Файл: Литература по теме работы геологотехнологические данные по рассматриваемому объекту.docx

Месторождение является многопластовым, многозалежным, сложного геологического строения. Объём и качество полученных каротажных материалов можно охарактеризовать как хорошее, позволяющее решить поставленные задачи по изучению залежей УВ. В общем объеме геологоразведочных работ ГИС занимают значительное место. Контуры нефтеносности приняты по абсолютным отметкам, соответствующим ВНК, подошве нижнего нефтеносного прослоя или нижних дыр перфорации, из которых получена нефть.

3. 1   2   3   4   5   6   7   8

---

Физико-химические свойства.

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”. При оценке качества нефть подразделяли на классы и типы по ГОСТ Р 51858-2002.

Всего по Вишнево-Полянскому месторождению проанализировано: пластовых - 120 пробы, поверхностных - 84 пробы.

По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом представлено в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Распределение пластовых и поверхностных проб нефти по горизонтам

Ярус или горизонт	Количество проб
	Пластовых	Поверхностных
Каширский	2	7
Верейский	39	18
Башкирский	5	12
Тульский	2	2
Бобриковский	71	44
Турнейский	1	1

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонтам.

Исследование свойств нефти каширского горизонта проводилось по семи поверхностным и двум пластовым пробам, отобранным из четырех скважин. Средние значения основных параметров нефти следующие: давление насыщения - 1,14 МПа, газосодержание - 4,23 м

---

³/т, объемный коэффициент - 1,0101, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 263,8 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 901 кг/м³, сепарированной - 933 кг/м³. Динамическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 296 мПа·с. Нефть битуминозная, сверхвязкая, высокосернистая, парафинистая, смолистая .

Исследование свойств нефти верейского горизонта проводилось по 18 поверхностным и 39 пластовым пробам, отобранным из 12 скважин. Средние значения основных параметров нефти, следующие: давление насыщения - 2,7 МПа, газосодержание - 4,23 м³/т, объемный коэффициент - 1,0309, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 86,3 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 884 кг/м³, сепарированной - 906 кг/м³. Динамическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 106 мПа·с. Нефть битуминозная, высоковязкая, высокосернистая, парафинистая, смолистая (таблица 2.48).

Исследование свойств нефти башкирского яруса проводилось по 12 поверхностным и пяти пластовым пробам, отобранным из трех скважин. Средние значения основных параметров нефти, следующие: давление насыщения - 1,94 МПа, газосодержание - 6,65 м³/т, объемный коэффициент - 1,0225, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 200,4 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 925 кг/м³, сепарированной - 929 кг/м³.

Таким образом, можно сделать вывод, что исследование нефти на каширском горизонте проводилось по семи поверхностным и двум пластовым пробам, нефть битуминозная, сверхвязкая, высокосернистая, парафинистая, смолистая. Исследование свойств нефти верейского горизонта проводилось по 18 поверхностным и 39 пластовым пробам, отобранным из 12 скважин, нефть битуминозная, высоковязкая, высокосернистая, парафинистая, смолистая. На башкирском ярусе исследование нефти проводилось по 12 поверхностным и пяти пластовым пробам, отобранным из трех скважин, Нефть битуминозная, сверхвязкая, высокосернистая, парафинистая, смолистая

2.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Анализ технологических показателей разработки анализируемого объекта

Вишнево-Полянское нефтяное месторождение открыто в 1956 году, в промышленной разработке находится с 1986 года. Вишнево-Полянское нефтяное месторождение является многозалежным и многопластовым. В пределах месторождения выявлено пять поднятий: Вишнево-Полянское, Караульное, Каргаринское, Сульчинское, Урнякское. На месторождении в

---

разработке находятся отложения каширского, верейского, башкирского, тульского, бобриковского и турнейского продуктивных пластов. Все продуктивные пласты разрабатываются раздельно, только в 53 скважинах отложения в различных сочетаниях разрабатываются совместно или с внедрением установок ОРД, ОРЗ.

В целом по месторождению на 01.01.2016 г весь пробуренный фонд составляет 265 скважин (53 совместные или с внедрением установок ОРД, ОРЗ), в т.ч. 223 добывающих и 42 нагнетательных. На бобриковском объекте числится 75 скважин (28,3 % всего пробуренного фонда), верейском - 46 (17,4 %), башкирском - 67 (25,3 %), каширском – 11 (4,2 %), тульском - семь (2,6 %), турнейском - три (1,1 %), на татарском, ассельском, пашийском горизонтах по одной скважине (1,1 %) и работающие на два объекта – 53 скважины (20,0 %). Состояние реализации проектного фонда скважин приведена в таблице 3.1. Характеристика фонда скважин по объектам и в целом по месторождению приведена в таблице 3.2.

