Файл: Профессиональное образовательное учреждение ямалоненецкого автономного округа муравленковский многопрофильный колледж.docx
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 77
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
11. Среднее значение эффективной толщины пласта составляет 25,0 м, нефтенасыщенной – 15,4 м.
Минимальная эффективная толщина пласта 1,6 м вскрыта в скважине 256Р, максимальная – 35,8 м ( в скважине 294).
В кровельной части пласт наиболее однородный и монолитный, в нижней части пласт расчленен на 5-7 проницаемых прослоев.
ВНК залежи фиксируется на глубине 2575 м (скважина 134), 2611,9 м (248Р), погружаясь с юго-запада на северо-восток. Приток чистой нефти при испытании получен в скважине 213 (дебит 49,0 м3/сут на 8 мм штуцере) при нижней дыре перфорации на глубине 2579,4 м, и с более низкой отметки 2604,6м в скважине 264 (6,4 м3/сут). Смешанный приток нефти (9,6 м3/сут) и воды (14,4 м3/сут) получен в скважине 248 при перфорации на глубине 2610 м. Получение воды иногда отмечается с более высоких отметок 2587,4 (скважина 236Р), 2577,0 м (скважина 251Р).
Колебания отметок ВНК вызваны литологическими особенностями строения пласта.
Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов по скважинам в пределах 10 метров. В скважинах 8 и 9 перфорирована кровельная нефтяная часть пласта, начальные дебиты нефти составили 134,8 и 101,2 т/сут с незначительным количеством воды (около 5 %). По данным бурения скважины 8 запасы категории С2 на данном участке переведены в категорию С1.
Коллекторские свойства пласта изучены в 45 скважинах, расположенных равномерно по площади. Схема совмещенных контуров нефтеносности объектов разработки Муравленковского месторождения представлена на рисунке 2.1.
Значение коэффициента пористости по данным ГИС и керну равно 0,19. Результаты исследования керна по скважине 9 (пласт БС11) показали, что среднее значение коэффициента пористости в целом по пласту ниже принятых значений и равно 16,5 %, а по нефтенасыщенной части ниже 16 %, что подтверждает ухудшение коллекторских свойств пласта в южном направлении. Среднее значение проницаемости для пласта БС11 составляет 5,4 мД.
Пласт БС12 сложен неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород, с преобладанием последних. Проницаемые прослои не выдержаны по площади и разрезу.
Продуктивность пласта установлена в наиболее приподнятой северо-восточной части площади в районе скважин 247Р и 10Р. Общая толщина пласта небольшая, в среднем 5,16 м.
Рисунок 2.1 – Схема контуров нефтеносности
– разведочная;
– внешний контур нефтеносности пласта БС10;
– зона замещения пласта БС10;
– внешний контур нефтеносности БС10;
– зона замещения пласта БС10;
– внешний контур нефтеносности пласта БС11;
– граница лицензионного участка
Нефтенасыщенная толщина пласта не превышает 5,0 м, в среднем по залежи составляет 2,59 м. Расчлененность – от 2 до 7.
Нефтеносность пласта доказана испытанием в скважине 247Р и результатами эксплуатации скважин 2194, 2410.
1.3 Характеристика свойств , пластовых флюидов
Физико-химические свойства, компонентный состав нефтей, нефтяных газов и воды Муравленковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в центральной лаборатории Главтюменьгеологии (на стадии разведочных работ) и в специализированных лабораториях институтов СибНИИНП и службами п/о Ноябрьскнефтегаз.
Компонентный состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа "ЛХМ-80", "Хром-5", "Вариан-3700".
Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ГОСТ 39-112-80).
Пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-ЗМ. Поверхостные пробы нефти отбирались с устья скважин.
В настоящем разделе приводятся диапазон изменения и средние значения параметров пластовых жидкостей и газов.
Параметры пластовой нефти пласта БС11 обоснованы результатами комплексного исследования 49 глубинных проб из 24 скважин. В условиях пласта нефти относительно тяжелые (780-800 кг/м3), маловязкие (1-2.5 мПа
с). Среднее значение давления насыщения нефти газом составляет 9,9 МПа.
Параметры пластовой нефти составляют:
- пластовое давление – 25,8 МПа;
- пластовая температура – 84 °С;
- давление насыщения – 9,9 МПа;
- газосодержание – 61 м3/сут;
- плотность в условиях пласта – 791 кг/м3;
- вязкость в условиях пласта – 1,58 мПа с;
- объемный коэффициент – 1,166 д.ед.
