Южно-Султангуловского месторождения

Южно-Султангуловского месторождения

20

материалов СП 9/76, 5/85, 5/88 были уточнены структурные построения по отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта. В результате уточнилось геологическое строение месторождения: скв. № 99 оказалась в своде сейсмического поднятия, скв. № 78- в переклинальной его части, скв. № 77 оказалась за контуром сейсмического поднятия (в зоне отсутствия коллекторов пласта Б2).

С учетом дополнительных сейсмических исследований, эксплуатации скважин №№ 78, 99, в 1995-1997 годах пробурены эксплуатационные скважины - №№ 861, 859, 858, 854, которые вскрыли пласт Б2 на высоких гипсометрических отметках. При опробовании во всех скважинах была получена безводная нефть.

По результатам бурения эксплуатационных скважин уточнилось положение ВНК, подсчетные параметры, что привело к уточнению структурных построений по кровле пласта Б2, подсчета запасов нефти и газа.

При первоначальном подсчете запасов ВНК принят на отметке минус 1680 м, с учетом пробуренных скважин ВНК принят на отметке минус 1678,6 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв. № 861. С учетом новых построений площадь нефтеносности уменьшилась на 9795 т.м2, но произошло увеличение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины с 2,25 м до 4,8 м, объем залежи уменьшился на 9887 т.м3.

При постановке запасов нефти на баланс подсчетные параметры были приняты по аналогии с Султангулово-

Заглядинским месторождением и составляли: пористость -14 %, нефтенасыщенность – 85%, пересчетный коэффициент – 0,92, плотность нефти – 0,86, КИН -0,5.

С учетом бурения скважин подсчетные параметры были уточнены и составляют: пористость - 21 %,

нефтенасыщенность – 88%, пересчетный коэффициент – 0,953, плотность нефти – 0,879. КИН при переоценке запасов оставлен без изменения.

Южно-Султангуловского месторождения

21

На балансе ОАО «Оренбургнефть» по состоянию на 1.01.2015 года числятся запасы нефти в количестве: начальные балансовые запасы – 3125 тыс.т., начальные извлекаемые – 1563 тыс.т.

Подсчёт производится объёмным методом, который, как известно, является наиболее распространённым в практике работ на нефть и газ, и применение его, что так же общеизвестно, возможно на любой стадии изучения месторождения.

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода: Q бал. = F * h * m * Kн * ρ * Кпер. ,

Где Q бал – балансовые запасы нефти, тысяч тонн ;

F – площадь нефтеносности, тысяч метров квадратных ;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры; m – коэффициент пористости, доли единиц ;

Kн – коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц ; ρ – плотность нефти, т/м³ ;

Кпер – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единиц.

Извлекаемые запасы определялись умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти – КИН – β.

Исходные данные:

1.площадь нефтеносности – 4230000 м².

2.Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 4,8м.

3.Коэффициент пористости, доли единиц – 0,21.

4.Коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц – 0,88.

Южно-Султангуловского месторождения

22

5.Пересчётный коэффициент, доли единиц – 0,953.

6.Плотность нефти – 0,879 т/ м³.

7.Коэффициент извлечения нефти (КИН), доли единиц – 0,5.

8.Добыча нефти за весь период (с начала эксплуатации до 1.01.15 года) -1130 тыс.т.

9.Газовый фактор –16,1 м³./т.

10.Добыча газа за весь период –18,59 млн. м³.

Итак, получаем:

Q бал. = F * h * m * Kн * ρ * Кпер.

Q бал.нач. = 4230000 * 4,8 * 0,21 * 0,88 * 0,879 * 0,953 кг/м³. = 3143,2 тыс.тонн.

Q изв. = Q бал. * β

Q изв. нач. = 3143,2 * 0,5 = 1571,6 тыс. тонн.

Q ост. бал. = Q бал.нач - ΣQ н = 3143,2 – 1130= 2013,3 тыс. тонн.

Q ост. изв. = Q изв. Нач. - ΣQ н = 1571,6– 1130= 441,8 тыс. тонн.

Q бал.газа.нач. = Q бал.н. * Г = 3143,2 * 16,1 = 50,6 млн. м³.

