Преддиплом. Преддиплом.практ. 1 геологический раздел общие сведения о Татышлинском месторождении
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
1.4 Запасы углеводородов Запасы нефти и газа по Татышлинскому месторождению впервые были утверждены ГКЗ СССР по категории С2 для пластов терригенного девона (протокол № 3336 от 12.05.1961 г.). Подсчет запасов по категориям С1 и С2 выполнен по состоянию изученности на 01.11.1968 г. на базе проведенных разведочных работ (32 поисково-разведочные скважины) 1961–1968 гг. Помимо отложений терригенного девона в подсчет были включены отложения среднего карбона (серпуховский и башкирский ярусы), терригенной толщи нижнего карбона, турнейского яруса, а также запасы свободного газа в отложениях верейского горизонта. Запасы нефти и газа утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5742 от 08.08.1969 г.). В 1990 г. был выполнен новый подсчет запасов по продуктивным пачкам среднего карбона и серпуховского яруса, пластам терригенной толщи нижнего карбона, карбонатам турнейского и фаменского ярусов и терригенной толщи девона. По сравнению с подсчетом запасов 1968 г. к перечню объектов подсчета добавились пачки К4 и В2, Dфм2, Dфм3, Dфм4. Пласт СVI0 разделен на три: СVI0.1, CVI0.2, CVI0.3 и в составе пласта СVI бобриковского горизонта вместо двух пластов CVI.1 и CVI.2 выделено четыре раздельных пласта CVI.1, CVI.2, CVI.3 и CVI.4. Запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ СССР (протокол № 75 от 31.07.1992 г.). Подсчётные параметры, запасы нефти и растворенного газа Татышлинского месторождения представлены в таблице 2.11. В действующем ПТД по всем объектам были утверждены более высокие КИН, поставленные на государственный баланс в рамках оперативного изменения извлекаемых запасов. Таким образом, начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют по категориям С1/С2 – 45660 / 2781 тыс.т, начальные извлекаемые - 21657 / 1147 тыс.т соответственно. Основные запасы нефти сосредоточены в отложениях ТТНК, ТТД и турнейского яруса. Свободный газ сосредоточен в пачках Скш4 и Св3. Начальные запасы свободного газа составляют 319 млн м3, остаточные 319 млн м3 (отбор газа не производился). Состояние текущих запасов нефти, числящихся на государственном балансе и утвержденных ГКЗ Роснедра приводится в таблице 2.12. В таблице 2.13 представлено состояние запасов свободного газа на 01.01.2015 г.
Физико-химические свойства нефти, газа, воды Пластовые нефти Татышлинского месторождения изучены по 18 пробам из 17 скважин. Средние показатели свойств пластовой нефти по продуктивным пластам и пачкам приведены на таблице 1.1. Табл. 1.1 Свойства пластовой нефти и пластовой воды Татышлинского месторождения
В поверхностных условиях отобрано 46 проб из 43 скважин, средние значения параметров, характеризующих нефть каждого пласта, приведены в таблице 1.2. По поверхностным пробам нефти всех продуктивных пластов и пачек сернистые, парафинистые, смолистые. Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти
Состав попутных нефтяных газов исследован в процессе сепарации глубинных проб нефти при атмосферных условиях. Состав газов по продуктивным пластам и пачкам достаточно близок. Плотность газов изменяется от 1.017 до 1.543 кг/м3. В газах в углеводородной части преобладающими являются метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов. Водоносные горизонты на Татышлинском месторождении установлены почти по всему разрезу. В целом по разрезу наблюдается увеличение с глубиной метаморфизации вод, воды относятся в основном к хлоркальциевому типу. В водах в отдельных пробах обнаружено содержание йода (3.17-20.3 мг/л), брома (314.4-852.48 мг/л), окиси бора (65.9- 91.2 мг/л). Нефти Татышлинского месторождения тяжелые, высокосернистые, парафинистые, смолистые и высокосмолистые. Газы жирные, концентрация азота в молярных долях изменяется от 2.50 до 18.35% мол. Запасы нефти и газа Запасы нефти и газа по Татышлинскому месторождению впервые были утверждены ГКЗ СССР по категории С2 для пластов терригенного девона (протокол №3336 от 12.05.1961 г.). Начальные запасы нефти по продуктивным объектам: средний карбон - 4949/1169 тыс.