Якушкинского месторождения
.pdf20
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти представлен в таблице 1.3.
Таблица 0.3 – Компонентный состав нефти и растворенного газа
|
|
|
Численные значения |
|
|
|||
|
при однократном |
при дифференциальном |
|
|||||
|
разгазировании |
|
||||||
Наименование |
разгазировании |
|
||||||
пластовой нефти |
|
|||||||
параметров, |
пластовой нефти |
пластовая |
||||||
в стандартных |
||||||||
компонентов |
в рабочих условиях |
нефть |
||||||
условиях |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
выделившийся |
|
нефть |
выделившийся |
|
нефть |
|
|
|
газ |
|
газ |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
Молярная |
|
|
|
|
|
|
|
|
концентрация |
|
|
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
- сероводород |
1.60 |
|
- |
1.58 |
|
0.04 |
0.33 |
|
- двуокись углерода |
2.40 |
|
- |
2.64 |
|
0.01 |
0.50 |
|
- азот+редкие |
23.00 |
|
- |
25.23 |
|
- |
4.70 |
|
в т.ч. гелий |
- |
|
- |
- |
|
- |
- |
|
- метан |
22.30 |
|
- |
25.20 |
|
0.01 |
4.70 |
|
- этан |
17.20 |
|
- |
17.74 |
|
0.35 |
3.59 |
|
- пропан |
20.50 |
|
1.44 |
17.77 |
|
2.57 |
5.40 |
|
- изобутан |
2.20 |
|
0.78 |
1.93 |
|
0.86 |
1.06 |
|
- норм, бутан |
6.60 |
|
0.30 |
5.20 |
|
3.33 |
3.68 |
|
- изопентан |
4.20 |
|
- |
- |
|
- |
- |
|
- норм.пентан |
- |
|
6.04 |
2.64 |
|
6.38 |
5.68 |
|
- гексаны |
- |
|
- |
- |
|
- |
- |
|
- гептаны |
- |
|
- |
- |
|
- |
- |
|
- октаны |
- |
|
- |
0.07 |
|
- |
- |
|
- остаток С9+ |
- |
|
91.44 |
- |
|
86.45 |
70.36 |
|
Молекулярная масса |
- |
|
273 |
- |
|
261 |
218 |
|
Плотность |
|
|
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1.445 |
|
- |
1.336 |
|
- |
- |
|
- газа относительная (по |
1.199 |
|
- |
1.109 |
|
- |
- |
|
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
21
|
воздуху), доли ед. |
|
|
|
|
|
|
- нефти, кг/м3 |
- |
0.8955 |
- |
0.8893 |
0.8780 |
Химический состав и физические свойства пластовых вод |
|
|
|
|||
Пластовые воды песчаников пласта Б-2 бобриковского горизонта на Якушкинском месторождении характеризуются
незначительной водообильностью.
При опробовании скважины № 2 дебит воды составил при динамическом уровне 225 м всего 2,5 м3/сут, а в
скважине № 5 еще ниже – 0,4-0,5 м3/сут. |
|
|
|
|
|
Общая |
минерализация |
вод |
составляет |
645-745 |
мг.экв/100г |
(или 240,8-247,5 г / л). |
|
|
|
|
|
Величина первой |
солености S1=80-83, |
средний |
коэффициент метаморфизации равен 2,91, |
коэффициент |
|
сульфатности колеблется в пределах 0,50-0,68.
Удельный вес пластовой воды бобриковского горизонта в среднем равен 1,160-1,163 г/см3, что несколько выше, чем
вод пластов А-3 и А-4.
Содержание брома, по сравнению с водами верейского горизонта и башкирского яруса снижено до 320 мг/л, а по
соотношению других компонентов практически ничем не отличаются от вод пластов А-3 и А-4 [7].
Газосодержание в водах пласта Б-2 не определялось и принято по аналогии с Радаевским месторождением, где оно в скв. 19 составило 0,142 м3/т. Свойства и химический состав пластовых вод представлен в таблице 1.4.