Q изв. газа. нач. = Q изв.н. * Г = 1571,6 * 16,1 = 25,3 млн. м³.

Q ост. бал. газа = Q бал. газа - ΣQ газа = 50,6 – 18,6= 20 млн. м³.

Q ост. изв. Газа = Q изв. газа - ΣQ газа = 25,3– 18,6 = 6,7 млн. м³.

Расчетные значения начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа сводим в таблицу 1.3.

Южно-Султангуловского месторождения

Выводы

В административном отношении Южно-Султангуловское месторождение расположено в 35 км к юго-востоку от г.

Бугуруслана. Ближайшие населенные пункты: Наумовка, Лепаревка, Петровка, Курбанай.

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриковского горизонта. Пласт Б2 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина горизонта 10 – 25 метров.Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремнелые и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами толщиной пять - шесть метров.

В пластовых условиях нефть имеет плотность 858,6 кг/м3; вязкость – 8,96 мПа.с, давление насыщения нефти газом –

2,54 м Па, газосодержание – 17,8 м3/т. Пластовая вода – плотность 1178 кг/м3, вязкость – 1,05 мПа с.

Южно-Султангуловского месторождения

24

В данном разделе проведена оценка начальных и остаточных, балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методом, которая показала хорошую сходимость с числящимися на балансе ООО «Бугурусланнефть».

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Основные решения проектных документов

Южно-Султангуловское месторождение открыто в 1968г. В эксплуатацию введено в 1985 г.

Первым проектным документом на разработку месторождения является «Проект пробной эксплуатации продуктивного пласта Б2 бобриковского горизонта Южно-Султангуловского нефтяного месторождения», выполненный специалистами ЦНИЛ ПО «Оренбургнефть» в 1985 г. и принятый на ТЭС объединения «Оренбургнефть». В работе предлагалась расстановка оценочных скважин с учетом возможности получения максимального объема информации о геологическом строении месторождения, намечены дополнительные исследования при проведении пробной эксплуатации скважин. Всего было намечено бурениедевяти оценочных скважин по треугольной сетке 400×400 м, в том числе 8 добывающих и 1 нагнетательной. Бурение намечалось начать с 1995 г.

В 1986 г. выполнена «Технологическая схема разработки Южно-Султангуловского нефтяного месторождения»

(протокол № 29 от 10.07.1986 г.). В работе предусмотрена разработка месторождения с поддержанием пластового давления. Система заводнения - приконтурная. Бурению подлежало 9 добывающих и 3 нагнетательных скважины по сетке -400×400 м. В течение двух лет было необходимо провести пробную эксплуатацию первоочередных скважин,

затем выполнить работы по уточнению запасов нефти УВС.

Южно-Султангуловского месторождения

25

После утверждения «Технологической схемы разработки…» и дальнейшей эксплуатации скважин по месторождению наблюдалось несоответствие фактических отборов нефти и жидкости с проектными показателями. С целью уточнения уровней добычи нефти и жидкости в 1988г. ЦНИЛом было выполнено «Дополнение к проекту пробной эксплуатации разведочных скважин Южно-Султангуловского нефтяного месторождения Оренбургской области», принятая ТЭС объединения «Оренбургнефть» (протокол № 25 от 12.08.1988 г.).

Разбуривание залежи начато в 2000 году. В связи с новыми данными, полученными на основании эксплуатационного бурения и пересчета запасов, в 2000 году НПУ ОАО «Оренбургнефть» выполнило работу «Технологическая схема разработки Южно-Султангуловского месторождения Оренбургской области», в которой рекомендовалось бурение 4 добывающих и 3 нагнетательных скважин, перевод одной скважины под нагнетание. С целью увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения предусматривалось проведение обработок призабойных зон скважин с помощью ВУС на основе ПАА. Система заводнения - приконтурная. Работа принята ЦКР Минтопэнерго РФ (протокол № 2340 от 18.02.2001 г.). В 2001 г. с целью уточнения геологического строения месторождения было намечено проведение 3D-сейсморазведки с последующей оценкой запасов нефти.

