Покровского месторождения нефть
.pdf
25
Таблица 1.5
Свойства пластовой воды пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения
|
Пласты Б-2/,Б-2,Б-3 |
|
|
Покровское поднятие. |
|
Наименование параметра |
|
Среднее |
|
Диапазон изменения |
|
|
значение |
|
|
|
|
1 |
|
|
2 |
3 |
Газосодержание, |
|
м3/м3 |
- |
0,464* |
Плотность воды, |
|
кг/м3 |
|
|
- в стандартных условиях |
|
1172,3-1176 |
1174,2 |
|
- в условиях пласта |
|
|
1160,6-1164,3 |
1162,5 |
Вязкость в условиях пласта, |
|
мПа · с |
- |
1,16 |
Коэффициент сжимаемости, |
1/МПа · 10-4 |
- |
2,51 |
|
Объемный коэффициент, |
|
доли ед. |
- |
1,01007 |
Химический состав вод |
|
г/дм3 |
|
|
Na+ + K+ |
|
|
86,94-93,95 |
91,08 |
Ca2+ |
|
|
7,29-11,05 |
8,77 |
Мg2+ |
|
|
1,10-1,99 |
1,65 |
Cl- |
|
|
154,61-164,03 |
160,15 |
HCO3- |
|
|
0,04-0,31 |
0,19 |
SO42- |
|
|
0,48-0,91 |
0,78 |
NH4 |
|
|
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод |
|
мг/дм3 |
|
|
Br- |
|
|
313-359 |
330,4 |
J- |
|
|
4,6-5,5 |
5,1 |
B+3 |
|
|
86-95 |
90,5 |
Li+ |
|
|
- |
- |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
26 |
|
Sr+2 |
|
- |
- |
|
Rb+ |
|
- |
- |
|
Cs+ |
|
- |
- |
|
Общая минерализация, |
г/дм3 |
253,55-267,72 |
262,62 |
|
Водородный показатель, рН |
|
- |
- |
|
Жесткость общая, |
мг-экв/дм3 |
- |
- |
|
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый |
|
||
Количество исследованных проб (скважин) |
5(5) |
|
|
|
Для характеристики химического состава пластовых вод бобриковского горизонта использованы результаты
опробования скважины 410 и исследования попутных вод скважин 113, 115, 167, 179 в начальный период эксплуатации.
Пластовые воды бобриковского горизонта (пласты Б-2/,Б-2,Б-3) характеризуются минерализацией 262,62 г/дм3,
плотностью 1,1742 г/см3 (в пластовых условиях 1,1625 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна
1,16 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 8,77 г/дм3, магния 1,65 г/дм3, сульфатов 0,78 г/дм3, первая соленость 87,4 % экв. Воды этого пласта характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Гражданском месторождении. В
составе газа CH4-23,3 %, C2H6+высшие-1,9%, N2-31,8%, CO2-0,1%, He-0,15%, Ar-0,06%. Газонасыщенность
464 см3/дм3, общая упругость газа – 5,3 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
1.8 Подсчет нефти и газа объемным методом
Консорциум « Н е д р а »
27
Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.
Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 1 января 2015 г.
Исходные данные для подсчета запасов нефти и растворенного газа приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6
Исходные данные для подсчета запасов нефти и растворенного газа
Параметры |
Б-2/,Б-2,Б-3 |
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 |
31860 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по объему, м |
6,7 |
Коэффициент пористости, д. ед. |
0,21 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,91 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,852 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,066 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,938 |
Газосодержание после дифференциль. разгаз, м3/т |
31,6 |
Коэффициент извлечения нефти, д. ед. |
0,549 |
Накопленная добыча нефти, тыс.т. на 01/01/15 |
15431,895 |
Подсчет балансовых запасов нефти |
|
Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула: |
|
Qбал = F · h · m · · · , |
(1.1) |
где , Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т. |
|
Консорциум « Н е д р а »
28
F – площадь нефтеносности, тыс. м² |
|
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м |
|
m – коэффициент пористости нефтесодержащих пород, доли единиц. |
|
– коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц. |
|
– плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³ |
|
– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц |
|
Qбал = 31860·6,7·0,21·0,91·0,852·0,938 = 32600 тыс. т |
|
Qизв = Qбал·К, |
(1.2) |
где, К - коэффициент извлечения нефти. |
|
Qизв = 32600·0,549 = 17898 тыс. т |
|
Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.
Для подсчета остаточных запасов нефти на 1 января 2015 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 1951 года по 2015 год.
Qост. бал = Qбал – Qдоб, |
(1.3) |
Qост. бал = 32600 – 15432 = 17169 тыс. т |
|
Qост. изв = Qизв – Qдоб, |
(1.4) |
Qост. изв. = 17898 - 15432 = 2466 тыс. т |
|
Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.
