Белозерско-Чубовского 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»
50
Общая минерализация, г/дм3 |
237,40-277,69 |
261,68 |
Водородный показатель, рН |
- |
4,4 |
Жесткость общая, мг-экв/л |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый |
|
Количество исследованных проб (скважин) |
26(24) |
|
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Белозерско-Чубовском месторождении.
В составе газа CH4-10,9-24,78%, C2H6+высшие-4,36-10,32%, N2-56,2-68,53%, CO2-0,6-2,04%. Газонасыщенность 169-
210 см3/дм3, общая упругость газа – 2,0-4,78 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
1.8 Подсчет нефти и газа объемным методом
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.
Так как пласт включает в себя несколько залежей, расчет приводится по Центральному куполу.
Таблица 1.6
Исходные данные для подсчета запасов нефти и растворенного газа
Параметры |
Б-2,Б-3 |
|
Центральный |
||
|
||
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 |
9806 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по объему, м |
5,4 |
|
Коэффициент пористости, д. ед. |
0,22 |
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
51 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
|
0,9 |
|
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
|
0,846 |
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
|
1,058 |
|
|
|
|
|
|
|
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
|
0,945 |
|
|
Газосодержание после дифференциль. разгаз, м3/т |
|
26,7 |
|
|
Коэффициент извлечения нефти, д. ед. |
|
0,571 |
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т. на 01/01/15 |
|
4452,6 |
|
|
|
|
|
|
|
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. |
|
|
|
|
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 = 9806·5,4·0,22·0,9·0,846·0,945 = 8384 тыс. т |
|
|
|
|
|
|
Qизв = Qбал·К, |
(1.2) |
|
где, К - коэффициент извлечения нефти. |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
52
Qизв = 8384·0,571 = 4787 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 разработки 1960-2015 г.г.
Qост. бал = Qбал – Qдоб, |
(1.3) |
Qост. бал = 8384 – 4452,6 = 3931 тыс. т |
|
Qост. изв = Qизв – Qдоб, |
(1.4) |
Qост. изв. = 4787 – 4452,6 = 334 тыс. т |
|
Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа. |
|
Vбал = Qбал· g, |
(1.5) |
где g – газовый фактор |
|
Vбал = 8384·26,7 / 1000 = 224 млн.м3 |
|
Vизв = Qизв· g, |
(1.6) |
Vизв. = 4787·26,7 / 1000 = 128 млн.м3 |
|
Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2015 г. |
|
Vдоб = Qдоб· g, |
(1.7) |
Vдоб. = 4452,6·26,7 / 1000 = 119 млн.м3 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
53 |
|
|
|
|
|
|
|
Vост бал = Vбал - Vдоб, |
(1.8) |
|||
Vбал. ост. = 1030 – 119 = 105 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Vост изв = Vизв - Vдоб, |
(1.9) |
|||
Vост. изв. = 128 – 119 = 9 млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.7 |
|
|
|
|
|
Запасы нефти и газа |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Запасы нефти, тыс. т |
|
Запасы газа, млн. м3 |
|
|
|||||
|
Начальные |
Остаточные |
Начальные |
Остаточные |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Баланс |
|
Извлек |
Баланс |
Извлек |
Баланс |
Извлек |
Баланс |
|
Извлек |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8384 |
|
4787 |
3931 |
334 |
224 |
128 |
105 |
|
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выводы
Вадминистративном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км к северо-востоку от областного центра г. Самара.
Ворогидрографическом отношении район приурочен к междуречью Самары, Большого Кинеля и Сока.
Гидрографическая сеть района представлена р. Сок и речкой Падовкой (правый приток р. Самары).
На участке Белозерско-Чубовского месторождения геологический разрез представлен девонскими,
каменноугольными, пермскими, средней юры, неогена и четвертичными отложениями, залегающими на породах
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»
54
кристаллического фундамента. Максимально вскрытая наибольшоя толщина осадочных отложений составляет 2862 м (скв.50).
В региональном тектоническом плане Белозёрско-Чубовское месторождение находится в Сокской седловине севернее на 2-5,2 км от Жигулёвско-Пугачёвского свода – тектонических элементов I порядка. Месторождение включает в себя два поднятия: Белозёрское и Чубовское, ранее рассматриваемые как отдельные месторождения, которые находятся в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка.
Белозерско-Чубовское месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлена 41 нефтяная залежь в 8 продуктивных пластах.
Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3),
башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-
2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона.
Белозерско-Чубовское месторождение объединяет объекты, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, наличием зон замещения/выклинивания коллектора, и по степени сложности относится к месторождениям сложного строения.
Пласты Б-2 и Б-3 имеют единую гидродинамическую систему, поэтому в последнем пересчете запасов эти пласты рассматривались как единый подсчетный объект.
Пласт включает восемь залежей нефти с пористостью 19-23%, нефтенасыщенностью 90-97% и проницаемостью
554-1141 мд.
