Файл: Курсовая работа Анализ видов исследований проводимых при пенокислотной обработке.docx

В поверхностных условиях проанализировано 76 проб, распределение кондиционных проб нефти по продуктивным пластам характеризуется следующим образом: из каширских – 1; из верейских – 27; из башкирских – 15; из визейских – 18; из турнейских – 2 пробы. Часть проб отбракована из-за значительной разницы в плотности и вязкости нефти.

Нефти турнейского яруса представлены двумя поверхностными пробами, отобранными в скважинах 305, 402 (таблица 3). В среднем плотность в стандартных условиях составляет 0,918 г/см3 ; вязкость при t = 20°С – 175,4 мм 2 /с, при t = 50C – 35,8 мм2 /с; содержание асфальтенов – 4,7 %, парафина – 2,5 %; серы – 2,8 %; смол силикагелевых – 22,9 %.

Свойства пластовой нефти турнейских залежей приняты по аналогии с параметрами глубинных проб, отобранных в скважине 1256 Погребняковского месторождения: динамическая вязкость – 98,4 мПа. с, объемный коэффициент – 1,017, газосодержание – 7,0 м3 /т.

По принятым классификациям нефти месторождения в каширских, верейских залежах средние по плотности в стандартных условиях (0,886- 0,896 г/см3 ), в башкирских, визейских и турнейских залежах тяжелые по плотности (> 0,900 г/см3 ), высокосернистые (> 2 %), парафиновые (< 6 %), высокосмолистые (> 15 %).

Пробы пластовой воды из отложений среднего карбона отобраны в скважинах 225, 412, 413 (1970-1980 гг.) и из отложений среднего и нижнего карбона в скважинах 207, 413 (2001-2003 г.г.) соответственно.

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа с плотностью 1,18 г/см3 . Общая минерализация в среднем колеблется от 246,1 г/л до 269,5 г/л. Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими ценными химическими элементами.

Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовых проб нефти в 21 стандартных условиях, полученных из залежей нефти месторождения. Всего проанализирована 21 проба, из них представительны 7 проб из отложений верейского горизонта, 6 проб из визейских отложений.

Характеристика состава растворенного газа башкирских и турнейких залежей принята по аналогии со средними характеристиками газа, полученных при однократном разгазированнии глубинных проб, отобранных в скважинах Центральной зоны Сосновского месторождения и в скважине 1256 Погребняковского месторождения (таблица 3).

По составу растворенный в нефти газ является углеводородным, в среднем содержание азота: 26,9 % мол (верейские залежи), 32,8 % мол (башкирские залежи), 47,3 % мол (визейские залежи), 82,9 % мол (турнейские залежи) и характеризуется высокой плотностью в среднем: 1,349 (верейские залежи), 1,245 (башкирские залежи) и 1,228-1,256 (визейские залежи).

---

1.4. Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное конечное и текущее значения)

Ко времени пересчета запасов (2007 г.) существенно возросла геологогеофизическая изученность месторождения за счет полного эксплуатационного разбуривания. С учетом дополнительной информации существенно уточнена и детализирована геологическая модель месторождения, которая имеет некоторые отличия от модели, представленной в оперативном подсчете 1988 г., среди которых: в процессе эксплуатационного бурения по данным ГИС, результатам совместной эксплуатации установлена нефтеносность турнейских пластов C1t-II+III в районе скважин 407 и 319 (пласт не испытан) и пласта C1tV’ в районе скважины 404, который находится в совместной эксплуатации. Залежи нефти линзовидные.

Степень геологической изученности нефтяных залежей месторождения соответствует требованиям категорий В, С1 и С2. В соответствии с действующей классификацией (1983 г.) основная часть запасов нефти по степени геологической изученности отнесена к промышленным категориям В и С1 и незначительная часть к категории С2. Доля запасов нефти по категориям В+С1 в отложениях среднего карбона – 73 % (в.т.ч. в верейских – 37%, в башкирских – 36 %), в визейских – 20% (в т.ч. в алексинских – 4%, в тульских – 12%, в бобриковских – 4%) и в турнейских – 7%.

В ПО IRAR RMS созданы цифровые геологические модели по продуктивным пластам среднего и нижнего карбона, по ним проведено обоснование подсчетных параметров и подсчет начальных геологических запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов.

В ПО TЕMPEST созданы цифровые гидродинамические модели по верейскому, башкирскому, визейскому, турнейскому объектам, на базе которых выполнено технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения (ТЭО КИН) и подсчет начальных извлекаемых запасов. Расчеты технологических показателей разработки по вариантам, выполненные 24 на базе гидродинамической модели, позволили оценить динамику отборов и конечный КИН как по объекту в целом, так и по каждому отдельно взятому пласту.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составили - по категориям В+С1 – 19245 тыс.т/7227 тыс.т, по категории С2 – 641тыс.т/134 тыс.т (протокол ГКЗ №93-пд от 11.12.2008 г.), в том числе:

- по каширским залежам по категории С1 – 237 тыс.т/45 тыс.т, по категории С2 – 220 тыс.т/42 тыс.т;

---

- по верейским залежам по категориям В+С1 – 6973 тыс.т/2805 тыс.т; по категории С2 – 64 тыс.т/9 тыс.т;

- по башкирским залежам по категории В+С1 – 6923 тыс.т/2348 тыс.т; по категории С2 – 80 тыс.т/11тыс.т;

- по визейским залежам по категории В+С1 – 3717 тыс.т/1560 тыс.т; по категории С2 – 277 тыс.т/72 тыс.т;

- по турнейским залежам по категории В – 1395 тыс.т/469 тыс.т.

Растворенный газ по Черновскому месторождению (начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 – 86 млн. м3 ) не подлежит учету в Государственном балансе запасов полезных ископаемых в связи с незначительными запасами растворенного газа (менее 1 млрд. м3 ).

Из вышеприведенных данных следует, что по сравнению с ранее утвержденными запасами по состоянию на 01.01.88г., начальные геологические запасы нефти по категориям В+С1, подсчитанные по уточненной геологической 25 модели, в целом по месторождению уменьшились на 5340 тыс.т (-22 %) начальные извлекаемые запасы на 1140 тыс.т (-14 %), по категории С2 – начальные геологические запасы уменьшились на 3297 тыс.т (-89 %), начальные извлекаемые запасы на 1120 тыс.т (-89 %).

Результаты подсчета геологических запасов нефти по турнейскому объекту в приведены в таблице 6.

1.5 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Черновском месторождении

Особенности Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов и наличии зон замещений коллекторов. Месторождение состоит из 49 сравнительно небольших залежей нефти. Отложения турнейского яруса Черновского месторождения представлены малевским, упинским и черепетским горизонтами. Турнейские залежи нефти пластов С1t-II+III, С1t-IV+V, С1t-V’ приурочены к пористым органогенным известнякам. Пласты С1t-II+III и С1t-V’ представляют собой нефтенасыщенные линзы в районе отдельных скважин и находятся в совместной эксплуатации с пластом C1t–IV+V. Тип коллектора карбонатный трещинно-поровый, характеризуется высоким коэффицентом песчанистости 0,728, коэффициент расчлененности 3,5, тип залежи пластово-сводный, нефти характеризуются высокой вязкостью 98,4 мПа·с, нефти высокосернистые (>2%), парафиновые (< 6%), высокосмолистые (>15%).

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1.Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Черновское месторождение нефти открыто первооткрывательницей явилась скважина 410Р, вскрывшая нефтенасыщенные известняки каширского, верейского горизонтов, башкирского, турнейского ярусов и нефтенасыщенные песчаники визейского яруса. Месторождение введено в промышленную разработку в 1986 г. НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схеме разработки Черновского месторождения».

---

Турнейский объект согласно проектным решениям разрабатывается на естественном режиме по треугольной сетке с расстоянием между скважинами м. Продуктивные отложения, имеющие промышленное эксплуатируются только на Западном поднятии.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по турнейскому объекту Западного поднятия составляют (по категории В) – 1395 тыс.т /469 тыс.т. Утвержденный КИН по категории В – 0,336 д.ед. Накопленная добыча нефти составила 154,6 тыс. т или 32,9 % от НИЗ. Средний дебит действующей скважины по нефти составляет 3,6 т/сут, по жидкости – 18,2 т/сут. Среднегодовая обводненность – 80 %. Текущий коэффициент извлечения нефти по объекту на 01.01.2014 г. составляет 0,111 д.ед. от запасов категории В. Накопленный ВНФ равен 0,4 д.ед. Кратность выработки запасов нефти составляет 39 лет.

