Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

Притоки пластовой воды в карбонатных отложениях пласта В2 были получены при опробовании ИПТ в поисково-разведочных скважинах 16, 19, 20, 22р на Центральном куполе, 27р на Восточном куполе и 23 на Ново-Троевской площади. Химический состав воды изучен в скважине 27р, но в нее отмечается приток посторонних вод.

Воды пласта В3 на Богатыревском месторождении не опробовались и не изучались.

Притоки пластовой воды в карбонатных отложениях пласта Дл были получены при опробовании ИПТ в поисково-разведочных скважинах 16, 19, 20, 22р на Центральном куполе, 27р на Восточном куполе, а также в колонне эксплуатационной скважины 64 на Центральном куполе. Химический состав воды изучен в скважинах 16, 27р, но пробы воды были опреснены фильтратом бурового раствора.

Свойства и состав пластовых вод вод Восточного месторождения приведена в таблице 1.7
1.8 Подсчет запасов нефти и газа пласта ВI Богатыревского месторождения

Подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти и газа произведен объемным методом по формулам 1.1 и 1.2 по объекту ВI Богатыревского месторождения.

(1.1) , (1.2)

где:

F – площадь нефтеносности залежи, м³;

h – эффективная нефтенасыщенная толщина залежи, м;

m – коэффициент пористости, д.ед.;

α – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

ρ_пов.н – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

θ – переводный коэффициент, учитывающий усадку нефти и равный 1/в, где в – объемный коэффициент;

К_отд. – коэффициент нефтеотдачи.

Исходные данные для расчета начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа приведены в таблице 1.8.

По формулам 1.1 и 1.2 рассчитываем начальные балансовые (геологические) и извлекаемые запасы нефти (Q_бал. и Q_извл.).

тыс.т.

тыс.т.

Определяем начальные балансовые и извлекаемые запасы газа Y_бал. и Y_извл.

Y_бал.=Q_бал·Г; (1.3)

Y_извл.=Q_извл·Г, (1.4)

где Г – газовый фактор.

Y_бал.=2745·36,8=101 млн.м³,

Y_извл.

---

=1221·36,8=44,9млн.м³.

Зная накопленную добычу нефти (Q_нак.= 1513 тыс.т.) по состоянию на 1.01.2015 года, определяем остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти составляют:

Q_{бал.ост..}=Q_бал.-Q_нак., (1.5)

Q_{изв.ост.}=Q_изв.-Q_нак., (1.6)

Q_{бал.ост.}=2745-607 = 2138тыс.т.

Q_{извл.ост.}=1221-607 = 614тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

Y_{бал.ост.}=Q_{бал.ост.}*Г, (1.7)

Y_{извл.ост.}=Q_{извл.ост.}*Г, (1.8)

Y_{бал.ост.}=2138·36,8 = 78,7 млн.м³.

Y_{извл.ост.}=614·36,8= 22,6млн.м³

Все расчетные значения по определению начальных и остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и газа сводим в таблицу 1.9.

---

Выводы

Богатыревское месторождение расположено в Алексеевском районе Самарской области вблизи ее границы с Оренбургской областью, в 115 км к юго-востоку от г.Самары и в 9 км от районного центра с. Алексеевка.

Геологический разрез месторождения сложен отложениями девонского, каменноугольного, пермского, триас-юрского и четвертичного возрастов средней общей толщиной – 3910  (граф.прил. П.2.1) . Изученность бурением отдельных его частей неравномерна. Слабо изучена самая нижняя, терригенная часть среднего и верхнего девона, где по данным поисковой скв. 300бис, пробуренной в сводовой части Богатыревской структуры, выделяются пласты-аналоги - ДIV воробьевского и ДIII ардатовского горизонтов живетского яруса, ДII , ДI пашийского и Дк тиманского горизонтов франского яруса. Ни в одном из них ни по керну, ни по материалам ГИС и тестирования признаков нефти установлено не было. Представлены они (кроме ДII) уплотненными и заглинизированными песчаниками и алевролитами. Из пласта ДII при тестировании ИПТ был получен слабый приток пластовой воды. Вскрытая общая толщина осадков терригенного девона составляет 216 м.

Глубинное тектоническое строение района Богатыревского месторождения по отложениям девона, карбона и перми изучено по материалам сейсморазведочных работ МОГТ 1976 г. и 1980 г., глубокого поисково-разведочного (1980-84 г.г.) и эксплуатационного (1983-96г.г.) бурения, а по отложениям нижней и верхней перми - структурного бурения.

Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев

Пласт В1 залегает в кровле кизеловского горизонта турнейского яруса и сложен известняками. Керн из пород пласта был отобран в скв. 15, 16, 17, 19, 20, 22р (Центральный участок) и скв. 27п (Восточный участок). Пласт В1 продуктивен на Центральном и Восточном участках Богатыревского купола. Нефтенасыщенный керн отбирался в скв. 15, 16, 17, 20, 22р, 27п.

---

Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м.

Из залежи отобраны и исследованы две глубинные и две поверхностные пробы из скважин 16 и 20.

По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к легким – с плотностью 843,0 кг/м3, повышенной вязкости – с динамической вязкостью 6,74 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,31 МПа, газосодержание – 36,80 м3/т.

Выполнен расчет начальных и остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и газа. Начальные геологические запасы нефти составляют 2745 тыс.т , начальные извлекаемые – 1221 тыс.т. Остаточные геологические запасы на текущую дату – 2138 тыс.т, остаточные извлекаемые –614тыс.т.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1Основные решения проектных документов

За весь период разработки месторождения выполнено девять технологических документов. В них совершенствовалась технология разработки эксплуатационных объектов, анализировалось состояние разработки, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы и значения прогнозной нефтеотдачи.

В 1981 г. ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть» на основании данных поисково-разведочного бурения и результатов опробования скважин №15, 16, 17 выполнена работа «Проект пробной эксплуатации продуктивных пластов Богатыревского месторождения». В работе был произведен подсчет запасов нефти и газа на 1.01.1981г. Разработку пластов (Б2, В1, В2, Дл) рекомендовано было осуществлять раздельно по причине различных коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств нефтей. Раздельная разработка пластов предусматривала и их раздельное очаговое заводнение. Для ввода месторождения в проектную разработку к бурению рекомендовались 25 проектных скважин, из которых 11 – опережающих: №41, 42 (пласт Дл), №34, 35 (пласт В2), №27, 28, 29, 31 (пласт В1), №21, 22, 23 (пласт Б2).

---

Система размещения скважин по равномерной треугольной сетке 450х450 м.

Таким образом, разработку пласта Б2 рекомендовалось вести восемью скважинами без ППД, пласта В1- восемью скважинами, из которых одну в последствии рекомендовалось освоить под нагнетание, пласта В2 – семью скважинами. Общий фонд скважин составлял 28 единиц, из которых 25 подлежали бурению. Общая сетка скважин на совмещённой карте – равномерная с расстоянием 200х250м. В случае необходимости предусматривалось очаговое заводнение в скв.41, 34, 28, расположенные в своде структуры.

На основании данных, полученных при бурении и исследовании восьми скважин, позволивших уточнить геологическое строение залежей, в 1983 г. ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть» была выполнена «Технологическая схема разработки продуктивных пластов Богатыревского месторождения» [3]. В работе проведена корректировка запасов нефти и местоположение проектных скважин. Протоколом ТЭС объединения «Куйбышевнефть» за №15 от 22.12.1982г. для опережающего бурения в 1983-1985 г.г. утверждены 15 добывающих скважин, которые были учтены в техсхеме. По всем объектам было рассмотрено два варианта разработки, отличающихся воздействием на залежь: без ППД (1 вариант) и с применением заводнения (2 вариант).

Согласно утверждённого 2 варианта (протоколом ТЭС объединения «Куйбышевнефть» за №20 от 03.10.1983г.), разработку пластов предполагалось осуществлять 41 скважиной (и т.ч. 7 нагнетательных), из которых 35 подлежали бурению. На месторождении проектировалось 9 резервных скважин. Максимальный годовой объем добычи нефти был принят 216 тыс. тонн.

К моменту составления техсхемы в результате бурения разведочной скважины №30 была открыта залежь нефти в пласте А4. Скважина была законсервирована. Учитывая кратковременный период пробной эксплуатации, по пласту был рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий эксплуатацию залежи на первом этапе без заводнения. На залежь размещались 5 добывающих скважин по сетке 300х300м.

Разработку пласта Б2 предусматривалось вести пятью добывающими и одной нагнетательной скважинами, пласта В1 – десятью добывающими и тремя нагнетательными скважинами, пласта В2 - семью добывающими и одной нагнетательной скважинами, пласта Дл – восемью добывающими и двумя нагнетательными скважинами.

Позже, в результате поисково-разведочного бурения на ранее выявленных поднятиях, а также в результате исследования ранее пробуренных скважин были выделены залежи с промышленными запасами нефти в пластах О2, О3, О4.

---