Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
1.3 Геолого-физическая характеристика месторождения Всего на месторождении выявлено шесть залежей: одна газовая (палеоген), три газоконденсатных (альб, апт и келловей) и две нефтегазоконденсатные (неокомский надъярус и волжский ярус). Основными эксплуатационными объектами являются нефтегазоконденсатные (НГК) залежи неокомского надъяруса (К1пс) и волжского яруса (J3v), которые представлены на рисунке 1.2. Залежь неокомского надъяруса пластовая сводовая. Ее размеры 20,4x4,8 км, в том числе газовой шапки - 19,1x4,2 км. Высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности - 101,7 м. Залежь приурочена к терригенной толще, условно разделенной на три пласта-коллектора. Пласт I сложен преимущественно песчаниками, пласты II, III -алевролитами. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность - 12. Проницаемость пластов-коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем 11 равна 0,128 мкм2, газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м. Залежь волжского яруса неполнопластовая сводовая. Ее размеры 5,7x2,3 км, в том числе газовой шапки 3,2x1,7 км, высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности -17,2 м Залежь приурочена к карбонатным отложениям. В кровле пласты представлены каверново-поровыми и неравномерно-поровыми доломитами и известняками, обладающими хорошими коллекторскими свойствами. В подошве волжского яруса залегают плотные доломитизиро ванные известняки. Коэффициент эффективной толщины равен 0,92, расчлененность - 2. Проницаемость пластов-коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем составляет 0,013 мкм2, газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м.  Рисунок 1.2 – Структурная карта по нефтегазоносным горизонтам12 1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов Нефти неокомского надъяруса и волжского яруса в пластовых условиях легкие (плотность 807-810 кг/м3), маловязкие (0,52-0,46 мПа-с), с газосодержанием 107,8-118 м3/т. Давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому на газонефтяном контакте (ГНК) и составляет 16,5-16,6 МПа. Массовое содержание смол в нефти равно 2,7%, асфальтенов 0,1 %, парафинов 9%, солей 10%, механических примесей 0,05%. Температура плавления парафина равна 54 оС. Объёмный выход фракций до 100 оС равен 6%, до 200 оС – 28%, до 300 оС – 52%, до 350 оС – 66%. Газ неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: коэффициент сверхсжимаемости (z) – 0,89, объёмный коэффициент – 0,00633, плотность в условиях пласта – 115,9 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 0,013 мПа*с, теплоемкость – 60,5 Дж/оС, молекулярная масса – 19,3 г/моль. Пластовый газ состоит из: двуокиси углерода 0,32%, азота 1,46%, метана 89,14%, этана 4,66%, пропана 1,73%, изобутана 0,25%, н-бутана 0,57%, изопентана 0,20%, н пентана 0,27%, изогексана 0,15%, н-гексана 0,22%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 1,03%. Газовый конденсат неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: плотность (стандартные условия) – 722 кг/м3, вязкость (стандартные условия) – 0,54 мПа*с, молекулярная масса – 108 г/моль. Пластовый газовый конденсат состоит из: двуокиси углерода 0,11%, азота 0,08%, метана 14,83%, этана 4,24%, пропана 4,63%, изобутана 1,68%, н-бутана 5,2%, изопентана 3,29%, н-пентана 5,51%, изогексана 3,99%, н-гексана 7,38%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 49,06%. 1.5 Запасы нефти, газа, КИН Запасы по категориям 3Р (доказанные, вероятные и возможные) оцениваются в 570 млн баррелей нефтяного эквивалента. Извлекаемые запасы оцениваются в 28,8 млн тонн нефти и 63,3 млрд куб. м газа. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 2,3 млн. тонн в год и 1,2 млрд. куб. м газа в год. Разработка месторождения в соответствии с проектным 13 вариантом позволит достигнуть конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 30 %. 1.6 Осложняющие факторы разработки месторождения Главная и очевидная проблема разработки месторождения им. Ю. Корчагина - прорывы газа из газовой шапки в добывающие скважины. Этому способствуют высокая по сравнению с нефтью подвижность газа и большой запас потенциальной энергии. Расположение месторождения им. Ю. Корчагина на шельфе является дополнительным осложняющим фактором его освоения. Разработка и эксплуатация шельфовых месторождений намного сложнее и затратнее, чем месторождений суши. Добываемую жидкость, как правило, приходится обрабатывать на платформе. Экологические требования при этом существенно жестче, чем на суше. Все это вносит значительные затраты в разработку. Кроме того, месторождение им. Ю. Корчагина расположено в регионе с неустановившимся сейсмическим режимом. На него оказывают воздействие: с юго-запада – Махачкалинская, а с юго-востока – Мангышлакская сейсмоактивные зоны, где сила землетрясений достигает 6-8 баллов, а в эпицентре – свыше 9 баллов по шкале MSK-64. По данным Объединенного института физики Земли РАН, сейсмическая опасность района работ составляет 4-5 баллов. Интенсивность сейсмической активности снижается с юго-запада на северо-восток. Фоновая сейсмичность по шкале МSК-64 один раз в 100, 500 и 1000 лет составляет 4, 5 и 6 баллов соответственно. 14 2 Технологическая часть 2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом На месторождении им. Ю. Корчагина на основании утвержденного проектного документа ведется разработка нефтегазоконденсатных залежей в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса. Месторождение им. Ю. Корчагина введено в разработку в апреле 2010г. Первой введена в разработку залежь волжского яруса. В апреле-июне 2010г. проводились пуско-наладочные работы технологического комплекса подготовки нефти, с июля 2010г. ведется полномасштабная добыча УВ. Залежь неокомского надъяруса введена в разработку в июне 2011г. Разработка месторождения осуществляется скважинами с горизонтальным завершением ствола. Скважины волжского яруса оборудованы перфорированными трубами, а скважины неокомского надъяруса – песочными фильтрами. Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда на 01.01.2017г. приводятся в таблицах 2.1, 2.2. Как видно из приведенных таблиц 2.1, 2.2 разбуривание месторождения еще не завершено и ведется близко к утвержденному варианту. Согласно ему, в целях минимизации геологических рисков, связанных с проводкой горизонтальных скважин в условиях большой геологической неопределенности залежи неокомского надъяруса, предусмотрено равномерное радиальное размещение по площади добывающих скважин с длиной горизонтального ствола до 6,5 км вблизи ВНК, параллельно его поверхности. 15 Таблица 2.1 – Состояние реализации проектного фонда скважин месторождения им. Ю. Корчагина на 01.01.2017 г.