Таблица 0.4 – Свойства и химический состав пластовых вод
|
№ |
Параметр |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
|
п/п |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а |
1 |
Газосодержание, м3/м3 |
0.142 |
0.142 |
Консорциума Н е д р а |
|
|
|
|
22
2 |
Плотность воды, кг/м3 |
|
|
|
- в стандартных условиях |
- |
1.165 |
|
|
|
|
|
- в условиях пласта |
1.153-1.164 |
1.162 |
|
|
|
|
3 |
Вязкость в условиях пласта, Мпа*с |
1.44 |
1.44 |
4 |
Коэффициент сжимаемости, 1/Мпа*10-4 |
|
|
|
|
|
|
5 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
1.003 |
1.003 |
|
|
|
|
6 |
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л) |
|
|
|
Na++K+ |
79900-82280.6/3474.0-3577.34 |
81090/3522.06 |
|
Ca+2 |
9450-10860/471.68-542.06 |
10130/506.62 |
|
Mg+2 |
2710-3230/222.86-265.63 |
2932/241.13 |
|
Cl- |
147350-151360/4155.7-4268.8 |
149355/4212.26 |
|
HCO-3 |
80-260/1.31-4.26 |
154/2.52 |
|
CO3-2 |
|
|
|
SO-4 |
990-1120/20.61-23.31 |
1044/21.74 |
|
NH4+ |
|
|
|
Br- |
|
|
|
J- |
|
|
|
B+3 |
|
|
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
23
Продолжение таблицы 1.4
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
|
|
|
Li+ |
|
|
|
Sr+2 |
|
|
|
Rb+ |
|
|
|
Cs+ |
|
|
7 |
Общая минерализация, г/л |
240.80-247.47 |
243.5 |
8 |
Водородный показатель, pH |
|
|
|
Химический тип воды, преимущественный |
|
|
9 |
(по В.А. Сулину) |
хлор-кальциевый |
|
10 |
Количество исследованных проб (скважин) |
4 (1) |
|
1.7 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых
можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.
Для подсчета начальных балансовых запасов нефти применяют следующую формулу [2]: |
|
Qбал нач=F∙h∙m∙β∙ρ∙θ, |
(1.1) |
где Qбал нач – извлекаемые запасы нефти, т; |
|
F – площадь нефтеносности, м2, |
|
h – нефтенасыщенная мощность пласта, м; |
|
m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; |
|
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
24
β – коэффициент насыщения пласта нефтью; (коэффициент насыщения ); ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти)
Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qизв нач равны произведению величин начальных балансовых запасов
Qбал нач и конечного коэффициента извлечения η
|
|
Qизв нач= Qбал нач* η |
(1.2) |
Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти считаются с учетом накопленного отбора нефти на дату |
|||
анализа разработки. |
|
|
|
Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти равны: |
|
|
|
|
|
Vбал нач= Qбал нач*Г |
(1.3) |
Г – газовый фактор, м3/т |
|
|
|
|
|
Vизвл нач= Qизв нач*Г |
(1.4) |
Остаточные запасы газа считаются также с учетом накопленного отбора газа, попутно добываемого с нефтью. |
|||
Исходные данные для расчета запасов представлены в табл. 1.5. |
|
|
|
Таблица 0.5 - Исходные данные для расчетов |
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
Значение |
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
|
Площадь нефтеносности, F, тыс. м2 |
6705 |
|
|
Нефтенасыщенная толщина, h, м |
2 |
|
|
Коэффициент пористости, m, доли ед |
0,193 |
|
|
Коэффициент нефтенасыщенности, β, доли ед. |
0,828 |
|
Консорциум н е д р а |
|
Консорциума Н е д р а |
|
25
Плотность нефти в пов.усл, , т/м3 |
0,889 |
|
Пересчетный коэффициент из пластовых условий в |
0,961 |
|
поверхностные, , доли ед. |
||
|
||
Пластовый газовый фактор, Г, м3/т |
21,1 |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, , доли ед. |
0,445 |
|
Накопленная добыча нефти на дату составления |
248,1 |
|
проекта, Qн , тыс.т |
||
|
||
Накопленная добыча газа на дату составления проекта, |
5234,9 |
|
Vг , тыс.м3 |
||
|
Расчет балансовых и извлекаемых запасов нефти 3]
Qбал =F·h·m· β· п.усл.· ,
где Qбал – балансовые запасы нефти (т.т.);
Qбал= 6705∙2∙0,193∙0,828∙0,889∙0,961=1830,8 тыс.т
Qизв = Qбал· η.