На основе ретроспективного анализа технологических показателей проектных документов, намеченного вывода добывающих скважин из бездействия, ввода новых скважин из эксплуатационного бурения и применения МУН и др. ОАО «Оренбургнефть» выполнен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям на период действия лицензионных соглашений», которые были утверждены ЦКР (протокол № 2430 от 07.10.2001 г.). ЦКР постановила принять технологические показатели разработки по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период

2001-2015 годы и рекомендовать органам Государственного управления РФ использовать принятые уровни при

Южно-Султангуловского месторождения

26

формировании прогнозных показателей, органам, выдавшим лицензии на право пользования недрами, включить в лицензионные соглашения условия, принятые протоколом. ЦКР также было отмечено, что указанные уровни подлежат корректировке по мере утверждения новой проектной технологической документации на разработку месторождений.

Данная работа является последним технологическим проектным документом на разработку Южно-Султангуловского месторождения.

В настоящем курсовом проекте выполнен краткий анализ текущего состояния разработки месторождения,

сопоставлены фактические и проектные показатели разработки, выявлены причины их отклонений, даны рекомендуемые мероприятий и рассчитаны показатели разработки месторождения в целом и по отдельным объектам разработки.

2.2. Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Разработка объекта ведется с 1986 года. Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.

1-ая стадия - ввод месторождения в эксплуатацию

2-ая стадия называется стабилизацией добычи нефти

3-ая стадия – падающей добычи нефти

4-ая завершающая, конечная стадия разработки.

1-ая стадия (1986-1988 г.г.)

Южно-Султангуловского месторождения

27

Стадия характеризуется ростом добычи нефти, которая с 3 тыс.т. увеличилась до 27 тыс.т. На конец первой стадии накопленная добыча нефти составила – 53 тыс.т., при степени выработки от НИЗ - 3,4%. Обводненность на конец стадии составила 22,9%.

2-ая стадия (1989-1990 г.г.)

Максимальная добыча нефти была достигнута на пятый год эксплуатации залежи в 1990 г. (32 тыс. т) при степени выработки 7,36% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность при этом составила 63,2% при текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,037, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,05%. Среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины составлял 43,8 т/сут. Затем уровни добычи нефти начали снижаться ввиду отсутствия бурения новых скважин.

3-я стадия (1991-1997 г.г.)

Стадия характеризуется падением добычи нефти с 25т.т. – в 1991 г. до 19 т.т. – в1997 г. Обводненность продукции на конец 3 стадии составила 78,4%, при степени выработки от НИЗ – 16,9%. Фонд действующих скважин составил – две единицы.

4-ая стадия (1998 г. – по настоящее время)

В дальнейшем были пробурены новые скважины, и в результате проведения ГТМ в 2011 г. достигнут второй максимальный уровень добычи 142,2 тыс.т. Обводненность продукции при этом составила 55,9%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,283, темп отбора отНИЗ - 9,1%. Среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины составлял 43,3 т/сут, жидкости - 98,1 т/сут.

Южно-Султангуловского месторождения

28

В 2014 г. из продуктивного пласта Б2 добыто 68,3 тыс. т нефти и 395,4 тыс. т жидкости (рис. 2.1). Темп отбора от начальных и текущих запасов нефти соответственно равен 4,37 и 15,77%. Обводненность добываемой продукции составляет 76,9%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти и жидкости составил соответственно 20,8 и 89,9

т/сут Поддержание пластового давления осуществляется одной скважиной с 2011 г. С начала воздействия закачано 24,8

тыс. м3 воды, что компенсировало отбор жидкости в пластовых условиях на 0,83%. За 2014 год объем закачки составил

15,2 тыс. м3 воды. Среднесуточная приемистость составила 41,6 м3/сут.

С начала разработки отобрано 1130 тыс. т нефти, что составляет 72,3% отНИЗ. Жидкости добыто 3036 тыс. т.

Водонефтяной фактор равен 1,5 д.ед. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,362.

Динамика технологических показателей разработки приведена в табл. 2.1 и на рис 2.1.

Южно-Султангуловского месторождения

Рис 2.1