КРС методы совершенствования. Дипломного проекта Совершенствование работ в капитальном ремонте скважин на примере месторождения тпп Урайнефтегаз
 Скачать 0.86 Mb.
|
1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидовВ целом по залежам Сыморьяхского месторождения наблюдается закономерное изменение основных параметров, характерное для месторождений данного района. Растворенные в нефти газы, полученные при контактном разгазировании, для всех пластов однотипны и имеют схожий углеводородный состав. Все извлекаемые из нефти растворенные попутные газы являются жирными. Всего по месторождению на 01.01.2019 проанализировано 33 глубинных пробы нефти из 19 скважин, 389 поверхностных проб нефти из 238 скважин и 1048 проб пластовой воды, отобранных из 281 скважины. Пробы пластовой воды и атмосферной нефти из продуктивных пластов на содержание в них редких микроэлементов не исследованы. Комплексные исследования глубинных и поверхностных проб проводились специализированными службами производственного объединения «Урайнефтегаз», ОАО «СибНИИНП» и в лаборатории пластовых флюидов Центра исследований керна и пластовых флюидов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. Свойства пластовой воды изучались в химико-аналитической лаборатории ТПП «Урайнефтегаз». Исследование проб проводилось по методикам, предусмотренным отраслевым стандартом ОСТ 153-39.2-048 2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». По пробам нефти методами однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составляет 840,5 и 838,0 кг/м3, газосодержание при ступенчатой сепарации 62,5 м3/т, объемный коэффициент 1,213 и 1,179 плотность нефти в условиях пласта 750,6 кг/м3. По результатам анализов поверхностных проб нефть по всему разрезу характеризуется как малосернистая (0,41 %), смолистая (5,84 %), парафинистая (4,30 %). Плотность нефти в среднем составляет 845,2 кг/м3, динамическая вязкость в пластовых условиях варьирует от 3,7 до 7,67 мПа*с, среднее по разрезу составляет 5,37 мПа*с и классифицируются в целом по месторождению, как нефти средние по плотности и маловязкие (в пластовых условиях). Сопоставляя физико-химические характеристики газонасыщенной, разгазированной и отобранной в поверхностных условиях нефти, можно сделать вывод о том, что ее свойства по пластам Т1, Т2 и Т3 сходны и не имеют ярко выраженных различий по плотности, содержанию серы, смол, парафинов, содержанию легких фракций. Из общей оценки изученности флюидов следует, что большая часть глубинных проб отобрана из скважин с совместной эксплуатацией продуктивных пластов. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит (в %): СН4 – 24,78 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 – 16,29 %, диоксида углерода – 0,76 %, азот+редкие – 0,56 %, плотность в пластовых условиях – 750,6 кг/м3; молярная масса пластовой нефти – 127,6 г/моль. Сведения о свойствах дегазированной и пластовой нефти Сыморьяхского месторождения приведены в таблице 2. Таблица 2 – Сведения о свойствах дегазированной и пластовой нефти Сыморьяхского месторождения по состоянию на 01.01.2019.
Подсчет запасов углеводородов Сыморьяхского месторождения с утверждением в ГКЗ проводился дважды. Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа был утвержден в ГКЗ РФ в 1994 году (протокол ГКЗ № 247 от 27.05.1994) по данным бурения 44 поисково-разведочных скважин в пределах Сыморьяхского месторождения. Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти утверждены по категории С1 в объеме 34812/7675 тыс. т, по категории С2 ‒ в объеме 56396/12332 тыс.т. Объекты подсчета запасов ‒ пласты Т1 и Т2 тюменской свиты. Следующий подсчет запасов нефти и газа Сыморьяхского месторождения утвержден в 2008 году (протокол ГКЗ Роснедра № 1822-дсп от 21.12.2008), выполнен по результатам бурения 208 скважин, из них 75 поисково-разведочных и 133 эксплуатационных скважин. В результате переинтерпретации геофизических материалов дополнительно был выделен продуктивный пласт Т3. Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти утверждены по категории ВС1 в объеме 81171/20182 тыс. т, по категории С2 ‒ в объеме 8140/2095 тыс.т. Объекты подсчета запасов ‒ пласты Т1, Т2 и Т3 тюменской свиты. По состоянию на 01.01.2019 на государственном балансе числятся запасы по категории АВ1 в количестве: геологические – 86462 тыс.т, извлекаемые – 21506 тыс.т, КИН – 0,249 (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 86-17 от 19.12.2017). Начальные извлекаемые запасы растворенного газа по месторождению по категории АВ1 составили 1347 млн м3. По пластам начальные запасы нефти (геологические / извлекаемые) и КИН по категории АВ1 составили: Т1 – 37286 / 8242 тыс.т, КИН 0,221; Т2 – 39898 / 10732 тыс.т, КИН 0,269; Т3 – 9278 / 2532 тыс.т, КИН 0,273. После утверждения запасов на Сыморьяхском месторождении продолжалось эксплуатационное бурение. В 2017-2018 гг. на Центральной и Южной залежах пробурены 18 эксплуатационных скважин, в том числе 3 многозабойные скважины с горизонтальными окончаниями. По результатам бурения была выполнена оперативная переоценка запасов нефти и газа (2019 г.), в рамках которой уточнились представления о геологическом строении и геологической модели залежей (в краевых частях Южной залежи незначительно сократилась площадь нефтеносности). Произошел прирост запасов, в результате уточнения геологического строения, в основном за счет увеличения нефтенасыщенного объема залежей. Величины эффективных нефтенасыщенных толщин на участках нового бурения оказались существенно больше, чем прогнозировались. По Центральной и Южной залежам месторождения запасы нефти категории АВ1, по сравнению с числящимися на государственном балансе увеличились на 3627/914 тыс.т, по категории В2 на Южной залежи запасы уменьшились на 326 тыс. т, за счет перевода запасов в категорию В1. Настоящая НИР «Дополнение к технологической схеме разработки Сыморьяхского нефтяного месторождения ХМАО – Югры Тюменской области» выполняется совместно с оперативным подсчетом запасов (2019 г.), в рамках которого по результатам бурения произошел прирост запасов нефти по залежам пластов Т1, Т2, уточнены границы категорий А, В1 и В2. Сопоставление подсчетных параметров и начальных геологических запасов нефти, числящихся на государственном балансе на 01.01.2019 и представляемых в 2020 году приведено в таблице 3. Таблица 3 – Сопоставление запасов нефти по состоянию на 01.01.2019. Сыморьяхское месторождение
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||