разработки пласта Утевского месторождения
.pdf
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
26
Коэффициент сжимаемости, |
1/МПа · 10-4 |
- |
2,47 |
Объемный коэффициент, |
доли ед. |
- |
1,01353 |
Химический состав вод |
г/ дм3 |
|
|
Na+ + K+ |
|
94,90-103,50 |
98,786 |
Ca2+ |
|
5,81-8,02 |
7,012 |
Мg2+ |
|
0,85-1,46 |
1,312 |
Cl- |
|
162,23-174,63 |
167,734 |
HCO3- |
|
0,07-0,20 |
0,158 |
SO42- |
|
0,75-1,13 |
0,926 |
NH4 |
|
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод |
мг/ дм3 |
|
|
Br- |
|
239-282 |
260,5 |
J- |
|
5-5,6 |
5,3 |
B+3 |
|
- |
93 |
Li+ |
|
- |
- |
Sr+2 |
|
- |
- |
Rb+ |
|
- |
- |
Cs+ |
|
- |
- |
Общая минерализация, |
г/ дм3 |
266,70-287,22 |
275,93 |
Водородный показатель, рН |
|
- |
- |
Жесткость общая, |
мг-экв/ дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый |
||
Количество исследованных проб (скважин) |
9(7) |
|
|
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта О-2 Утевского поднятия представлена в таблице 1.7.
Консорциум « Н е д р а »
27
Таблица 1.7
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения
Параметры |
Утевское |
|
О-2 |
||
|
||
Категория запасов |
А+В+С1+С2 |
|
Средняя глубина залегания, м |
2090 |
|
Тип залежи |
пластовая |
|
Тип коллектора |
карбонатный |
|
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
55630 |
|
Средняя общая толщина, м |
5,6 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
3,6 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
- |
|
Коэффициент пористости, доли ед. |
0,12 |
|
Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта, доли ед. |
0,74 |
|
Проницаемость, 10-3 мкм2 |
40 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,79 |
|
Расчленённость, ед. |
2,16 |
|
Начальная пластовая температура, 0С |
47 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
22,94 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с |
2,34 |
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях мПа×с |
8,77 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 |
0,779 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 |
0,831 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2040,6-2043,2 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,158 |
|
Содержание серы в нефти, % |
1,51 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
5,08 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
7,28 |
|
Газосодержание нефти, м3/т |
52,99 |
|
Содержание сероводорода, % |
0,07 |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с |
1,05 |
Консорциум « Н е д р а »
28
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 |
1,1638 |
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3 |
1,1796 |
Сжимаемость, 1/МПа·10-4 |
|
нефти |
12,49 |
воды |
2,47 |
породы |
6,28 |
Коэффициент продуктивности, м3/(сут×МПа) |
0,37 |
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0,62 |
Плотность газа по воздуху |
1,066 |
1.8 Подсчет запасов
Выполним расчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа по Утевскому месторождению пласту О-2
Утевского поднятия на 01.01.2017 года. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.8.
Таблица 1.8
Исходные данные для подсчета запасов пласта О-2 Утевского поднятия
Параметры |
О-2 |
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2 |
55630 |
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м |
3,6 |
|
|
Коэффициент пористости m, доли ед. |
0,12 |
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед. |
0,74 |
Плотность нефти ρ, г/м3 |
0,831 |
|
|
Объемный коэффициент нефти В, доли ед. |
1,158 |
Пересчетный коэффициент , доли ед. |
0,864 |
Газовый фактор Г, м3/т |
52,99 |
Коэффициент извлечения нефти, К |
0,454 |
Консорциум « Н е д р а »
29
Накопленная добыча нефти ΣQн на 01.01.2017 г., тыс.т |
2597 |
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода
Qбал=F·h·m·ρ·λ· , |
(1.1) |
где Qбал – это балансовые запасы, тыс.т F – площадь нефтеносности
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина m – коэффициент пористости
λ – коэффициент нефтенасыщенности
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях
– пересчетный коэффициент
=
1 В
где В объемный коэффициент
Определяем начальные балансовые запасы нефти по залежи пласта О-2 Утевского поднятия. Qбал.нач = 55630·3,6·0,12·0,74·0,831·0,864 = 12762 тыс.т.
