Курсовая работа Даниловское месторождение г.Урай ТПП Урайнефтегаз. Курсовой проект 2. 1. 1 Географическое расположение
 Скачать 1.69 Mb.
|
|
1.3 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов Физико-химические свойства нефти и растворенного газа по залежам Даниловского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб пластовой нефти и газа. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважин, пластовые – пробоотборниками ПД-3М и ВПП-300, спускаемыми в насосно-компрессорные трубы. Исследования проб углеводородов, отобранных в процессе поисково-разведочных работ, проводились Центральной лабораторией (ЦЛ) Главтюменьгеологии, на стадии разработки месторождения - специализированной лабораторией Сибирского научно-иследовательского института нефтяной промышленности (СИ), центральной научно-исследовательской лабораторией (ЦНИЛ) производственного объединения «Красноленинскнефтегаз» Главтюменнефтегаза, специализированной лабораторией цеха научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» ТПП «Урайнефтегаз». Исследования, осуществляемые непосредственно на скважинах (замеры давлений, температуры, газового фактора), дополнялись последующим детальным изучением отобранных проб в процессе испытания в лабораторных условиях, включающих определение физико-химических свойств нефти, компонентного состава нефти и газа. Величины пластовых давлений, замеренных при отборе глубинных проб, находятся в пределах от 15.1 МПа до 19.4 МПа (по пласту П1). Пластовая температура изменяется соответственно от 68оС до 78оС. Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем диаметре штуцера. Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации пластовой смеси, а также устьевых проб, отобранных при испытании скважин. На Даниловском месторождении выделено 4 основных продуктивных пласта: П1, П2, Т и КВ. Объем выполненных исследований по изучению флюидов глубинными и поверхностными пробами нефти по состоянию на 2012 г. представлен в таблице 2 Флюиды, отобранные в пластовых условиях исследовались на установках типа УИПИ-2 и АСМ-300. Изучение физико-химических свойств нефти и газа проводилось двумя методами: однократным (стандартный) разгазированием и дифференциальным (ступенчатым) разгазированием. Таблица 2 - Объем проведенных исследований нефти и растворенного газа по продуктивным пластам
Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Даниловского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб (пробы, отобранные на глубине залегания пласта, под пластовым давлением и при пластовой температуре в контейнеры высокого давления). Всего на месторождении проанализировано 161 поверхностных и 71 глубинных проб нефти, 50 глубинных проб растворенного газа и 48 проб углеводородного состава нефти. Нефть горизонта П1 охарактеризована 62 поверхностными пробами (13 – проб забраковано) и 38 глубинными пробами (13 – некачественные). Нефть пласта П2 охарактеризована 20 поверхностными пробами (10 – отбраковано), и 11 глубинными пробами (7 – некачественные). Нефть пласта Т охарактеризована 38 поверхностными пробами (15 – некачественные) и 8 глубинными пробами (2 – отбраковано). Нефть горизонта КВ охарактеризована 41 поверхностными пробами (7 – некачественные) и 14 глубинными пробами (7 – отбраковано). В целом по разрезу Даниловского месторождения наблюдается закономерное распределение основных параметров, характерное для месторождений данного района. Нефти продуктивных пластов Даниловского месторождения в целом мало отличаются по плотности, содержанию серы, смол, парафинов, содержанию легких фракций. Нефтяной газ в основном метанового состава. При близости ВНК происходит резкое возрастание плотности в виду биохимического воздействия нефти с законтурными водами. Сведения о запасах углеводородов Начальные запасы нефти и растворенного газа, утвержденные ГКЗ Запасы нефти, растворенного и свободного газа по Даниловскому месторождению утверждены в 2012 году ФГУ ГКЗ РФ (протокол № 1574 от 30.03.2012г). Геологические и извлекаемые запасы нефти, с учетом состояния изученности и эксплуатации месторождения, оценены по категориям «А», «С1» и «С2» утверждены по месторождению в целом в количестве 125082 тыс.т геологических, 48256 тыс.т извлекаемых, в том числе: по категориям АС1 - 124768 тыс.т (99.7 %)/ 48182 тыс.т; С2 - 314 тыс.т (0.3 %)/ 74 тыс.т; по пластам П1 - 51225 тыс.т (41 %)/ 24772 тыс.т; П2 - 23501 тыс.т (19 %)/ 9610 тыс.т; Т - 18301 тыс.т (15 %)/ 5844 тыс.т; КВ - 32055 тыс.т (25 %)/ 8030 тыс.т. по зонам насыщения чнз - 110973 тыс.т (89 %)/ 43590 тыс.т; внз - 14109 тыс.т.(11 %)/ 4666 тыс.т; по лицензионным участкам Даниловский - 121028 тыс.т (97 %)/ 46818 тыс.т; Сев.-Даниловский - 4054 тыс.т (3 %)/ 1438 тыс.