При однократном разгазировании величина газосодержания в среднем составляет 52 м3/т, плотность дегазированной нефти 857 кг/м3.
В соответствии с закономерностями фазовых превращений углеводородных систем, растворенный газ, выделившийся при однократном разгазировании, существенно тяжелее газа дифференциального разгазирования (молярная масса составляет соответственно 26,82 и 23,79 г/моль). Нефть пласта недонасыщена газом
, давление насыщения намного ниже пластового и изменяется от 8 до 11 МПа при пластовом 23-26 МПа.
По результатам исследования поверхностных проб плотность разгазированной (стабилизированной) нефти изменяется от 834,9 до 879 кг/м3, причем минимальные значения приурочены к центральной сводовой части, а максимальные плотности нефти связаны с водоплавающими (краевыми) зонами.
В целом по пласту, нефти средней плотности (865,4 кг/м3), маловязкие (12,2 мПа с), малосмолистые (5,3 %), парафинистые (3 %), сернистые (0,7 %) с выходом фракции до 300 °С больше 45 %.
Пластовые воды относятся к третьему водонефтегазоносному комплексу. По результатам испытания воды являются высоко-напорными, хлоридно- кальциевыми по Сулину. Минерализация – 23 г/л.
Физические свойства пластовых вод:
- среднее газосодержание – 2,74 м3/м3;
- плотность в условиях пласта – 988,5 кг/м3;
- вязкость в условиях пласта – 0,37 мПа с;
- объемный коэффициент – 1,027 д.ед;
- плотность дегазированной воды в стандартных условиях – 1013 кг/м3.
1.4 Динамика показателей разработки Муравленковского месторождения.
Таблица 3.1 – Фактические показатели разработки Муравленковского месторождения в 2014 году
Продолжение таблицы 3.1
Минимальная эффективная толщина пласта 1,6 м вскрыта в скважине 256Р, максимальная – 35,8 м ( в скважине 294).
В кровельной части пласт наиболее однородный и монолитный, в нижней части пласт расчленен на 5-7 проницаемых прослоев.
ВНК залежи фиксируется на глубине 2575 м (скважина 134), 2611,9 м (248Р), погружаясь с юго-запада на северо-восток. Приток чистой нефти при испытании получен в скважине 213 (дебит 49,0 м3/сут на 8 мм штуцере) при нижней дыре перфорации на глубине 2579,4 м, и с более низкой отметки 2604,6м в скважине 264 (6,4 м3/сут). Смешанный приток нефти (9,6 м3/сут) и воды (14,4 м3/сут) получен в скважине 248 при перфорации на глубине 2610 м. Получение воды иногда отмечается с более высоких отметок 2587,4 (скважина 236Р), 2577,0 м (скважина 251Р).
Колебания отметок ВНК вызваны литологическими особенностями строения пласта.
Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов по скважинам в пределах 10 метров. В скважинах 8 и 9 перфорирована кровельная нефтяная часть пласта, начальные дебиты нефти составили 134,8 и 101,2 т/сут с незначительным количеством воды (около 5 %). По данным бурения скважины 8 запасы категории С2 на данном участке переведены в категорию С1.
Коллекторские свойства пласта изучены в 45 скважинах, расположенных равномерно по площади. Схема совмещенных контуров нефтеносности объектов разработки Муравленковского месторождения представлена на рисунке 2.1.
Значение коэффициента пористости по данным ГИС и керну равно 0,19. Результаты исследования керна по скважине 9 (пласт БС11) показали, что среднее значение коэффициента пористости в целом по пласту ниже принятых значений и равно 16,5 %, а по нефтенасыщенной части ниже 16 %, что подтверждает ухудшение коллекторских свойств пласта в южном направлении. Среднее значение проницаемости для пласта БС11 составляет 5,4 мД.
Пласт БС12 сложен неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород, с преобладанием последних. Проницаемые прослои не выдержаны по площади и разрезу.
Продуктивность пласта установлена в наиболее приподнятой северо-восточной части площади в районе скважин 247Р и 10Р. Общая толщина пласта небольшая, в среднем 5,16 м.
