Разработка. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.76 Mb.
|
|
1.6. Коллекторские свойства пласта Коллекторские свойства пласта Б2 изучались по керну, ГИС и ГДИС. КЕРН Коллекторские свойства пласта Б2 изучались на керновом материале из 4 скважин в контуре нефтеносности и 2 в законтурной области. Пористость пласта определена по 160 образцам, абсолютная проницаемость по 73 определениям. Открытая пористость составляет в среднем 19,8 %, в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 20,4 % (129 образцов), по водонасыщенной части - 17,2 % (31 образец). Абсолютная проницаемость по образцам в среднем составляет 1627,6 × 10-3 мкм2, в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 1979,3 × 10-3 мкм2 (58 образцов), по водонасыщенной на порядок ниже - 267,6 × 10-3 мкм2 (15 образцов). Остаточная водонасыщенность по 54 образцам составляет в среднем 9,2 % и изменяется от 3,3 % до 19,1 %. ГИС Открытая пористостьпласта по данным ГИС изменяется в пределах от 16,3 до 23,3 %, в среднем составляет 20,7 %. Начальная нефтенасыщенность пласта составляет в среднем 0,94, варьируя от 0,85 до 0,97. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин свидетельствует о достаточно высоких значениях фильтрационных параметров основного продуктивного пласта Б2. Определение значений проницаемости производилось по данным интерпретации КВД, КВУ и ИК. В целом по результатам исследования 9 скважин (13 определений) добывающего фонда значения проницаемости изменяются в большом диапазоне - от 92 до 3156 × 10-3 мкм2 при среднем значении - 1239 × 10-3 мкм2. Средние значения коэффициентов проницаемости, определенные по результатам лабораторного исследования керна и данным ГДИ, согласуются удовлетворительно В целом, использованный комплекс, объемы и качество выполненных исследований в комплексе с данными исследования керна позволили выделить эффективные толщины, определить характер их насыщения и оценить фильтрационно-емкостные параметры. Характеристика коллекторских свойств пласта Б2 приведена в таблице 1.4. Таблица 1.4. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта Б2
1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды Физико-химические свойства нефти и газа Красногородецкого месторождения изучены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ОАО «Гипровостокнефть» и ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз». При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчетным путем по данным исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при анализе поверхностных проб. Всего за период эксплуатации на Красногородецком месторождении было отобрано 11 проб (3 глубинных и 8 поверхностных) из скважин №№ 10П, 12Р, 14Р и 112. Результаты исследований глубинных и поверхностных проб и расчетов дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приведены в таблицах 1.5, 1.6. Компонентные составы нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти исследуемых скважин представлены в таблице 1.7. Ниже приведено описание физико-химических свойств нефти и газа по пластам Красногородецкого месторождения. Свойства нефти и газа изучены по результатам исследования двух глубинных и трех поверхностных проб, отобранных из скважин 10П, 14Р. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 886 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,42 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 30,5 мПа×с (таблица 1.5). Разгазированная нефть пласта Б2 Красногородецкого месторождения имеет следующие физико-химические характеристики: плотность нефти 900 кг/м3, газосодержание 13,9 м3/т, объемный коэффициент - 1,035, содержание серы - 3,59 %, асфальтенов - 4,07 %, смол силикагелевых - 11,45 %, парафинов - 3,72 %. Температура плавления парафинов - 60 °С, начала кипения - 72 °С (таблица 1.6). Таким образом, разгазированная нефть пласта Б2 тяжелая, высокосернистая, малосмолистая, парафинистая, высоковязкая (вязкость при 20 °С - 71,1 мПа×с). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 40 %. Свойства растворенного в нефти газа, выделившегося при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: содержание (% мольн.) сероводорода - 11,31 %, азота - 31,67 %, метана - 16,97 %, этана - 14,45 %, пропана - 13,68 %, высших углеводородов (С3+высшие) - 21,07 %, гелия - 0,034 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,124 (таблица 1.7). Таблица 1.5. Свойства пластовой нефти пласта Б2 Красногородецкого месторождения
Таблица 1.6. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б2 Красногородецкого месторождения
Таблица 1.7. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Б2 Красногородецкого месторождения (мольное содержание, %)