2.2.Анализ состояния фонда скважин

По состоянию на 01.01.2014 г. на турнейском объекте Западного купола пробурено семь скважин. Так как на данном объекте отсутствует система поддержания пластового давления, все скважины являются добывающими. Таким образом, в эксплуатационном добывающем фонде числится семь действующих скважин. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2014 г. по объекту представлена в таблице 3.

Таблица 2.2.1 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2014 г. Турнейский объект Западного купола

В эксплуатационном фонде числится семь действующих скважин. Все скважины механизированы (ЭЦН, ШГН). Малодебитный фонд по жидкости (менее 53м /сут) состоит из одной скважины или 14 % действующего фонда. С дебитами нефти от 5 до 10 м3/сут работает одна скважина (14 %), с дебитами более 20 м3/сут – пять скважин (72 %). Малодебитный фонд по нефти (менее 2 т/сут) состоит из четырех скважин или 57 % действующего фонда. С дебитами нефти от 2 до 5 т/сут работают остальные три скважины (43 %).

2.3.Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификацию добычи нефти на данном месторождении

За анализируемый период на турнейской залежи в одной скважине проведена соляно-кислотная обработка, в четырех скважинах – ремонтно- изоляционные работы, в трех скважинах – оптимизация глубинно-насосного оборудования (причем в двух из них – два раза) (табл.4; рис.2). Дополнительная добыча нефти от СКО составила 1,15 тыс.т, от РИР – 10,3 тыс.т, от оптимизации – 0,6 тыс.т. Следует отметить, что из одиннадцати

---

проведенных ГТМ два оказались не эффективны, так как имели отрицательный прирост дебита нефти.

2.4. Состояние выработки запасов нефти

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по турнейскому объекту Западного поднятия составляют (по категории В) – 1395 тыс.т /469 тыс.т. Накопленная добыча нефти составила 154,6 тыс. т или 32,9 % от НИЗ. Утвержденный КИН по категории В – 0,336 д.ед. Текущий коэффициент извлечения нефти по объекту на 01.01.2014 г. составляет 0,111 д.ед. от запасов категории В (рис.3). Накопленный ВНФ равен 0,4 д.ед. Кратность выработки запасов нефти составляет 39 лет.

2.5.Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Выработка запасов нефти из пластов турнейского возраста протекает при сложных геологических условиях. Карбонатный разрез продуктивных пластов представлен переслаиванием проницаемых пропластков и плотных пород. Турнейский объект согласно проектным решениям разрабатывается по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Продуктивные отложения, имеющие промышленное значение, эксплуатируются только на Западном поднятии.

Турнейский объект разрабатывается на естественном режиме. Снижение пластового давления за весь период разработки незначительно (снизилось на 1% по сравнению с начальным). Связь с законтурной областью характеризуется как высокая.

Для разработки объекта характерны средние темпы отбора нефти. Так, при максимальном уровне добычи нефти, достигнутом в 2005 г., темп отбора составил всего 3,99 % от начальных извлекаемых запасов нефти. С начала разработки отобрано 154,6 тыс. т нефти, что составляет 32,9 % от начальных извлекаемых запасов нефти. Текущий коэффициент извлечения нефти на 67 % ниже утвержденного и составляет 0,111 д.ед. вместо 0,336 д.ед.

Выполненный анализ текущего состояния разработки турнейского объекта Черновского месторождения позволяет отметить следующее:

• 
  реализуемая система разработки на разбуренных участках турнейского объекта соответствует проектной – идет разработка на естественном режиме по равномерной треугольной сетке скважин;
  
• 
  основные фактические показатели разработки отстают от проектных значений;
  
• 
  поддержание годовых уровней добычи связано с проведенными ГТМ и установившимися режимами эксплуатации скважин. Наиболее эффективными геолого-техническими мероприятиями в скважинах являются ремонтно- изоляционные работы;
  
• 
  по ряду скважин наблюдается прогрессирующий рост обводненности.
  

---