Файл: Аттестационная работа содержит Список литературы включает.docx
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 61
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Рисунок 1.3. – Самотлорское месторождение. Схема районирования локальных структур
С момента выполнения и утверждения проекта разработки месторождения запасы углеводородов в нем пересматривались трижды.
Согласно протоколу ФАН от 2008 года были рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB11-2, AB13 (Усть-Вахская площадь, скв. 170П), БВ101-2 (Мыхпайская площадь, скв. 1157Е-2) и ЮВ1 (Мартовская залежь, р-он скважины 39988).
Начальные геологические запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ и числящиеся на начало 2008 года составляют по категории АВС1- 7118942 тысяч тонн, категории С2-106746 тысяч тонн.
Запасы растворенного газа составляют по категории 516117 миллион кубометров, категории С2 7893 миллион кубометров.
Согласно утвержденным ГКЗ РФ извлекаемые запасы нефти составляет по категории 3574168 тысяч тонн, а по категории С2 33255 тысяч тонн.
Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки указаны на рисунке 1.4.
Рисунок 1.4. - Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка.
Как видно из рисунка 1.4. крупнейшим на месторождении является объект БВ8, с долей в 35 процентов из начальных извлекаемых запасов месторождения, а на долю группы пластов АВ (АВ2-3 и АВ4-5) содержат 15% и 23 % соответственно из суммарных начальных извлекаемых запасов.
Распределение остаточных запасов месторождения приведено на рисунке 1.5.
Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточены на объекте АВ1 1-2 – 33 % от общего количество запасов и в повышении эффективности разработки именно этого объекта будет в значительной степени технологические показатели месторождения в дальнейшем. От 12 до 16 процентов распределения остаточных запасов приходится на пласты группы АВ (АВ1 3, АВ2-3, АВ4-5) и объект БВ8.
Рисунок 1.5 - Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка.
По составу группы нефти месторождения относятся к смешанному типу с преобладанием метановых которые составляют около 40-50 процентов и примерно равным соотношением нафтеновых и ароматических углеводородов. По своим товарным свойствам нефти относятся к классу высокосернистых и подклассу малосмолистых горизонты ЮВ1-БВ10 и смолистых в остальных в остальных горизонтах.
Все горизонты по содержанию в нефти парафина за исключением горизонтов АВ4-5 относятся к высокопарафинистым. Нефти горизонтов АВ4-5 в свою очередь относят к умеренно парафинистым.
По газонасыщенности пластовых нефтей показания составляют 104 – 107 м3/м3, а вязкость нейти в пластовых условиях равна практически 1.7 мПа*с.
Пластовые воды горизонтов месторождения относятся к хлоркальциевому типу с довольно высоким содержанием в них ионов кальция и низким гидрокарбонатным содержанием.
В целях поддержания пластового давления используются поверхностные воды, которые привели к тому что сформировались нестабильные воды. Результатом этого является отложение карбонатных солей на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти.
Состав нефти, пластовых вод, а также газов по залежам, пластам, основные физические свойства пластовых флюидов представлены в таблицах 1-3.
Таблица 1. - Физико-химические свойства пластовой нефти и фракционный состав разгазированной нефти.
| Наименование | АВ1 | АВ11-2 | АВ13 | АВ2-3 | АВ4-5 | АВ6- | БВ80 | БВ81-2 | БВ83 | БВ 0 10 | БВ 1-2 10 | ЮВ1 |
| Плотность При 20°С, кг/м³ | 853 | 842 | 854 | 853 | 884 | 872 | 842 | 846 | 842 | 842 | 842 | 855 |
| Вязкость При 20°С, мПа·с | 8,3 | 5,6 | 7,5 | 7,5 | 18,2 | 10,3 | 5,3 | 5,8 | 5,6 | 4,6 | 4,6 | 7,3 |
| Газовый фактор, м³/т | 68,2 | 64,4 | 81,9 | 68,7 | 55,8 | - | 70,5 | 70,5 | 70,5 | 71,2 | 71,2 | 69,8 |
| Давление насыщения, МПа | 10,3 | 8,4 | 10,7 | 11,6 | 13,3 | - | 10,1 | 10,3 | 10,6 | 10,4 | 10,2 | 10,4 |
| Содержание, %: | | | | | | | | | | | | |
| Серы | 1,4 | 1 | 1,2 | 1,1 | 1,3 | - | 1,2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 0,9 |
| Смол | 5,5 | 4,8 | 5,3 | 6 | 6,8 | 3,8 | 4,9 | 5,3 | 5,3 | 4,4 | 4,4 | 6,7 |
| Асфальтенов | 1 | 1,7 | 1,7 | 2 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,4 | 1,4 | 1,5 | 1,5 | 1,9 |
| Парафина | - | - | 3,8 | 4 | 1,9 | 2,7 | 4,6 | 3,6 | 3,6 | 3,5 | 3,5 | 3,1 |
| Начало кипения, ºС | 65 | 57 | 63 | 52 | 75 | 86 | 55 | 55 | 55 | 52 | 52 | 84 |
| Фракцион ный состав, %, до ºС:100 | 6 | 5,5 | 6 | 7,5 | 3,5 | 1 | 7 | 7 | 7 | 7 | 7 | 2 |
| 200 | 28 | 29,5 | 28 | 28,5 | 21,5 | 25 | 31 | 30,5 | 30,5 | 31,5 | 31,5 | 28 |
| 300 | 50 | 50,5 | 49,5 | 50 | 43,5 | 45 | 54 | 52 | 52 | 54 | 54 | 52 |
Таблица 2 - Свойства и компонентный состав газа.