т. Доля запасов месторождения, оцененная по категории «С2» незначительна и составляет всего 0.3 % от суммарных геологических запасов нефти месторождения (рисунок 3).  Рисунок 3- Распределение геологических запасов нефти по категориям запасов Распределение геологических запасов нефти по продуктивным пластам представлено на рисунке 4.  Рисунок 4- Распределение геологических запасов нефти по продуктивным пластам Анализ распределения геологических запасов по зонам насыщения показал, что 89 % от общих геологических запасов нефти месторождения сосредоточено в чисто-нефтяных зонах залежей продуктивных пластов (рисунок 5).  Рисунок 5- Распределение геологических запасов нефти по зонам насыщения Коэффициенты нефтеизвлечения, утвержденные для продуктивных пластов месторождения, составляют: пласт П1 – категория АС1 - 0.484; пласт П2 – категория АС1 - 0.409; пласт Т – категория АС1 - 0.319; отложения КB – категория АС1 - 0.251; категория С2 - 0.236. Начальные геологические и извлекаемые запасы растворенного газа по Даниловскому месторождению утверждены ФГУ ГКЗ РФ по сумме категорий АС1+С2 в количествах - 7104 млн.м3/ 3039 млн.м3, в том числе: АС1 - 7085 млн.м3/ 3035 млн.м3, С2 - 19 млн.м3/ 4 млн.м3. Начальные геологические запасы свободного газа подсчитаны в границах двух залежей отложений КВ (Западная и Южная) в количестве 620 млн.м3. Относительно утвержденных ГКЗ остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти месторождения по состоянию на 1.01.2012 г составляют 88493 тыс.т (70,7 % от начальных) и 11667 тыс.т (24,2 % от начальных), соответственно. Таблица 3- Текущие запасы нефти по пластам
2. Анализ Состояния разработки месторождения 2.1 Анализ показателей разработки месторождения Даниловское месторождение разрабатывается с 1977 года и в настоящее время находится в IV стадии разработки, но с относительно стабильным уровнем добычи. Эксплуатационное разбуривание по проектной сетке происходило непрерывно с 1977 по 1997 годы, основной объем бурения приходится на 1982 – 1986 годы (55% фонда). В настоящее время эксплуатационное бурение на месторождении завершено. По состоянию на 1.01.2012 года фонд скважин месторождения составляет 661 единицу (462 добывающих и 199 нагнетательных). В соответствии с геологическим строением месторождения для анализа выделено 11 участков месторождения (участки 1-3 находятся на северо-востоке месторождения, участки с 4 по 8 – в центральной части месторождения и с 9 по 11 – в западной части), рисунок 6.  Рисунок 6– Схема участков Даниловского месторождения Наибольший процент накопленной добычи нефти приходится на скважины 3 участка (21.2 % или 7758.8 тыс.т), наименьший (3.2%) – на 1 участке (1182.9 тыс.т). По остальным участкам накопленная добыча нефти составила от 4% (5 участок) до 17.5% (2 участок) от общей, рис. 7  Рисунок 7 – Распределение накопленной добычи нефти по участкам Максимальный темп отбора от НИЗ 4.6 % достигнут в период 1984 -1986 годах при отборе от НИЗ 19 – 28 % (рис.7).   Рисунок 8 - Зависимость КИН и отборов Рисунок7– Темп отбора от НИЗ обводненности Средний дебит жидкости в целом по месторождению равен 97.8 т/сут, изменяясь по участкам от 54.2 т/сут (5 участок) до 150.3 т/сут (2 участок). В процессе эксплуатации дебит жидкости увеличивался на всех участках месторождения, увеличение его связано с применением физико-химических методов интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи пластов. Наибольший уровень добычи нефти (2130 тыс.т) наблюдался в 1985 году (период основного бурения), рис. 9.  Рисунок 9– Динамика фонда добывающих скважин, эксплуатационного бурения Текущее состояние разработки месторождения характеризуется обводненностью продукции 94.4%. Основная причина обводнения скважин – закачка воды в пласт. В динамике обводненности продукции (рис.4.2.8) можно выделить несколько этапов: - 1977 - 1979 годы – безводный период эксплуатации (<2% воды); - 1980 - 1994 годы период интенсивного роста (до 82% воды); - 1995 – 1998 годы период стабилизации на уровне 82-83%; - 1999 – 2011 годы – период замедленного роста. Формирование системы поддержания пластового давления начато в 1978 году – практически одновременно с началом его эксплуатации (на естественном режиме добыто 468 тыс.т нефти, 1.3% от общей добычи). Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2012 года в продуктивные пласты закачано 217363.8 тыс.м3 воды при накопленном отборе жидкости 183131.3 тыс.т. Максимальная накопленная закачка по 2 участку, которая составляет 24% от общей, минимальная – на 5 участке (2.8%). Среднее пластовое давление по состоянию на 1.01.2012 года составляет 16.2 МПа, что ниже первоначального на 1.2 МПа. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||