Фонд добывающих скважин на 01.01.2016 г по месторождению составил 223, в том числе действующих - 202 скважин (90,6 % от добывающего фонда). На конец года 13 скважин находятся в бездействии (5,8 % от добывающего фонда). По различным геологическим, технологическим причинам ликвидировано четыре добывающие скважины или 0,9 % от добывающего фонда. В категорию пьезометрических входят четыре скважины, в том числе три скважины до перевода в пьезометрические работала на нефть. Всего отобрано 5,134 тыс.т нефти, 21,506 тыс.т. жидкости. На эти скважину приходится 0,1 % от общей добычи нефти по месторождению. Скважины переведены в пьезометрический фонд из-за высокой обводненности и низкого дебита по нефти.

Фонд нагнетательных скважин равен 42 скважинам, в т.ч. 40 скважин под закачкой, две экологические. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по месторождению равно 5,3.

В целом по месторождению отобрано 4945 тыс.т нефти (35,9 % от НИЗ), 11809,8 тыс.т жидкости. Средний дебит нефти – 3,7 т/сут, жидкости – 12,0 т/сут. Обводненность добываемой продукции составляет 69,3 %. Текущий КИН - 0,090.

Основной объем отбора нефти приходится на бобриковский горизонт, представлено на рисунке 2.1.1.

Рисунок 2.1.1 – Распределение доли накопленного отбора нефти по объектам разработки

---

За 2015 год добыто 251,8 тыс.т нефти, 820,4 тыс.т жидкости, темп отбора от НИЗ – 1,8 %, от ТИЗ – 2,8 %. Годовой объем закачки 491,5 тыс.м³, текущая компенсация – 59,1 %. Водонефтяной фактор равен 1,39 доли ед. Закачка воды организована с 1991 года. Накопленная закачка составила 5563,1 тыс.м³, накопленная компенсация – 45,5 %.

В 2011 году фактическая добыча нефти находится выше проектной величины, в 2012 году фактическая добыча нефти находится на уровне проектной величины, за период 2013-2015 гг фактическая добыча нефти ниже проектной величины на 4,1 - 7,8 %. Отбор жидкости, обводненность продукции в 2011 году ниже проектной величины, за 2012-2015 гг выше проектной величины.

В 2011 году добыча нефти (263,7 тыс.т) выше проектной величины (235,2 тыс.т) на 12,1 % за счет большего действующего фонда скважин. Действующий добывающий фонд (177 скважин) выше проектной величины (145 скважин). Средний дебит по нефти действующих скважин (4,7 т/сут) ниже проектной величины (4,9 т/сут).

В 2012 году добыча нефти (246,0 тыс.т) на уровне проектной величины. Действующий добывающий фонд (179 скважин) ниже проектной величины (190 скважин). Средний дебит по нефти действующих скважин (4,0 т/сут) на уровне проектной величины.

В 2013 году добыча нефти (230,5 тыс.т) ниже проектной величины (250,0 тыс.т) на 7,8 % из-за меньшего действующего фонда скважин. Действующий добывающий фонд (192 скважины) ниже проектной величины (201 скважина). Средний дебит по нефти действующих скважин (3,7 т/сут) на уровне проектной величины.

В 2014 году добыча нефти (247,4 тыс.т) ниже проектной величины (258,0 тыс.т) на 4,1 % из-за меньшего действующего фонда скважин. Действующий добывающий фонд (204 скважины) ниже проектной величины (209 скважин). Средний дебит по нефти действующих скважин (3,8 т/сут) на уровне проектной величины.

В 2015 году добыча нефти (251,8 тыс.т) ниже проектной величины (263,0 тыс.т) на 4,3 % % из-за меньшего действующего фонда скважин. Действующий добывающий фонд (202 скважины) ниже проектной величины (219 скважин). Средний дебит по нефти действующих скважин (3,7 т/сут) на уровне проектной величины. Анализ сопоставления в целом по месторождению показывает, что разработка месторождения ведется в пределах допустимых норм.

---