Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 290
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, в связи с этим наблюдается низкий объемный коэффициент (1,216 - 1,237) и высокий коэффициент пережатия (давление насыщения почти вдвое ниже начального пластового) (Таблица 1.1).
Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое - легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2 -3 %), малосернистые.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти
Продолжение таблицы 1.1
Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66 - 68 %) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов (Таблица 1.2).
Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей
Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией (Таблица 1.3).
Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)
Продолжение таблицы 1.3
Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и исследований не проводилось.
При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.
1.4 Характеристика запасов нефти
Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г. (Протокол №10484 от 30.08.1988 г.), в 1999 г. (Протокол №519 от 04.06.1999 г.) и в 2011 году (Протокол №2545 от 19.08.2011 г.).
Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов…" Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений.
Утвержденные ГКЗ РФ при последнем подсчете запасы нефти в целом по Вахскому месторождению (с учетом нераспределенного фонда) составили:
- категории В+С1 - геологические - 303 480 тыс.т; извлекаемые - 101 564 тыс.т;
- категории С2 - геологические - 10 885 тыс.т; извлекаемые - 3 400 тыс.т.
Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составили 21 329 млн.м3, начальные извлекаемые - 8 248 млн.м3.
Запасы учтены по шести подсчетным объектам. Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 год представлены в таблице 2.8. На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4, М, представленным на пяти площадях месторождения: Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской, Южно-Вахской и Кошильской (в 2011 г. деление на пять условных площадей отменено и выделено две площади: Вахская и Кошильская, разграниченные глубинным тектоническим нарушением). На 01.08.2013 г. в целом запасы Вахского месторождения, находящиеся на государственном балансе, включая нераспределенный фонд, составили:
- категории В+С1 - геологические - 300 750 тыс.т; извлекаемые - 95 873 тыс.т;
- категории С2 - геологические - 31 912 тыс.т; извлекаемые - 3 523 тыс.т.
На 01.08.2018 г. (рисунок 1.2) по пласту Ю11 остаточные геологические запасы нефти равны 71717 тыс.т, извлекаемые - 10403 тыс.т, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) (В+С1) составил 0.248 д.ед. при накопленной добыче 23578 тыс.т. Для пласта Ю12+3 остаточные геологические запасы составили 152950 тыс.т. нефти, извлекаемые - 30707 тыс.т, текущий КИН равен 0.161 д.ед. при накопленной добыче 28037 тыс.т.
Рисунок 1.2 - Распределение запасов и накопленная добыча по пластам в тыс. тонн на 01.08.2018 г.
Запасы пласта Ю21+2 относятся только к непромышленной категории С2, поэтому текущий КИН равен нулю, а остаточные запасы пласта соответствуют начальным: 44 тыс.т геологических и 7 тыс.т извлекаемых.
Остаточные геологические запасы пласта Ю31+2 оцениваются в 28199 тыс.т, извлекаемые - в 5778 тыс.т нефти, текущий КИН по категории В+С1 равен 0.165 д.ед. при накопленной добыче нефти на 01.08.2013 г. в 5252 тыс.т. Для пласта Ю33+4 остаточные геологические запасы нефти составляют 3997 тыс.т, извлекаемые - 1044 тыс.т, текущий КИН - 0,020 д.ед. при накопленной добыче 48 тыс.т нефти. В целом по Вахскому месторождению на 01.08.2013 г. остаточные геологические запасы по категории В+С
1 составили 246565 тыс. т, извлекаемые - 44649 тыс.т; категории С2: геологические - 10885 тыс.т нефти, извлекаемые - 3400 тыс.т. Текущий КИН по месторождению равен 0.188 д.ед.
Раздел 2. Технологическая часть.
2.1. Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения
За истекший период по Вахскому месторождению выполнено девять проектных документов.
Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1976. - 34 с., протокол №423 от 18.02.76г. Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР МНП).
Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1980. - 100 с., протокол №873 от 27.08.80г. ЦКР МНП.
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1983. - 33 с., протокол №1060 от 14.12.83г. ЦКР МНП.
Проект пробной эксплуатации объекта Ю22 Северо-Вахской залежи Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1989. - 45 с., протокол №798 от 15.05.89г. ЦКР "Томскнефть".
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. - 166 с., протокол №1410 от 27.03.91г. ЦКР МНП.
Технологическая схема разработки Вахского нефтяного месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. -1045 с., протокол №1467 от 25.03.92г. ЦКР МНП.
Анализ и уточнение технологических и технико-экономических показателей разработки месторождений ОАО'ТомскнефтьВНК", отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, том 2 кн.2,.Томск,1999, протокол №2425 от 22.09.99г. ЦКР МИНЭНЕРГО РФ.
Проект разработки Вахской группы месторождений отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, Томск, протокол №412 от 23.04.03г. ТО ЦКР по ХМАО.
Анализ разработки Вахского месторождения, Тюмень 2006, протокол №823 от 24.10.2006г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО.
Месторождение введено в разработку в 1976 г. в соответствии с технологической схемой, составленной на разведанные на тот период запасы нефти Вахской и Северо-Вахской площадей с выделением одного объекта Ю11+2+3 разработки.
В уточненной технологической схеме 1980г. обосновано разукрупнение указанного объекта на два: Ю11 и Ю12+3.
В период 1980-91 гг. разработка месторождения осуществлялась, руководствуясь основными технологическими решениями, изложенными в технологической схеме и проекте пробной эксплуатации объекта Ю31+2. В технологической схеме на каждый из объектов Ю11 и Ю12+3 скважины размещены по девятиточечной (обращенной) системе с расстоянием между скважинами 600х600 м, в проекте пробной эксплуатации на объект Ю
Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое - легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2 -3 %), малосернистые.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти
| Параметры | Вахское |
| Пласт | Ю1 |
Продолжение таблицы 1.1
| Пластовая температура С0 | 91 |
| Давление насыщения МПа | 8 |
| Газосодержание, м3/т | 86,5 |
| Газовый фактор,м3/т | 71,6 |
| Объемный коэффициент при дефференциальном разгазировании,м3/м3 | 1,237 |
| Плотность пластовой нефти МПа*с | 738,9 |
| Вязкость пластовой нефти Мпа*с | 1,22 |
Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66 - 68 %) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов (Таблица 1.2).
Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей
| Параметры | Вахское | ||
| | Ю1 | Ю1 | Ю2 |
| Плотность, г/см3 | 0,845 | 0,848 | 0,849 |
| Температура застывания,С0 | -15,8 | -17 | -12,7 |
| Содержание,% Серы | 0,54 | 0,54 | 0,42 |
| Смол | 6,82 | 7,03 | 7,78 |
| Асфальтенов | 1,83 | 2,1 | 2,6 |
| Парафинов | 2,26 | 2,99 | 2,73 |
| Вязкость, мПа*с при 20С0 | 7,67 | 7,19 | 10,3 |
| При 50С0 | 3,53 | 3,45 | 4,28 |
| Выход фракций,% объемный | | | |
| 100С0 | 5 | 9 | 4 |
| 150С0 | 18 | 29 | 13 |
| 200С0 | 30 | 33 | 25 |
| 300С0 | 51 | 54 | 48 |
Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией (Таблица 1.3).
Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)
| Параметры | Вахское |
| Пласт | Ю1 |
| Углекислый газ | 1,18 |
| Азот+редкий в т.ч.гелий | 1,4 |
Продолжение таблицы 1.3
| Метан | 66,24 |
| Этан | 8,59 |
| Пропан | 12,34 |
| Изобутан | 1,9 |
| Нормбутан | 5,57 |
| Изопентан | 0,88 |
| Остаток (С6 и выше) | 0,65 |
| Молекулярная масса | 26,01 |
| Плотность,кг/м3 | 1,09 |
Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и исследований не проводилось.
При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.
1.4 Характеристика запасов нефти
Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г. (Протокол №10484 от 30.08.1988 г.), в 1999 г. (Протокол №519 от 04.06.1999 г.) и в 2011 году (Протокол №2545 от 19.08.2011 г.).
Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов…" Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений.
Утвержденные ГКЗ РФ при последнем подсчете запасы нефти в целом по Вахскому месторождению (с учетом нераспределенного фонда) составили:
- категории В+С1 - геологические - 303 480 тыс.т; извлекаемые - 101 564 тыс.т;
- категории С2 - геологические - 10 885 тыс.т; извлекаемые - 3 400 тыс.т.
Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составили 21 329 млн.м3, начальные извлекаемые - 8 248 млн.м3.