Консорциум « Н е д р а »
55
Плотность пластовой нефти по участкам в пределах – 823,0-886,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти –
4,17-5,77 мПа×с.
По товарной характеристике нефть сернистая и высокосернистая, смолистая, парафинистая.
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
Белозерско-Чубовское месторождение включает в себя Белозерскую и Чубовскую площади, считавшиеся ранее самостоятельными месторождениями. Граница между площадями неоднократно изменялась и в настоящее время имеет только административное значение.
За весь период разработки месторождения было выполнено 10 проектнотехнологических документов, в которых анализировалось состояние эксплуатации нефтяных залежей, в той или иной степени совершенствовались технология разработки эксплуатационных объектов, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы нефти
изначения конечных коэффициентов нефтеизвлечения.
В1959 г. институтом «Гипровостокнефть» впервые подсчитаны запасы нефти и попутного газа продуктивных пластов, на базе которых одновременно выполнены технологические проекты на разработку пластов Б-2 Белозёрской площади, Б-2 и Д-I Чубовской площади.
Для формирования системы разработки пласта Б-2 Белозёрской площади предусматривалось бурение 25
добывающих скважин, размещённых тремя линейными рядами с расстоянием между скважинами 500 м и 600 м между
Консорциум « Н е д р а »
56
рядами. Кроме того запроектирован резерв из пяти эксплуатационных скважин.
Всвязи с получением новых данных выяснено, что структура Белозёрского месторождения меньше, чем предполагалось раньше, что отражено в «Анализе разработки пласта Б-2 угленосного горизонта Красноярского и Белозёрского месторождений», составленном в 1960 г. на основании оперативного пересчёта запасов.
В1964 г. институтом «Гипровостокнефть» был выполнен повторный анализ текущего состояния разработки нефтяной залежи Б-2 Белозёрского месторождения.
В1978 г. составлен «Уточнённый проект разработки по Белозёрско-Чубовскому нефтяному месторождению», утверждённый ЦКР (протокол № 676 от 25.05.1978 г.). К реализации принят II вариант разработки по пластам Б-2, ДК и Д-I, предусматривающий:
-бурение трех добывающих скважин (скв.121, 124, 133) на Центральном участке залежи Б-2 Белозёрской площади;
-бурение шести добывающих и трех резервных скважин на залежь Б-2 на Чубовской площади.
В связи с уточнением геологического строения месторождения ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» в 1980 г. проведён анализ состояния разработки залежей нефти пластов Б-2, ДК, Д-I и обоснована целесообразность бурения дополнительных скважин на пласты Б-2 и Д-I. Для интенсификации разработки пласта Б-2 на Белозёрской площади предусматривалось бурение семи добывающих скважин, из них пять скважин на Западном куполе (скв.127, 128, 140, 130, 131) и две скважины на Центральном куполе (скв.134, 141). С целью оценки выработки пласта в зоне высокообводненных скважин к бурению рекомендована оценочная скважина (скв.227) со сплошным отбором керна в интервале залегания пласта Б-2 для изучения характера вытеснения нефти и остаточной нефтенасыщенности в
Консорциум « Н е д р а »
57
промытой части пласта. На Чубовской площади предусматривалось бурение четырех скважин (скв.171, 172, 173, 174).
За период с 1978 г. по 1985 г. включительно в основном все проектные решения «Уточнённого проекта разработки…» 1978 г. и «Анализа разработки…» 1980 г. были выполнены. На пласт Б-2 пробурено 23 скважины, из них пять скважин (скв.121, 124, 129, 160, 173) сразу после бурения использовались для эксплуатации пласта А-4, т. к.
вскрыли низко-продуктивную часть пласта Б-2.
В1986 г. на базе уточнённых запасов институтом «Гипровостокнефть» был составлен «Проект разработки Белозёрско-Чубовского месторождения». В целом по месторождению утверждён второй вариант разработки.
В1989 г. составлена «Дополнительная записка к проекту разработки Белозёрско-Чубовского месторождения», в
которой уточнён второй вариант разработки и откорректирован перспективный план добычи по всем пластам и в целом по месторождению с учётом фактического состояния разработки:
- для интенсификации разработки пласта Б-2 было намечено бурение восьми добывающих скважин (скв.140, 172, 176, 270, 271, 272, 273, 420). Скв.411, 415 по причине их местонахождения в зоне малых остаточных толщин и скв.455,
находящуюся в зоне дренирования скв.132 были определены как резервные.
В 1999 г. ОАО «Гипровостокнефть» выполнен «Анализ разработки месторождений ОАО «Самаранефтегаз» с
уточнением технологических показателей на период действия лицензий», в котором, наряду с другими эксплуатирующимися площадями, рассмотрена разработка Белозёрско-Чубовского месторождения. В связи с незначительными расхождениями, наблюдавшимися между проектными и фактическими показателями на дату составления данной работы, по всем пластам Белозёрско-Чубовского месторождения проектные положения и прогнозные показатели работ оставлены без изменения.
Консорциум « Н е д р а »