где Qизв – извлекаемые запасы нефти (тыс.т.);
Qизв = 1830,8∙0,445=814,7 тыс.т
Расчет балансовых и извлекаемых запасов газа:
Vг = Qбал·Г
где Vг – балансовые запасы газа (тыс.м3);
Vг = 1830,8∙21,1=38629,8 тыс.м3
Vг.изв.= Qизв·Г
где Vг.изв. – извлекаемые запасы газа (тыс. м3);
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
|
|
|
|
|
|
|
|
26 |
|
|
Vг.изв.= 814,7∙21,1=17190,1 тыс. м3 |
|
|
|
|||
Расчет |
остаточных |
балансовых |
и |
извлекаемых |
запасов |
нефти |
на |
|
01.01.2019 г. [8] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qост.бал. = Qбал-Qнак. |
|
(1.5) |
|
где Qост.бал. - остаточные балансовые запасы нефти (тыс.т.); |
|
|
|
|
|
|||
Qнак. – накопленная добыча нефти (тыс.т.); |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Qост.бал. = 1830,8-248,1=1582,7 |
тыс. т |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Qост.изв.= Qизв - Qнак. |
|
(1.6) |
|
где Qост.изв – остаточные извлекаемые запасы нефти (тыс.т.); |
|
|
|
|
|
|||
|
|
Qост.изв.= 814,7-248,1=566,6 тыс. т |
|
|
|
|||
Расчет остаточных балансовых и извлекаемых запасов газа на 01.01.2019 г. |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
Vост.бал.г.=Qост.бал·Г |
|
(1.7) |
|
где Vост.бал.г. – остаточные балансовые запасы газа (тыс. м3); |
|
|
|
|
|
|||
|
|
Vост.бал.г.= 1582,7∙21,1=33394,9 |
тыс. м3 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Vост.изв.г.=Qост.изв·Г |
|
(1.8) |
|
где Vост.изв.г. – остаточные извлекаемые запасы газа (тыс. м3);
Vост.изв.г.= 566,6∙21,1=11955,2 тыс. м3
Таблица 0.6 - Результаты расчетов
|
Запасы нефти, тыс.т. |
|
|
Запасы газа, тыс.м3 |
|
||||
Балансовые |
Извлекаемые |
Балансовые |
Извлекаемые |
||||||
Нач. |
|
Остат. |
Нач. |
|
Остат. |
Нач. |
Остат. |
Нач. |
Остат. |
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
27
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1830,8 |
1582,7 |
814,7 |
566,6 |
38629,8 |
33395,0 |
17190,1 |
11955,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Выводы
В административном отношении Якушкинское нефтяное месторождение находится в Сергиевском районе Самарской области.
Месторождение расположено на водоразделе рек Шунгута и Сока, занимая его юго-восточную часть, находящуюся в области среднего течения реки Шунгут, являющейся притоком реки Сургут. Последняя протекает в 10 – 15 км юго-
западнее месторождения.
В региональном тектоническом плане месторождение, согласно обзорной карте тектонического и нефтегеологического районирования приурочено к осевой части Камско-Кинельской системы прогибов Серноводско-
Шунгутского вала Южно-Татарского свода.
По отложениям нижнего карбона и терригенного девона оно находится в пределах внешнего борта Муханово-
Ероховского прогиба и северо-восточной осевой части Волго-Сокской палеовпадины; по протерозою – в южной прибортовой зоне Серноводско-Абдулинского авлакогена.
На Якушкинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в продуктивных отложениях верейского горизонта (пласт А-3) и башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона, бобриковского горизонта (пласт Б-
2) и турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона.
Восточная залежь нефти пласта Б-2 вытянута с юга на север, ее размеры составляют 5,1х1,8 км.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
28
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8780 г/куб.см, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,24 Мпа, газосодержание 23,1 куб.м/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,22
мПа с.
После разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8893 г/куб.см, газовый фактор 21,1 куб.м/т, объемный коэффициент 1,041, динамическая вязкость разгазированной нефти 47,44 мПа с.
Согласно расчету балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом начальные балансовые запасы нефти составляют 1830,8 тыс.т, остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2019г. составляют 1582,7 тыс.т.,
начальные извлекаемые запасы нефти составляют 814,7 тыс.т., остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2019г.
составляют 566,6 тыс.т.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Основные решения проектных документов
В1956 г. институтом «Гипровостокнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Якушкинского месторождения».
В1969 г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Проект разработки продуктивных пластов Якушкинского нефтяного месторождения».
В1976 г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Анализ разработки Якушкинского нефтяного месторождения».
В1978 г. институтом «Гипровостокнефть» подготовлен «Уточненный проект разработки».
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
29
В1985 г. институтом «Гипровостокнефть» было сделано «Дополнение к проекту разработки Якушкинского нефтяного месторождения».
В1996г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен «Авторский надзор за разработкой Якушкинского месторождения».
В2007 г. на основе пересчета запасов НПО «Нефтегазтехнология» было выполнено «Дополнение к проекту разработки Якушкинского месторождения».
В2012 г. ЗАО «ТюменьНИИпроект» было выполнено «Дополнение к проекту разработки Якушкинского нефтяного месторождения Самарской области» [6].
Действующим проектным документом на разработку Якушкинского месторождения является «Дополнение к технологическому проекту разработки Якушкинского нефтяного месторождения Самарской области», выполненное
ООО «ТюменьНИИпроект» в 2017 г. [7]
Основные положения по объекту Б2 Восточного купола:
ввод под добычу одной пьезометрической скважины - №543 в 2017 г.;
ГРП в одной скважине - №540 в 2018 г.;
бурение двух боковых стволов - №1334 (пьезометрическая) в 2022 г., №479 (совместно на пл. Б2+В1) в 2025 г.;
бурение одной добывающей скважины - №655 в 2025 г.;
перевод двух скважин с других объектов в добычу - №544 (с пл. В1) в 2021 г., №545 (с пл. В1) в 2032 г.;
углубление в одной скважине №541 (с пл.А3+А4) в 2037г.;
перевод под закачку двух скважин - №36 (с проведением РИР) в 2019 г., №542 (добывающая) в 2035 г. совместно
спл. В1;
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |