Применение БС и БГС на Ромашкинском месторождении. Дипломная работа Гурьянов Р.В.. Допущен к защите Заведующий кафедрой Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, д т. н., профессор Насыбуллин А. В. 2020 г. Выпускная квалификационная работа
 Скачать 1.77 Mb.
|
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1 Общие сведения и анализ текущего состояния разработки залежи №8Залежь №8 территориально перекрывает Северо-Альметьевскую, Березовскую и Альметьевскую площади Ромашкинского месторождения. Местность холмистая, абсолютные отметки которой колеблются от +90 до +230м. Климат района континентальный. Ветер преимущественно юго-западный, средняя годовая скорость ветра составляет 4-5 м/с. Наибольшая глубина промерзания грунта достигает 1,7 метров. Основным объектом разработки залежи являются запасы нефти терригенных отложений бобриковско-радаевского горизонтов. В процессе разработки появилась необходимость более детального изучения геологического строения залежи в области выделения пластов и их распространение по площади. Было решено выделить в самостоятельные объекты разработки четырех пластов, которые в дальнейшем объединились в два объекта разработки БI и БII. На сегодняшний разрабатываются уже запасы пластов Свв1 ,Свв2 , Свв3 , Свв4. Если делить на блоки, то наиболее полная геологическая информация имеется по 1-4 блокам, плотность которой составляла 6-18 га/скв. 5-7 блоки в меньшей степени охарактеризованы геологической информацией, что подтверждается плотностью пробуренного фонда – 15-25 га/скв. При том наибольшая доля информации получена по основной части залежи. Объект в целом характеризуется достаточно высокой степенью гидродинамической связанности пластов и взаимовлиянием, что оказывает влияние на выработку запасов нефти и характера обводнения в целом. Исходя из имеющейся информации, средняя отметка ВНК колеблется от -869,2 м на втором блоке, до -892,7 м на седьмом и составляет – 875,3 м. Сопоставление средних отметок ВНК показало, что они несущественно отличаются при отсутствии какой-либо закономерности от -867,0 до -872,8 м в пределах первых пяти блоков. Значительное отличие ВНК от приведенных на шестом и седьмом блоках, где он имеет среднюю отметку –881,6 м и –892,7 м соответственно. Разница в средних отметках в целом по залежи близка к 25м, абсолютный уровень ВНК центральной и южной частей существенно выше северной части. Анализ ФЕС показывает улучшение свойств пластов снизу вверх. В большей степени пласты различаются по фильтрационным параметрам, в меньшей – по емкостным свойствам. Пласт Свв3 отличается от двух смежных пластов толщиной коллектора. Эта закономерность имеет место в целом по залежи и по блокам. При средней толщине 3,1 м он изменяется по блокам от 2,6 м до 4,1 м. Средняя толщина пласта Свв4 составляет 1,9 м при вариации от 1,5 м на пятом блоке, до 2,2 м на четвертом блоке. Средняя толщина пласта Свв2 составляет 2,8 м при колебаниях по блокам от 1,9 м до 3,0 м. В целом по залежи первые три блока характеризуются большими толщинами пластов и они, как правило, имеют лучшие фильтрационно-емкостные параметры. На каждую пробуренную скважину приходится по 1,5 пласта, данный показатель соответствует коэффициенту расчлененности. Коэффициент песчанистости равен 0,88. Анализируемые коэффициенты позволяют сделать вывод о том, что объект в целом характеризуется высокой степенью замещения пластов с вытекающими отсюда последствиями, связанными с достоверностью определения отобранного количества нефти из пластов, степени выработанности запасов нефти по ним, и в конечном итоге, достигнутого коэффициента нефтеизвлечения. Отдельно по залежи не проводились лабораторные исследования керна, в связи с этим свойства коллектора и другие показатели были получены по зависимостям модели процесса вытеснения на УИПК для бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. Таблица 2.1.1 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности бобриковского горизонта 8 залежи
Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам изменяется от 12,9 до 35,5 %, составляя в среднем по залежи 22,5 %, нефтенасыщенность - от 72,0 до 92,0 %, в среднем - 82,2 %, проницаемость - от 0,030 до 9,999 мкм2, составляя в среднем 1,121 мкм2. Таблица 2.1.2 -Характеристика толщин продуктивных пластов по 8 залежи
Продолжение таблицы 2.1.2
 Рисунок 2.1.1 – Распределение толщин бобриковского горизонта Общая толщина бобриковского горизонта составляет в среднем 21,8 м, при интервале изменения от 9,8 м до 45,2 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 17,0 м, водонасыщенная - 7,8 м. Эффективные толщины значительно меньше и составляют в среднем: общая - 5,7 м, нефтенасыщенная - 4,4 м, водонасыщенная - 4,0 м. Вся залежь представляет собой единую гидродинамическую систему, это подтверждается единым ВНК и высокой гидродинамической связанностью пластов. Коэффициент связанности в среднем равен 0,439. Толщина глинистой перемычки колеблется от 0,8 до 8,2 м, в среднем 2 м. Исследования свойств флюидов бобриковского горизонта залежи №8 проводилось по отборам проб на 39 скважинах. Средние значения проб следующие представлены в таблице 2.1.3. Таблица 2.1.3 – Свойства нефти залежи №8