т; ТТНК - 16825/6251 тыс.т; турнейский ярус - 9322/1399 тыс.т; заволжский надгоризонт - 322/32 тыс.т; фаменский ярус - 1902/191 тыс.т; ТТД - 12340/1663 тыс.т. Основные запасы нефти сосредоточены в отложениях ТТНК, ТТД и турнейского яруса. Количественно доля запасов нефти, которая может быть извлечена, определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН). Разработка Татышлинского месторождения с точки зрения КИН отличается сложностью, которая связана с рядом особенностей: - наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов (до 7); - резкой зональной неоднородностью. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15% площади месторождения; - высокой вязкостью нефти в пластовых условиях; - низкой газонасыщенностью нефти; - наличием больших по площади водонефтяных зон в основных пластах. Разработка пластов ведется при водонапорном режиме. Заводнение пластов, как средство повышения нефтеизвлечения, несмотря на высокую вязкость, было запроектировано из-за низкой активности контурных зон и низкой газонасыщенности. 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Текущее состояние разработки Татышлинского месторождения На территории Татышлинского месторождения разработки ведутся в трех нефтенасыщенных комплексах: отложения девона (фаменский ярус, кыновский, пашийский и муллинский горизонты), терригенные отложения нижнего карбона (тульский, бобриковский и радаевский горизонты, турнейский ярус), карбонаты среднего карбона (каширский и верейский горизонты, башкирский ярус, серпуховский ярус). По данным исследования на месторождении выделено 169 нефтяных и 5 газовых залежей. В настоящее время в разработке находятся основные залежи нефти в терригенной толще девона (10 залежей ), в фаменском ярусе (7 залежей), в заволжском надгоризонте (1 залежь ), в турнейском ярусе (3 залежи), в терригенной толще нижнего карбона (86 залежей ) и в башкирском ярусе среднего карбона (4 залежи нефти), то есть всего 111 залежей нефти. В 2009 году добыча нефти осуществлялась из залежей нефти башкирского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), турнейского яруса, заволжского надгоризонта, фаменского яруса и терригенной толщи девонских отложений (ТТД). Средний дебит по нефти по всем действующим на месторождении скважинам в 2009 году составил 2,94 т/сут, обеспечивая суточную добычу нефти в размере 760 т. С дебитами по нефти менее 2,0 т/сут в эксплуатации находились 157 добывающих скважин, а с дебитами по нефти выше 2,0 т/сут - 113 скважин. Средний дебит всех скважин по жидкости в 2009 составлял 9,2 т/сут. С дебитами скважин по жидкости более 10,0 т/сут работали 64 скважины, что составляет 23,7 % от всего действующего добывающего фонда скважин.нефти. С дебитами по жидкости менее 10,0 т/сут работали 195 добывающих скважин. При этом, средний дебит по нефти по этим скважинам составилт 4,4 т /сут. Залежи нефти в терригенной толще нижнего карбона являются основным объектом разработки на Татышлинском нефтяном месторождении. В них сосредоточено 16825 тыс.т начальных геологических и 6251 тыс.т начальных извлекаемых запасов нефти по категории АВС1, что составляет 36,85% от всех начальных геологических и 58,39% от всех начальных извлекаемых запасов нефти в целом по месторождению. Пробурено 214 скважин. В декабре 2009 года в эксплуатационном фонде числится 153 добывающих и 35 нагнетательных скважин. Действующий фонд добывающих скважин составлял 145 шт., бездействующий 10 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин – 30 шт, бездействующий – 4 шт. Средние дебиты скважин по нефти и жидкости составили, соответственно, 3,85 и 14,85 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин – 42,7 м3/сут. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||