автодороги Богучаны – ЮР-5.
Добыча нефти осуществляется фонтанным способом. Годовая добыча нефти 63 тыс. т. Средний дебит нефти 48,6 т/сут. Обводненность продукции равна 0%. Накопленная добыча безводной нефти на 01.02.2012 года составила
642 тыс. т. (0,6% от утвержденных извлекаемых запасов категории С1), что отражено на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Динамика основных показателей разработки Юрубчено-
Тохомского месторождения
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0
10 20 30 40 50 60 70
С
Р
.Д
ЕБ
И
Т
Н
ЕФ
ТИ
, Т
/С
УТ
ГО
Д
О
ВАЯ
Д
О
Б
Ы
Ч
А
Н
ЕФТИ
И
Ж
И
Д
КО
С
ТИ
,ТЫ
С
.Т
Д
ЕЙ
С
ТВУ
ЮЩ
И
Й
ФОН
Д
,С
КВ.
Годовая добыча нефти, тыс.т
Годовая добыча жидкости, тыс.т
Действ. фонд скважин

19
Фонд скважин на ЮТМ представлен следующим образом, как представлено в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Фонд скважин ЮТМ
Категория скважин
Количество скважин
Добывающие
8
Нагнетательные
0
В консервации
27
Пьезометрические
2
Водозаборные
2
В ликвидации
26
Из общего числа 27 скважин находятся в консервации, по причине отсутствия обустройства для ввода в эксплуатацию. В ликвидации находятся 26 скважин, из них 35% (16 скважин) ликвидированы по различным технологическим и техническим причинам. Основная причина ликвидации

это несоответствие конструкции скважин условиям эксплуатации.
Закачка агента в систему поддержания пластового давления (ППД) не ведётся, так как на данном этапе разработки проектным решением, система
ППД не предусмотрена. Энергия газовой шапки и большие ежегодные перерывы в отборах нефти позволяют поддерживать текущее пластовое давление в зоне отбора на первоначальном уровне. Разработка Юрубченской залежи предусмотрена в режиме истощения залежи (без системы ППД).
Попутно добываемая вода утилизируется путём закачки в пласт через водоутилизирующие скважины.
Подготовка воды осуществляется на установке подготовки воды (УПВ).
Для обратной закачки попутно добываемой воды от блока кустовых насосных станций (БКНС) до водоутилизирующих скважин рекомендуется однотрубная герметизированная система водоводов высокого давления с утолщённой стенкой.
В 2011 году пробурены и испытаны скважины: разведочные Юр-83,
Юр-89 и эксплуатационные Юр-198, Юр-199, Юр-237, Юр-272.
Испытание эксплуатационных скважин проводилось в открытом стволе, в ходе испытания получено [5, 6]:

20
- скважина Юр-198 в интервале 2815-2847,37 м (пласт рифей, юрубченская толща) на штуцере 7 мм. Получен приток нефти дебитом
82,3 м
3
/сут, дебит попутного газа на шайбе 14 мм составил 6,3 тыс. м
3
/сут.
Дебит газа получен при разгазировании нефти на поверхности;
- скважины Юр-199 интервал 2980-4004 м (пласт рифей) на штуцере 12 мм. Получен приток нефти дебитом 340,1 м
3
/сут и попутный газ дебитом 44 тыс. м
3
/сут. Дебит газа получен при разгазировании нефти на поверхности;
- скважины Юр-237 интервал 2851-3906 м (пласт рифей, юрубченская толща) на штуцере 10 мм. Получен приток нефти дебитом 263 м
3
/сут и попутный газ дебитом 46,21 тыс. м
3
/сут. Дебит газа получен при разгазировании нефти на поверхности;
- скважина Юр-272 в интервале 2619-3092 м (пласт рифей) на штуцере 12 мм. Получен приток нефти дебитом 348 м
3
/сут, обводненность составляет 8,7% и попутный газ дебитом 38,4 тыс.м
3
/сут.
C начала разработки 64% добычи нефти приходилось на скважину Юр-5, добыча остальных скважин (Юр-5б, Юр-5ВГ, Юр-22, Юр-24, Юр-25, Юр-71,
Юр-1046 и Юр-1061) составила

36% от общего объема. По данным на
2015 год в круглогодичной эксплуатации находится 5 скважин: Юр-5, Юр-5б,
Юр-5ВГ, Юр-71, Юр-25. Остальные эксплуатационные скважины на
01.01.2015 год находятся в бездействующем фонде. Количество добывающих скважин по годам изменялось в пределах от 1 до 7, что обуславливалось видом и необходимостью проводимых гидродинамических исследований [7, 8].
На рисунке 2.2 показана гистограмма распределения дебитов скважин
Юрубчено-Тохомского месторождения.

21
Рисунок 2.2 – Гистограмма распределения дебитов скважин Юрубчено-
Тохомского месторождения
Из общего числа фонда добывающих скважин можно выделить две скважины: Юр-5 и Юр-1061, отличающиеся максимальными значениями дебита и коэффициента продуктивности для всей Юрубченской залежи. Можно судить, что причиной высокой продуктивности вышеупомянутых скважин является качество обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) и то, что они закончены открытым стволом.
По имеющимся данным результатов испытаний, можно сделать вывод, что заканчивание скважин открытым стволом способствует высокой продуктивности и рекомендуется как проектное решение при бурении новых скважин.
Испытания скважин после спуска эксплуатационной колонны (ЭК) осуществлялись после установки солянокислотной ванны (СКВ) в объеме
0,5-1,5 м
3
. При достижении приемистости, кислота задавливалась в пласт, то есть, фактически, проводилась малообъемная солянокислотная обработка
(СКО) пласта. Максимальное количество солянокислотных обработок одного объекта достигало 6, максимальное количество кислоты, закаченной в один объект, 14,8 м
3
кислоты.
0 1
2 3
4 5
6 7
8 9
10 11 12 13
Ко ли че ств о скв ажи н
Дебит скважины, м
3
/c