Пластовые воды Вода пласта Б2 характеризуется рассолами хлоркальциевого типа. Плотность ее в стандартных условиях составляет 1,160-1,173 г/см3, минерализация 230,6-268,4 г/л. В составе воды содержится 7,0-10,6 г/л ионов кальция, 2,2-3,2 г/л магния, 0,07-1,3 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 83,38-86,93 %-экв. Газосодержание в водах пласта Б2 Красногородецкого месторождения не определялось. Химические анализы попутных вод выполнялись химико-аналитической лабораторией ЦДНГ-1. В процессе разведочного и эксплуатационного бурения при вскрытии водоносных зон продуктивных горизонтов притоки чистой воды и воды с нефтью были получены в 6 скважинах: по пласту А4 - 1 опробование, по Б2 - 3 опробования и по В1 - 2 опробования водоносной зоны. Дополнительно было исследовано более 30 проб попутной воды, отобранной из 19 скважин в процессе разработки залежей. Для уточнения физико-химических свойств и состава вод продуктивных пластов учитывались пробы, отобранные из скважин, не испытывающих влияние от заводнения. Воды пластов А0 каширского горизонта и А4 башкирского яруса Красногородецкого месторождении остаются неизученными. Характеристика этих вод дается по аналогии с одновозрастными водами, исследованными на соседних месторождениях. Сведения о химическом составе и физических свойствах пластовых вод приведены в табл. 1.7. Водопритоки из пласта Б2 были получены в ходе испытания скважины № 108 (интервал 1529,0 - 1534,0 м) и № 147 (интервал 1431,0 -1436 м) в 1995 и 1997 году, соответственно. Сведения о водообильности притоков отсутствуют. Пласт Б2 исследовался на расположенном южнее Радаевском месторождении. При опробовании разведочной скважины № 43 на Малиновском куполе приток воды с нефтью из интервалов 1338,0 -1344,0 м и 1348,0 -1358,0 м составил 15 т/сут. Из скважины № 334 при опробовании пласта Б2 в интервале 1358,0 -1365,0 м получено 6 т/сут нефти и 4 т/сут воды. На Успенском куполе при испытании скважины № 82 был получен приток минерализованной воды удельного веса 1,176 г/см3 с дебитом 4,2 м3/сут. Вода пласта Б2 охарактеризована по результатам анализа 9 представительных проб, отобранных в процессе разработки залежи, и представлена рассолами хлоркальциевого типа. Плотность ее в стандартных условиях составляет 1,155 - 1,173 г/см3, минерализация 230,6 - 268,4 г/л. В составе воды содержится 7,0 - 10,6 г/л ионов кальция, 2,2 - 3,2 г/л магния, 0,07 - 1,3 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 83,4 до 86,9 %-экв. Начальное пластовое давление - 14,3 МПа, пластовая температура - 31 °С. Газосодержание в водах пласта Б2 Красногородецкого месторождения не определялось. На расположенном севернее Нурлатском месторождении в составе водорастворенного газа преобладает азот, газонасыщенность составляет 0,206 м3/т. Таблица 1.8. Свойства и состав пластовых вод Красногородецкого месторождения
Таким образом, нефти Красногородецкого месторождения относятся к тяжелым (плотность 886 - 915 кг/м3). По своим товарным характеристикам нефти пластов А0 и А4 являются высокосернистыми (2,92 - 3,88 %), пластов Б2 и В1 - высокосернистыми (3,59 - 3,70 %), малосмолистыми (11,45 - 13,10 %) и парафинистыми (3,72 - 4,37 %). Нефти относятся к группе высоковязких (вязкость нефти в пластовых условиях составляет 30,5 - 271,6 мПа×с), что может явиться осложняющим фактором при дальнейшей разработке месторождения. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,141 - 1,163 г/см3, общая минерализация - 200,3 - 251,0 г/л. 1.8. Подсчет запасов нефти и газа Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту Б2) на 01.01.2012 года. Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ ρ ∙ λ ∙ (1.1) Qбал – это балансовые запасы, тыс.т F – площадь нефтеносности – 4364 тыс. м2 h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,7м m – коэффициент пористости – 0,21доли ед. λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,94 доли ед. ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,900т/м3 – пересчетный коэффициент – 0,966 доли. ед =  где В - объемный коэффициент Определяем начальные балансовые запасы нефти Qбал = 4364 ∙ 5,7 ∙ 0,21 ∙ 0,9 ∙ 0,94 ∙ 0,966 = 4269 тыс.т. Определяем извлекаемые запасы нефти Qизвл = Qбал ∙ К ,где (1.2) К – коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,56 доли ед. Qизв = 4269 ∙ 0,56 = 2391 тыс.т. Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2012г. составят Qбал. ост = Qбал – Qдоб (1.3) Qдоб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату – 2211 тыс.т. Qост. бал.= 4269 –2211 = 2058 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2012г. составляет Qизвл.ост. = Qизвл – Qдоб (1.4) Qизвл.ост = 2391 –2211 = 180 тыс.т Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа V бал.нач. = Qбал.нач ∙ Г = 4269 ∙ 13,9 = 59,3 млн.м3 (1.5) Г – газовый фактор по пласту – 13,9 м3. Iнач.изв = Qизв. нач · Г (1.6) Vнач.изв = 2391 ∙ 31,7 = 33,2 млн.м3 Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г. Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф · Г (1.7) Vбал.ост.газа = 2058 ∙ 13,9 = 28,6 млн. м3 Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф · Г (1.8) Qизвл.ост.газа = 180 ∙ 13,9 = 2,5 млн.м3 Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пластам на 1.01.2012 года представлены в таблице 1.9. Таблица 1.9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||