16 Таблица 2.2 – Характеристика фонда скважин месторождения им. Ю. Корчагина на 01.01.2017г.
17 При этом, как и предусмотрено проектным документом, траектория каждой последующей скважины уточняется не только по результатам пробуренных, но и непосредственно в процессе бурения - в режиме реального времени с использованием геонавигационного оборудования. Это обеспечивает своевременный контроль за изменением структурных характеристик и формационного состава целевых объектов. Полученная информация используется для обновления геологической и геомеханической модели для более эффективного планирования траекторий последующих скважин. Общий фонд пробуренных на месторождении скважин составляет 17, из которых 10 находятся в добывающем фонде, одна водонагнетательная, две газонагнетательные и четыре поисково-оценочные скважины (1, 2, 3, 5- Широтные). Все добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом. Поисково-оценочные скважины ликвидированы согласно требованиям техники безопасности эксплуатации на море. По эксплуатационным объектам скважины распределены следующим образом: - на залежи волжского яруса – три добывающие (скважины 11, 12, 14) и одна водонагнетательная (ВП-2); - на залежи неокома – семь добывающих (скважины 104, 107, 109, 110, 113, 114, 116) и две газонагнетательные (скважины G-1, G-1bis). В отличие от проектного документа, в котором для обратной закачки газа предусмотрено бурение одной газонагнетательной скважины на газовую шапку неокома, по факту пробурены две газонагнетательные скважины. Необходимость второй скважины (пробурена в апреле 2012г.) связана с увеличением объемов газа под обратную закачку из-за более интенсивного прорыва газа в добывающие скважины, чем ожидалось и тем, что давление на устье скважины G-1 достигло максимально допустимого (16 МПа). Так, по состоянию на 01.01.2017г. проектный суммарный отбор газа (растворенного и прорывного) должен был составлять 451 млн.м3, фактически отобрано 1 408 млн.м3газа, в том числе 134 млн.м3 растворенного и 1 274 млн.м3 18 прорывного газа. Накопленный объем газа, закачанный в газовую шапку неокома, составляет 1 240.8 млн.м3. Результаты изучения причин и источников прорыва газа свидетельствуют о том, что между залежами неокомского надъяруса и волжского яруса существует более тесная гидродинамическая связь через возможные зоны разуплотнения, приуроченные к покрышке между ними. Сначала математическое моделирование, а затем и результаты трассерных исследований, подтвердили это. Так, присутствие трассеров, закачанных с водой в скважину ВП-2 (волжский) и с газом в скважину G-1 (неоком), зафиксировано в продукции добывающих скважин 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104. Для закачки добываемой пластовой воды в водоносную зону на залежи волжского яруса в августе 2010г. введена в эксплуатацию водонагнетательная скважина ВП-2. Накопленный объем закачанной в волжский ярус воды составляет 245.7 тыс.м3, в т.ч. 10.196 тыс.м3воды, отобранной из водоносного пласта залежи неокома месторождения им. В. Филановского. В целом по месторождению за весь период эксплуатации отобрано 1 186.2 тыс.т нефти, 1 425.1 тыс.т жидкости и 1 408.1 млн.м3газа, в том числе растворенного 133.8 млн.м3, прорывного 1 274.3 млн.м3. На конец 2012 года (декабрь) газовый фактор составляет 950 м3/т, обводненность продукции 13.7% при среднегодовых значениях 1 105 м3/т и 17.9 %. Снижение этих показателей обусловлено вводом новых скважин. Начальные извлекаемые запасы нефти 28 669 тыс.т. выработаны на 4.1%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0.014. Запасы газа газовых шапок залежей неокома и волжского, составляющие 32.4 млрд м3, выработаны на 4.2%. На месторождении осуществляется постоянный мониторинг разработки, выполняется программа исследовательских работ. |