Запасы учтены по шести подсчетным объектам. Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 год представлены в таблице 2.8. На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4, М, представленным на пяти площадях месторождения: Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской, Южно-Вахской и Кошильской (в 2011 г. деление на пять условных площадей отменено и выделено две площади: Вахская и Кошильская, разграниченные глубинным тектоническим нарушением). На 01.08.2013 г. в целом запасы Вахского месторождения, находящиеся на государственном балансе, включая нераспределенный фонд, составили:
- категории В+С1 - геологические - 300 750 тыс.т; извлекаемые - 95 873 тыс.т;
- категории С2 - геологические - 31 912 тыс.т; извлекаемые - 3 523 тыс.т.
На 01.08.2018 г. (рисунок 1.2) по пласту Ю11 остаточные геологические запасы нефти равны 71717 тыс.т, извлекаемые - 10403 тыс.т, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) (В+С1) составил 0.248 д.ед. при накопленной добыче 23578 тыс.т. Для пласта Ю12+3 остаточные геологические запасы составили 152950 тыс.т. нефти, извлекаемые - 30707 тыс.т, текущий КИН равен 0.161 д.ед. при накопленной добыче 28037 тыс.т.
Рисунок 1.2 - Распределение запасов и накопленная добыча по пластам в тыс. тонн на 01.08.2018 г.
Запасы пласта Ю21+2 относятся только к непромышленной категории С2, поэтому текущий КИН равен нулю, а остаточные запасы пласта соответствуют начальным: 44 тыс.т геологических и 7 тыс.т извлекаемых.
Остаточные геологические запасы пласта Ю31+2 оцениваются в 28199 тыс.т, извлекаемые - в 5778 тыс.т нефти, текущий КИН по категории В+С1 равен 0.165 д.ед. при накопленной добыче нефти на 01.08.2013 г. в 5252 тыс.т. Для пласта Ю33+4 остаточные геологические запасы нефти составляют 3997 тыс.т, извлекаемые - 1044 тыс.т, текущий КИН - 0,020 д.ед. при накопленной добыче 48 тыс.т нефти. В целом по Вахскому месторождению на 01.08.2013 г. остаточные геологические запасы по категории В+С
1 составили 246565 тыс. т, извлекаемые - 44649 тыс.т; категории С2: геологические - 10885 тыс.т нефти, извлекаемые - 3400 тыс.т. Текущий КИН по месторождению равен 0.188 д.ед.
Раздел 2. Технологическая часть.
2.1. Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения
За истекший период по Вахскому месторождению выполнено девять проектных документов.
Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1976. - 34 с., протокол №423 от 18.02.76г. Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР МНП).
Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1980. - 100 с., протокол №873 от 27.08.80г. ЦКР МНП.
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1983. - 33 с., протокол №1060 от 14.12.83г. ЦКР МНП.
Проект пробной эксплуатации объекта Ю22 Северо-Вахской залежи Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1989. - 45 с., протокол №798 от 15.05.89г. ЦКР "Томскнефть".
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. - 166 с., протокол №1410 от 27.03.91г. ЦКР МНП.
Технологическая схема разработки Вахского нефтяного месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. -1045 с., протокол №1467 от 25.03.92г. ЦКР МНП.
Анализ и уточнение технологических и технико-экономических показателей разработки месторождений ОАО'ТомскнефтьВНК", отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, том 2 кн.2,.Томск,1999, протокол №2425 от 22.09.99г. ЦКР МИНЭНЕРГО РФ.
Проект разработки Вахской группы месторождений отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, Томск, протокол №412 от 23.04.03г. ТО ЦКР по ХМАО.
Анализ разработки Вахского месторождения, Тюмень 2006, протокол №823 от 24.10.2006г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО.
Месторождение введено в разработку в 1976 г. в соответствии с технологической схемой, составленной на разведанные на тот период запасы нефти Вахской и Северо-Вахской площадей с выделением одного объекта Ю11+2+3 разработки.
В уточненной технологической схеме 1980г. обосновано разукрупнение указанного объекта на два: Ю11 и Ю12+3.
В период 1980-91 гг. разработка месторождения осуществлялась, руководствуясь основными технологическими решениями, изложенными в технологической схеме и проекте пробной эксплуатации объекта Ю31+2. В технологической схеме на каждый из объектов Ю11 и Ю12+3 скважины размещены по девятиточечной (обращенной) системе с расстоянием между скважинами 600х600 м, в проекте пробной эксплуатации на объект Ю