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»
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
29 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vбал = Qбал· g, |
(1.5) |
|||
где g – газовый фактор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vбал = 32600·31,6 / 1000 = 1030 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vизв = Qизв· g, |
(1.6) |
|||
Vизв. = 17898·31,6 / 1000 =566 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2015 г. |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vдоб = Qдоб· g, |
(1.7) |
|||
Vдоб. = 15431,9·31,6 / 1000 = 488 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vост бал = Vбал - Vдоб, |
(1.8) |
|||
Vбал. ост. = 1030 – 488 = 543 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vост изв = Vизв - Vдоб, |
(1.9) |
|||
Vост. изв. = 566 – 488 = 78 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
|
|
|
|
Запасы нефти и газа |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Запасы нефти, тыс. т |
|
|
|
Запасы газа, млн. м3 |
|
|
|||||
|
Начальные |
|
Остаточные |
Начальные |
Остаточные |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Баланс |
Извлекаемые |
Баланс |
Извлекаемые |
Баланс |
Извлекаемые |
Баланс |
Извлекаемые |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32600 |
17898 |
|
17169 |
|
2466 |
1030 |
|
566 |
543 |
|
78 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
30
Выводы
Покровское месторождение находится в пределах сравнительно высоко освоенной территории Самарской области.
Административно Покровская площадь входит в состав приграничной части двух районов: Безенчукского и Красноармейского и удалена от областного центра г. Самары к юго-западу на расстояние 67 км.
Район характеризуется развитой промышленностью и сельским хозяйством. Имеются залежи строительных материалов: песчаника, известняка и доломита.
Литолого-стратиграфический разрез осадочных отложений на Покровском месторождении изучен по материалам глубокого поисково – разведочного и эксплуатационного бурения и представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями.
В региональном тектоническом плане Покровское месторождение приурочено к Жигулевско-Пугачевскому своду Непосредственно Покровское валообразное поднятие приурочено к взбросовой части разлома кристаллического фундамента, протрассированного в пределах юго-восточного погружения Жигулевского свода и представляет собой брахиантиклинальную складку.
На Покровском месторождении нефтеносными являются продуктивные пласты: А-0 каширского горизонта, А-2
верейского горизонта, А-3в+ср верейского горизонта, А-4 башкирского яруса, О-2 окского надгоризонта, Б-0 тульского горизонта, Б-2/,Б-2,Б-3 бобриковского горизонта, В-1 кизеловского горизонта, В-2 черепецкого горизонта, В-3 упинского горизонта, ДЛ заволжского надгоризонта.
Пласт Б-2/,Б-2,Б-3 залегает на глубине 1575-1740 м. Общая толщина пласта варьирует в широких пределах и составляет 18-32,6 м (соответственно в скв. 706 и скв. 413). Суммарная эффективная толщина коллекторов пласта по
Консорциум « Н е д р а »
31
скважинам меняется в пределах 1,9-23,5 м. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,0 м (скв. 89, 755)
до 19,7 м (скв. 73).
Залежь пластового типа с довольно обширной водонефтяной зоной, ширина которой меняется в пределах 0,1-2,0
км.
Коллекторские свойства пласта следующие: пористость 21%, нефтенасыщенность – 91%, проницаемость 1076 мД.
Коэффициент песчанистости 0,42 д.ед., коэффициент расчлененности – 4,3 д.ед.
По результатам исследований глубинных проб: плотность пластовой нефти – 823,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (39,0 оС) – 6,05 МПа, газосодержание при однократном разгазировании –
34,50 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 3,29 мПа·с.
По результатам расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 852,0 кг/м3,
газосодержание – 31,60 м3/т, объёмный коэффициент – 1,066, динамическая вязкость разгазированной нефти –
11,84 мПа·с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,82%), смолистая (7,79%),
парафинистая (5,01%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 45,0%.
Пластовые воды бобриковского горизонта (пласты Б-2/,Б-2,Б-3) характеризуются минерализацией 262,62 г/дм3,
плотностью 1,1742 г/см3 (в пластовых условиях 1,1625 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна
1,16 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 8,77 г/дм3, магния 1,65 г/дм3, сульфатов 0,78 г/дм3, первая соленость 87,4 % экв. Воды этого пласта характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).
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»
32
В курсовом проекте произведен подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов и текущих балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методом.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Основные решения проектных документов
За весь период было составлено 18 технологических документов на разработку месторождения.
Покровское нефтяное месторождение (пласты А-4, Б-2) введено в разработку в 1951 году, согласно «Проекту разработки», составленному институтом «Гипровостокнефть» в 1951 г.
Впериод с 1954 г. по 1984 г. было выполнено 11 «Анализов разработки», посвященных формированию системы разработки продуктивных пластов, составлению мероприятий по эффективному извлечению нефти и анализу итогов различных промышленных экспериментов.
В1994 г. институтом «Гипровостокнефть» была выполнена проектная работа «Оптимизация плотности сетки скважин с целью повышения нефтеотдачи». По рекомендуемому варианту намечалось дополнительно бурение добывающих скважин: 4 - на пласт А-3, 13 - на А-4, 7 - на О-2, 11 скважин на пласты Б-2+Б-3, 6 - на В-1, 16 – на пласт В-
3 и 2-х - на пласт Дл. Кроме того, по второму варианту рекомендовалось бурение оценочных скважин: одна скважина на пласт О-2, 7 - на пласт А-4 и по три - на О-2, Б-2+Б-3 и Б-0.
Последующая работа института «Гипровостокнефть была посвящена «Доразведке истощённых продуктивных горизонтов Покровского месторождения по геофизической характеристике разрезов в уплотняющих скважинах с целью поиска скрытых запасов в тупиковых и прикрыльевых зонах (на примере пласта А-4 башкирского яруса)», 1998 г. Был
Консорциум « Н е д р а »