В таблице 2.1.4 приведены средние значения физико-химических свойств разгазированной нефти. Таблица 2.1.4 – Физико-химические свойства разгазированной нефти залежи №8
Из таблицы видно, что по содержанию серы – 2,9 % нефть бобриковского горизонта является высокосернистой. Кинематическая вязкость при 20 оС составляет 82,5·10-6 м2/с. Таблица 2.1.5 - Физические свойства пластовых вод залежи №8
Анализ таблицы показывает, что вязкость пластовой воды изменяется от 1,63 до 1,79 мПа·с, составляя в среднем по залежи 1,69 мПа·с; общая минерализация, полученная по результатам 96 проб, отобранных из 81-ой скважины, меняется от 220,8 до 253,4 г/л, в среднем составляет 247,6. Плотность пластовой воды составила 1162 кг/м3. Таблица 2.1.6 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Из вышеперечисленного можно сделать краткий вывод по коллекторским свойствам залежи №8 Ромашкинского месторождения: бобриковский горизонт представлен терригенными и карбонатными отложениями каменноугольной системы, пористость которых в среднем по залежи составила 22,5%, нефтенасыщенность – 82,2%, проницаемость – 1,121 мкм2. Общая толщина бобриковского горизонта составляет в среднем 21,8 м, при интервале изменения от 9,8 м до 45,2 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 17,0 м, водонасыщенная - 7,8 м. Эффективные толщины значительно меньше и составляют в среднем: общая - 5,7 м, нефтенасыщенная - 4,4 м, водонасыщенная - 4,0 м, плотность нефти - 870 кг/м3; вязкость нефти – 25,8 мПа·с, парафинов – 4,5%. Содержание серы составляет 2,9 %. Таким образом, нефти бобриковского горизонта в пределах залежи №8 могут быть отнесены к высокосернистым и парафинистым. По состоянию на 01.01.2017 года в общем по залежи отобрано 22255,878 тыс.т нефти, что составляет 59,41% от НИЗ. Из 7 блоков на залежи, наиболее выработанными являются 1 и 2 блоки. Информация по выработке пластов по блокам представлена в таблице 2.1.7 Таблица 2.1.7 – Выработка запасов по залежи №8
За 2016 год попутно с нефтью было извлечено 1254,666 тыс.т воды. Среднегодовая обводненность, по сравнению с 2015 годом выросла на 0,2% и составила 81,9%. В общем с начала разработки было добыто 51838,404 тыс.т воды при водонефтяном факторе 2,33. На 2017 год обводненными были 208 скважин, 70 из которых обводнены подошвенной, 92 скважины закачиваемой и 46 – смешанной водой. Характеристика фонда по обводненности скважин приведена в таблице 2.2.2. Изтаблиц видно, что количество скважин с обводненностью >90 % уменьшилось. Таблица 2.1.8 – Характер фонда по видам обводнения на залежи №8
Причиной обводнения является активное продвижение контура нагнетаемых вод и подпора контурных вод. Объем добытой закачиваемой воды составляет 527, 752 тыс.т, пластовой – 331,673 тыс.т и 395,241 тыс.т смешанной воды. Скважины из высокообводненного фонда переходят в пьезометрический. Годовой объем добытой жидкости в пластовых условиях по залежи компенсирован закачкой на 83,7 %. В целом, по залежи изменений пластового давления не произошло и составляет 82,4 атм. Более подробно динамика технологических показателей представлена в [Приложении А.2] Изменения пластового давления по блокам на различных участках залежи в течение года приводятся в таблице: Таблица 2.1.9 – Изменение пластового давления на залежи №8
Продолжение таблицы 2.1.9
Пятый блок представляет собой линзовидные поднятия, разрабатываемые, в основном, единичными скважинами в режиме естественного истощения. Большая линза разрабатывается с поддержанием пластового давления закачкой, но для снижения обводненности, закачка была ограничена. В связи с этим произошло снижение пластового давления на блоке. Снижение пластового давления в 2016 году на 7 блоке связано с выводом нагнетательных скважин в ограничение, для снижения обводненности на добывающих. В целом, значительных изменений давления на объекте, не произошло. Количество скважин с пониженным пластовым давлением на объекте, по сравнению с прошлым годом, увеличилось и составляет 57. из них 23 скважины расположены на четвертом блоке (выработка из-под города). Восемь скважин работают без системы ППД, восстановление пластового давления ожидается в результате проведенния мероприятий на окружающих нагнетательных скважинах. Накопленная добыча на сегодня составляет 59,41% от НИЗ, из чего исходит, что дальнейшая разработка залежи рентабельна. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
торные
исследо-
вания
исследо-
Средняя, м
Коэф. вариации
-
-
Средняя, м