Южно-Гремячное месторождение. Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан.. 1. общие сведения о районе работ

• Название: 1. общие сведения о районе работ
• Анкор: Южно-Гремячное месторождение
• Дата: 16.06.2022
• Размер: 5.77 Mb.
• Имя файла: Гасайниев И.М. Диплом южно гремячинское месторождение Казахстан..doc
• Тип: Реферат; #596862
• страница: 8 из 16

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Система разработки месторождения

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с уточненным проектным уровнем добычи и объема буровых работ период на 2013-2014 гг., утвержденным Центральной Комиссией по разработке Республики Казахстан (ЦКР РК).

В составленной технологической схеме разработки предусматривалась реализация на I объекте разработки роторно-циклического заводнения по площадной обращенной девятиточечной схеме. Размещение скважин по квадратной сетке 567х567 м.

Общие закономерности в распределении нефти и газа в земной коре. Опыт поисково-разведочных работ на нефть и газ свидетельствует о том, что в осадочном чехле прослеживается определенная вертикальная глубинная зональность фазового состояния углеводородов. До глубины 700-750 метров располагаются в основном газовые скопления, в интервале 750-6500 м нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи и глубже – газовые скопления «сухого» метанового газа. Указанная зональность не универсальна, в ряде нефтегазоносных регионов она не прослеживается. Глубинная вертикальная зональность зависит от режима тектонических движений, фациальных особенностей осадков (морские, континентальные) древних и современных термобарических условий и состава и степени метаморфизма рассеянного органического вещества (РОВ). Отдельными исследователями подмечено, что максимальные запасы углеводородов приходятся на интервал глубин от 1 до 4 км. Такая интервальная концентрация УВ, по-видимому, не соответствует действительности. Это объясняется недостаточной изученностью более глубоких горизонтов. Доказано некоторое уменьшение нефтеносности и увеличение газоносности на глубинах свыше 3,5 км, что необходимо учитывать при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ. Практика Казахстанской нефтяной промышленности показывает, что в недрах Прикаспийской впадины крупнейшие запасы нефти и газа обнаружены на глубинах свыше 3500-4000 м. Большинство геологов считает, что нахождение углеводородов в жидкой и газовой фазе на больших глубинах контролируется геотермией недр. Температура до 2000 С допускает жидкую фазу (нефть) и до 3000С – газообразную (газ и газоконденсат). Но геотермия недр определяется геотермическим градиентом конкретных участков земной коры, от чего одинаковые пластовые температуры соответствуют разным глубинам залегания залежей. Учитывая вышесказанное можно заключить что, обнаружение крупных промышленных скоплений углеводородов на больших глубинах (свыше 7000м) вполне реально. По стратиграфическим комплексам также наблюдается крайне неравномерное распределения нефти и газа. Промышленные скопления нефти и газа выявлены в большинстве стратиграфических комплексов от протерозоя до неогеновых включительно. Четвертичные отложения, несмотря на их достаточную для нефтегазообразования и нефтегазонакопления толщину, не содержат промышленных скоплений углеводородов, кроме непромышленных вторичных. На острове Огурчинском (в Каспийском море) толщина четвертичных отложений достигает 2000 м. Во многих других регионах составляет не менее 1500-2000 м. В них выявлены битумоиды, но капельно-жидкой нефти не установлено. Согласно мнения многих исследователей, рассеянное органическое вещество четвертичных отложений не «дозрело» до образования капельно-жидкой нефти.

Распределение запасов нефти и газа гигантских месторождений мира по стратиграфическим комплексам по А.А. Бакирову показано в таблице 1.

Таблица 1 Стратиграфические комплексы Начальные извлекаемые запасы в %

Нефть % Газ %

N+P неоген+палеоген

K – мел

J – юра

T – триас 0.1 12.9

P, C, D – пермь, карбон, девон 3.7

S, O, Э – силур, ордовик, кембрий 3,1 0,5

Фундамент докембрийский и палеозойский 0,1 0,1

Приведенные в таблице 1 данные, на наш взгляд, по отдельным комплексам устарели. Так, начальные извлекаемые запасы углеводородов средне- и верхнепалеозойских отложений (P,C,D) гигантских месторождений Прикаспийской впадины составляют значительно большую долю в балансе УВ по сравнению с другими нефтегазоносными комплексами. Это можно объяснить специфическим глубинным строением Прикаспийской впадины – глубочайшей депрессии мира.