Рисунок 2.1 – Схема контуров нефтеносности
– разведочная; – внешний контур нефтеносности пласта БС10; – зона замещения пласта БС10; – внешний контур нефтеносности БС10; – зона замещения пласта БС10; – внешний контур нефтеносности пласта БС11; – граница лицензионного участкаНефтенасыщенная толщина пласта не превышает 5,0 м, в среднем по залежи составляет 2,59 м. Расчлененность – от 2 до 7.
Нефтеносность пласта доказана испытанием в скважине 247Р и результатами эксплуатации скважин 2194, 2410.
1.3 Характеристика свойств , пластовых флюидов
Физико-химические свойства, компонентный состав нефтей, нефтяных газов и воды Муравленковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в центральной лаборатории Главтюменьгеологии (на стадии разведочных работ) и в специализированных лабораториях институтов СибНИИНП и службами п/о Ноябрьскнефтегаз.
Компонентный состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа "ЛХМ-80", "Хром-5", "Вариан-3700".
Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ГОСТ 39-112-80).
Пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-ЗМ. Поверхостные пробы нефти отбирались с устья скважин.
В настоящем разделе приводятся диапазон изменения и средние значения параметров пластовых жидкостей и газов.
Параметры пластовой нефти пласта БС11 обоснованы результатами комплексного исследования 49 глубинных проб из 24 скважин. В условиях пласта нефти относительно тяжелые (780-800 кг/м3), маловязкие (1-2.5 мПа
с). Среднее значение давления насыщения нефти газом составляет 9,9 МПа.Параметры пластовой нефти составляют:
- пластовое давление – 25,8 МПа;
- пластовая температура – 84 °С;
- давление насыщения – 9,9 МПа;
- газосодержание – 61 м3/сут;
- плотность в условиях пласта – 791 кг/м3;
- вязкость в условиях пласта – 1,58 мПа с;
- объемный коэффициент – 1,166 д.ед.
При однократном разгазировании величина газосодержания в среднем составляет 52 м3/т, плотность дегазированной нефти 857 кг/м3.
В соответствии с закономерностями фазовых превращений углеводородных систем, растворенный газ, выделившийся при однократном разгазировании, существенно тяжелее газа дифференциального разгазирования (молярная масса составляет соответственно 26,82 и 23,79 г/моль). Нефть пласта недонасыщена газом
, давление насыщения намного ниже пластового и изменяется от 8 до 11 МПа при пластовом 23-26 МПа.
По результатам исследования поверхностных проб плотность разгазированной (стабилизированной) нефти изменяется от 834,9 до 879 кг/м3, причем минимальные значения приурочены к центральной сводовой части, а максимальные плотности нефти связаны с водоплавающими (краевыми) зонами.
В целом по пласту, нефти средней плотности (865,4 кг/м3), маловязкие (12,2 мПа
с), малосмолистые (5,3 %), парафинистые (3 %), сернистые (0,7 %) с выходом фракции до 300 °С больше 45 %.Пластовые воды относятся к третьему водонефтегазоносному комплексу. По результатам испытания воды являются высоко-напорными, хлоридно- кальциевыми по Сулину. Минерализация – 23 г/л.
Физические свойства пластовых вод:
- среднее газосодержание – 2,74 м3/м3;
- плотность в условиях пласта – 988,5 кг/м3;
- вязкость в условиях пласта – 0,37 мПа с;
- объемный коэффициент – 1,027 д.ед;
- плотность дегазированной воды в стандартных условиях – 1013 кг/м3.
1.4 Динамика показателей разработки Муравленковского месторождения.