Определяем извлекаемые запасы нефти по залежи пласта О-2 Утевского поднятия.
Qизвл = Qбал.нач·К где |
(1.2) |
К – коэффициент нефтеизвлечения.
Qизв = 12762 · 0,454 = 5794 тыс.т.
Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2017 г. пласта О-2 Утевского поднятия составят
Консорциум « Н е д р а »
|
30 |
Qбал. ост = Qбал – Qдоб |
(1.3) |
Qдоб – добыча нефти с начала разработки на 01.01.2017 г. |
|
Qост. бал.= 12762 – 2597 = 10165 тыс.т. |
|
Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2017 г. пласта О-2 Утевского поднятия составляют |
|
Qизвл.ост. = Qизвл – Qдоб |
(1.4) |
Qизвл.ост = 5794 – 2597 = 3197 тыс.т |
|
Расчет балансовых и извлекаемых запасов газа пласта О-2 Утевского поднятия |
|
V бал.нач. = Qбал.нач·Г |
(1.5) |
Г – газовый фактор по пласту О-2 Утевского поднятия |
|
V бал.нач. = 12762 ∙ 52,99/1000 = 676 млн.м3 |
|
Vнач.изв = Qизв. начхГ |
(1.6) |
Vнач.изв = 5794 ∙ 52,99/1000 = 307 млн.м |
|
Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа на 01.01.2017 г. пласта О-2 Утевского поднятия |
|
Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г |
(1.7) |
Vбал.ост.газа = 10165∙ 52,99/1000 = 539 млн. м3 |
|
Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г |
(1.8) |
Qизвл.ост.газа =3197∙ 52,99/1000 = 169 млн.м3
Подсчитанные начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту О-2 Утевского поднятия на 1.01.2017 г.
представлены в таблице 1.9.
Консорциум « Н е д р а »
31
Таблица 1.9
Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту О-2 Утевского поднятия
Запасы нефти |
О-2 |
|
Qбал |
12762 |
тыс.т. |
Qизвл |
5794 |
тыс.т. |
Qбал.ост |
10165 |
тыс.т. |
Qизв.ост |
3197 |
тыс.т. |
Запасы газа |
|
|
Vбал |
676 |
млн. м³ |
Vизвл |
307 |
млн. м³ |
Vбал.ост |
539 |
млн. м³ |
Vизв.ост |
169 |
млн. м³ |
Выводы
Утевское месторождение расположено на территориях Нефтегорского и Богатовского административных районов Самарской области. В составе месторождения выделяются Утевское и Максимовское поднятия. В свою очередь Утевское поднятие состоит из Центрального, Юго-Западного, Восточного, Южного и Гагаринского куполов.
Пласт О-2 залегает на средней глубине 2090 м и вскрыт всеми скважинами на Утевском поднятии. Залежь пластово-
сводового типа с узкой водонефтяной зоной.
Пласт О-2 залегает на средней глубине 2090 м и вскрыт всеми скважинами на Утевском поднятии. Общая толщина пласта достигает 9,4 м.
Консорциум « Н е д р а »
32
Залежь пластово-сводового типа с узкой водонефтяной зоной. Размер залежи - 15,2 7,2 км, высота57,6 м.
Коэффициент доли коллектора - 0,81, расчлененность – 1,99.
Пористость пласта 12%, начальная нефтенасыщенность 74%. Проницаемость составляет 0,04 мкм2.
Свойства нефти и газа пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения изучены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб.
По результатам исследований, пластовая нефть относится к особо лёгким – с плотностью 779,0 кг/м3, с
незначительной динамической вязкостью –2,34 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре –
7,28 МПа. После дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 831,0 кг/м3, газосодержание – 52,99
м3/т, объёмный коэффициент – 1,158. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,51%),
смолистая (6,42%), парафинистая (5,08%).
В разделе выполнен расчет начальных и остаточных (балансовых, извлекаемых) запасов нефти и газа по пласту О-2
Утевского поднятия Утевского месторождения на 01.01.2017 года.
Консорциум « Н е д р а »
33
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1. Анализ разработки пласта О-2 Утевского месторождения
2.1.1 Стадии разработки залежей
Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих,
нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения,
эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных
коллекторах при водонапорном режиме. Графики построены в зависимости от безразмерного времени |
|
, |
|
||
представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти. |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»