Возрастное распределение углеводородов в пределах крупных и крупнейших геотектонических элементов выглядит следующим образом. Древние платформы (Восточно-Европейская, Восточно-Сибирская и др.) имеют палеозойское нефтегазонакопление, причем основные запасы углеводородов сосредоточены в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. В кембрийских, ордовикских и силурийских отложениях, а также в мезозое выявлены незначительные запасы нефти, газа и конденсата. Мезозойское, в малой степени кайнозойское и палеозойское нефтегазонакопление, характерно для молодых эпипалеозойских платформ (Туранская, Западно-Сибирская и др.) Основные запасы углеводородов здесь сосредоточены в юрских и меловых породах. Триасовые отложения имеют более скромные запасы УВ, а палеозой и кайнозой содержат незначительное количество УВ.

Смешанное палеозойско-мезозойское, частично кайнозойское нефтегазонакопление имеют окраинные впадины типа Прикаспийской. Прикаспийская нефтегазоносная провинция имеет чрезвычайно широкий возрастной диапазон нефтегазоносности - палеозойско-мезозойско-кайнозойский. Нефтегазоносны здесь девонские, каменноугольные и нижнепермские отложения (подсолевые), верхнепермские, триасовые, юрские, нижнемеловые и неогеновые (надсолевые).

Размещение скважин по квадратной сетке 567х567 м. [1]

Согласно условиям проекта разработки [1], рекомендуемый 4 вариант предусматривает дальнейшее разбуривание месторождения Южно-Гремячинское по квадратной сетке плотностью добывающих скважин 32 га/скв с применением заводнения по обращенной 9-точечной схеме. Темп разбуривания составляет 16 скважин в год. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 3 к 1. Количество скважин для бурения 132 ед., в том числе 100 добывающих (в т.ч. две горизонтальные скважины 130 и 139) и 32 нагнетательных скважины.

Необходимо отметить, что выбранный вариант по основным положениям (система воздействия и плотность сетки) аналогичен базовому варианту (1 вариант), однако он предусматривает улучшение системы внутриконтурного площадного заводнения за счет применения на I объекте разработки метода повышения извлечения нефти с использованием технологии роторно-циклического заводнения, а также бурение двух горизонтальных скважин.

На период разработки Южно-Гремячинское месторождения согласно данным основных исходных технологических характеристик расчетных вариантов, характеристик основного фонда скважин и характеристик основных показателей разработки по отбору жидкости и нефти следует:

- скважины будут эксплуатироваться фонтанным и механизированным способами;

- в эксплуатацию фонтанным способом будут вводиться только скважины, эксплуатирующие I и III объекты разработки;

- эксплуатация скважин с поддержанием пластового давления приводит к прогрессивному увеличению обводненности продукции;

- по всем объектам добывающие скважины будут эксплуатироваться с забойными давлениями на уровне и выше давления насыщения;

- по всем объектам забойное давление в нагнетательных скважинах будет поддерживаться на уровне 0,9Ргидр;

- по всем объектам коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин составит 0,95;

- по всем объектам коэффициент эксплуатации для нагнетательных и добывающих фонтанных скважин составит 0,95, для добывающих механизированных – 0,95;

- по всем объектам коэффициент компенсации отбора закачкой составит 100%.

Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, разрабатывают как один Ю-I горизонт, так Ю-I и Ю-IIА одновременно. Скважины, в которых вскрыты Ю-I и Ю-IIA горизонты, расположены в западной части Южно-Гремячинское месторождения, где распространён Ю-IIA горизонт и по I объекту отмечаются меньшие эффективные нефтенасыщенные толщины и малые дебиты нефти.

Фонд механизированных скважин на 01.01.13 г. составлял 64% от общего числа добывающих скважин. За аналогичный период 2012 г. механизированным способом эксплуатировалось 46% от общего числа добывающих скважин. На 01.01.2010 этот показатель составляет 95%. [1]

Во всех вариантах разработки предусмотрен резервный фонд. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку запасов нефти в отдельных линзах зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения.

Учитывая высокую зональную и послойную неоднородность продуктивных пластов, число резервных скважин должно составлять 10% от основного проектного фонда.

Реализуемая система разработки Южно-Гремячинское месторождения предусматривает следующие условия: фонд скважин составляет 770, в том числе 432 добывающие, 199 нагнетательных, 15 резервных. 21 водозаборная и 3 газовые; выделены четыре эксплуатационных объекта: первый—горизонты М-I + М-II, второй - горизонты Ю-I + Ю-II, третий - горизонт Ю-III, четвертый - горизонт Ю-IV.

Рассчитаем четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки по формулам (2.1.-2.5.)

Параметр плотности сетки скважин SС.

, (2.1.)

где S – площадь нефтеносности месторождения;

n – число скважин на месторождении.

=166801 м2/скв.

1. 
   Параметр Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин n.
   

= =1,3 млн. т/скв. (2.2)

2. 
   Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд.
   

(2.3)

3. 
   Параметр , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин к общему числу.
   