| Наименование | АВ1 | АВ11-2 | АВ13 | АВ2-3 | АВ4-5 | БВ80 | БВ81-2 | БВ83 | БВ10 | ЮВ1 |
| Относительная плотность | 0,84 | 0,93 | 0,87 | 0,86 | 0,756 | 0,94 | 0,93 | 0,92 | 0,91 | 0,89 |
| Молекулярная масса | 20 | 22 | 20,6 | 20,6 | 18,2 | 22 | 22 | 22 | 21,9 | 21,3 |
| Диоксида углерода | 0,14 | 0,17 | 0,18 | 0,19 | 1,28 | 0,28 | 0,36 | 0,3 | 0,31 | 0,62 |
| Азота | 1,01 | 1,25 | 1,06 | 0,88 | 0,23 | 1,22 | 1,66 | 1,4 | 1,61 | 2,31 |
| Метана | 85,8 | 82,9 | 83,8 | 84,6 | 93,4 | 77,8 | 77,1 | 78,5 | 78,7 | 80,1 |
| Этана | 3,4 | 4,19 | 3,69 | 3,67 | 1,24 | 5,7 | 6,67 | 5,64 | 6,17 | 5,69 |
| Пропана | 5,03 | 6,14 | 6,22 | 5,81 | 1,46 | 9,37 | 8,77 | 8,5 | 7,75 | 6,53 |
Таблица 3. - Свойства и состав воды по пластам
| Параметр | АВ1 | АВ2-3 | АВ4-5 | АВ6-7 | БВ8 | БВ10 | ЮВ1 |
| Плотность в пластовых условиях, кг/м³ | 1004 | 1008 | 1009 | 1009 | 1018 | 1004 | 997 |
| Общая минерализация, г/л | 19,3 | 25,0 | 25,6 | 22,9 | 27,4 | 29 | 26,6 |
| Вязкость в пластовых условиях, мПа·с | 0,51 | 0,51 | 0,51 | 0,52 | 0,44 | 0,43 | 0,4 |
| Газосодержание, м³/т | 2,22 | 2,12 | 2,14 | 2,1 | 2,43 | 2,44 | 2,43 |
В качестве выводов можно отметить довольно слабую изученность пластовых флюидов в целом по всему месторождению. Параметры, которые были выбраны в процессе подсчета запасов являются недостаточно полно обоснованными материалами изучения продукции скважин.
В целях повышения надежности прогнозируемых технических и экономических показателей разработки нужно предусмотреть первоочередной комплекс организационных и технических мероприятий по обеспечению отбора и исследования глубинных проб и повышения достоверности исходных параметров продукции скважин.
Глава 2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
2.1 Анализ показателей разработки объекта Самотлорского месторождения.
На текущий момент в границах участка в эксплуатации находятся 18 объектов разработки, которые разрабатываются и находятся на разных стадиях разработки. Рассмотрим некоторые из них:
- Объект АВ1-2. Семиточечная и обращенная система разработки. Расстояния между скважинами в ней в диапазоне от 400 до 600 километров.
- Объект АВ1 3. Система разработки является рядной с 3 и 5 эксплуатационными рядами с его переходом к блочно-замкнутой.
- Объект АВ2-3. Система разработки объекта аналогична системе разработки объекта АВ1 3, которая трансформировалась в блочную с процессом эксплуатации. Чтобы отсечь газовую шапку на объекте было организовано барьерное заводнение в виде 2 кольцевых рядом нагнетательных скважин в подгазовую зону. Для интенсификации системы заводнения в зонах, относящихся к низкопродуктивным предусмотрены очаговые скважины.
- Объект АВ4-5. Система разработки аналогичная системе разработки объекта АВ1 3.
- Объект АВ6-8. Данный объект разработки относится к разряду малых и зависимых объектов в которой нет какой-либо определенной системы расположения скважин. Система воздействия на пласт характеризуется как очагово-избирательная.
- Объект БВ0-4. Объект также можно отнести в разряд малых и зависимых, разработка которой ведется на естественном режиме без поддержания пластового давления.
- Объект БВ7. Объект относится к малым и зависимым, и разработка ведется при помощи одной добывающей скважины.
- Объект БВ8. Система разработки является блоковой трех или пятирядной, а в низкопродуктивных зонах БВ0 и БВ3 используется семиточечная площадная система которая усилена очаговым избирательным заводнением.
- Объект БВ10. Система разработки является блоковой с тремя и пятью эксплуатационными рядами, которая трансформировалась в однорядную систему с усилением через очаговые скважины.
- Объект БВ16-22. Система разработки является блоковой трехрядной.
- Объект ЮВ1. Система разработки является аналогичной объекта БВ