Таблица 3.1 – Фактические показатели разработки Муравленковского месторождения в 2014 году
| Показатели | БС11 | БС12 | БС101 | БС102 | всего |
| Добыча нефти всего, тыс.т | 2009,204 | 0,546 | 87,401 | 62,843 | 2159.994 |
| В том числе из: переходящих скважин, тыс.т | 1996,514 | 0,542 | 87,401 | 62,843 | 2147,3 |
| новых скважин, тыс.т | 12,69 | 0,004 | 0 | 0 | 12,694 |
| механизированных скважин, тыс.т | 2009,204 | 0,546 | 87,401 | 61,268 | 2158,4 |
| Ввод новых добывающих скважин, всего, шт. | 3 | 1 | 0 | 0 | 4 |
| В т.ч.:из эксплуатационного бурения | 3 | 0 | 0 | 0 | 3 |
| из прочих категорий | 0 | 1 | | | 1 |
| Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут | 102,34 | 0,10 | 0 | 0 | 77,88 |
| Среднее число дней работы новой скважины, дни | 41,3 | 39,0 | 0 | 0 | 40,8 |
| Средняя глубина новой скважины, м | 2920,6 | | 0 | 0 | 2920,6 |
| - вспомогательные и специальные скважины | 3,164 | 0 | 0 | 0 | 3,164 |
| Расч. время раб. нов. скв. пред. года, скв.дни | 328 | 188 | 327 | 180 | 324 |
| Расч. доб. нефти из нов.скв. пред. года в тек.году, тыс.т | 2,834 | 0 | 0 | 0 | 5,6 |
| Добыча нефти из перех. скважин пред. года, тыс.т | 2298,1 | 0 | 107,1 | 13,4 | 2419 |
| Расч. добыча нефти из перех. скв. тек. года, тыс.т | 2300,9 | 0 | 107 | 13,4 | 2425 |
| Ожид. добыча нефти из перех. скважин тек. года, тыс.т | 1996,5 | 0,5 | 87,4 | 62,8 | 2147 |
| Изменение добычи нефти из перех. скважин, тыс.т | -304,4 | 0,5 | -19,6 | 49,4 | -278 |
| Процент изменения добычи нефти из перех. скв.,% | -13,23 | 0 | -18,32 | 367,72 | -11,5 |
| Фонд добывающих скважин на конец года, шт. | 940 | 0 | 78 | 20 | 1031 |
| В том числе нагнетательных в отработке | 27 | 0 | 3 | 0 | 29 |
| Действ. фонд добывающих скважин на конец года, шт. | 544 | 0 | 32 | 17 | 591 |
| Фонд механизированных скважин, шт. | 821 | 0 | 53 | 17 | 888 |
| Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт. | 264 | 0 | 19 | 0 | 283 |
| Действ. фонд нагн. скважин на конец года, шт. | 214 | 0 | 4 | 0 | 218 |
| Средний дебит действ.скважин по жидкости, т/сут | 51,9 | 19,5 | 47,8 | 38,7 | 51,6 |
| Средний дебит перех.скважин по жидкости, т/сут | 51,9 | 15,3 | 47,8 | 38,7 | 51,6 |
| Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут | 115,2 | 39,5 | 0 | 0.0 | 97,1 |
| Средняя обводн-ть продукции действ.фонда скв., % | 80,2 | 87,7 | 83,6 | 49,9 | 80 |
Продолжение таблицы 3.1
| Средняя обводн-ть продукции перех. скважин, % | 80,3 | 81,2 | 83,6 | 49.9 | 80,1 |
| Средняя обводненность продукции новых скважин, % | 11,2 | 99,7 | 0 | 0 | 19,8 |
| Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут | 10,3 | 2,4 | 7,9 | 19,4 | 10,3 |
| Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут | 10,2 | 2,9 | 7,9 | 19,4 | 10,3 |
| Средняя приемистость нагнет. скважин, м3/сут | 184,4 | 0 | 132,4 | 0 | 183,3 |
| Добыча жидкости, всего, тыс.т | 10146,1 | 4,4 | 532,2 | 125,3 | 10808 |
| В том числе из: переходящих скважин, тыс.т | 10131,8 | 2,9 | 532,2 | 125,3 | 10792,2 |
| новых скважин, тыс.т | 14,3 | 1,5 | 0 | 0 | 15,8 |
| механизированных скважин, тыс.т | 10146,1 | 4,4 | 532,2 | 125,3 | 10775,2 |
| Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | 136308,7 | 17,8 | 15028,3 | 865,3 | 152220 |
| Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | 74131,7 | 4,5 | 6192,2 | 335 | 80663,4 |
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли,ед | 0,252 | 0,009 | 0,127 | 0,073 | 0,232 |
| Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, % | 83,95 | 3,75 | 88,92 | 33,03 | 83,67 |
| Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов, % | 2,28 | 0,46 | 1,26 | 6,20 | 2,24 |
| Темп отбора от текущих утвержденных запасов, % | 12,41 | 0,47 | 10,17 | 8,47 | 12,07 |
| Закачка рабочего агента, тыс.м3/год | 11382 | 0 | 176,4 | 0 | 11558,4 |
| Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс. м3 | 172661,4 | 0 | 11076 | 0 | 183737,3 |
| Компенсация отбора: текущая,% | 104,4 | | 31,2 | 0 | 99,5 |
| с начала разработки,% | 105,2 | | 63,8 | 0 | 100,7 |