(2.4)

4. 
   Расстояние между скважинами вычисляем по формуле:
   

м (2.5)

Основные показатели разработки Южно-Гремячинское месторождения (контрактной территории) на 31 декабря 2009 года приведены в целом по месторождению и по объектам эксплуатации на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 – Основные показатели разработки на 2009 г на Южно-Гремячинское месторождении

Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 годы приведены на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 – Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 г на Южно-Гремячинское месторождении
За 2009 год из скважин Южно-Гремячинское месторождения было добыто 3223,750 тыс.тонн нефти, 22407,104 тыс.тонн жидкости и 313,054 млн.м3 газа. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 30744,627 тыс.тонн, что составляет 65,4% от начальных извлекаемых запасов. В продуктивные пласты в 2009 году на 31 декабря закачано 19797,035 тыс.м3, накопленная закачка составила – 43166,846 тыс.м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне – 202 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой – 62%.

Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил 18,5 т/сут, по жидкости – 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой продукции 85,6%.

I объект разработки (горизонты М-I+M-II)

На 31.12.09 скважинами I объекта добыто 1026,3 тыс.тонн нефти и 7258,8 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 9377,9 тыс.тонн, что составляет 67,19% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 21,7 т/сут, по жидкости 108,9т/сут, средняя обводненность продукции составила 87,4%, текущая компенсация отборов достигла 46% при закачке воды в объеме 6177,9 тыс.м3, накопленная закачка воды – 14257,3,369 тыс.м3.

II объект (горизонт Ю-I+Ю-II)

За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 14061,2 тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.

Средний дебит скважин по нефти составил 24,0 т/сут, по жидкости 118,8 т/сут, текущая компенсация отборов достигла 68% при закачке воды в объеме 8374,7 тыс.м3, накопленная закачка воды – 15495,6 тыс.м3, средняя обводненность продукции – 88,9%.

III объект (горизонт Ю-III)

Добыча нефти за 2009 год составила 895,6 тыс.тонн и 5988,804 тыс.тонн - добыча жидкости, добыто газа на 31.12.2009 год мая 34,176 млн.м3. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 6866,927 тыс.тонн, что составляет 79,6% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 15,8 т/сут, а по жидкости равен 134,7 т/сут, закачано в пласт 5153,1 тыс.м3 воды, при текущей компенсации отборов – 75%, накопленная закачка воды составила 13413,946 тыс.м3, средняя обводненность продукции – 83,3%.

IV объект (горизонт Ю-IV)

За 2009 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости – 438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 142,6 тыс.тонн, что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости – 78,7 т/сут, средняя обводненность продукции 75,3%.С мая 2002 года разрабатывается без поддержания пластового давления.

На Южно-Гремячинское месторождении установлена промышленная нефтегазоносность в меловых отложениях выделяются два продуктивных горизонта (М-I,М-II) и четыре в юрских (Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV).

По характеру насыщения горизонты М-I и М-II и Ю-III выделяются как нефтяные залежи, горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-IV – нефтегазовые. Залежи относятся к различным типам. Залежи горизонтов М-I, Ю-I, Ю-II, Ю-I- пластовые сводовые, тектонически-экранированные, залежи горизонтов М-2 и Ю- IV массивного типа.

Распределение залежей по утвержденным балансовым и извлекаемым запасам нефти выделяются две сравнительно крупные залежи М-I и Ю-I, они приблизительно одинаковы по запасам и вместе содержат 60% всех балансовых запасов Южно-Гремячинское месторождения. Залежи Ю-II и Ю-III, заключающие около 35% запасов нефти, также мало отличаются по запасам. На долю залежей М-II и Ю- IV приходится около 5% общих запасов нефти месторождения.

В технологической схеме Южно-Гремячинское месторождения, предусматривалось выделение четырех эксплуатационных объектов .

Выделение объектов сделано на основе анализа геологического строения продуктивных горизонтов, определения критерия рациональности объединения горизонтов в один эксплуатационный объект, достижения наибольшего среднего дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного коэффициента нефтеотдачи и существующих технических и технологических возможностей эксплуатации залежей.

В один эксплуатационный объект были выделены меловые залежи, имеющие в отличие от юрских значительно большую вязкость нефти, в значительной степени дегазированные, имеющие небольшой разрыв между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином и более высокую проницаемость коллекторов.

Во второй эксплуатационный вошли залежи верхнеюрских горизонтов Ю-I и Ю-II, имеющие сходную геолого-физическую характеристику коллекторов, единый ВНК, ГНК и свойства насыщающих их флюидов.

Горизонт Ю-3 выделен в самостоятельный третий объект разработки, нефть по свойствам идентична нефти Ю-I и Ю-II горизонтов. Объединение Ю-III горизонта со вторым объектом нецелесообразно, поскольку возникают сложности в обеспечении максимального охвата пластов процессом заводнения.

Горизонт Ю- IV выделен в четвертый объект разработки.