2.4. Состав и свойства нефти, газа и воды

По I объекту пермо-карбоновой залежи отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9 – 7,4 МПа, ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м³/т), высокой вязкостью (610-680 мПа*с), высокой плотностью (932-934 кг/м³).

II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м³/т), высокой вязкостью (586 – 2024 мПа*с), высокой плотностью (923 – 945 кг/м³).

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

1.давление насыщения газом изменяется в пределах 4,1 – 9,5 МПа;

2.низкое газосодержание (17,6 – 26,0 м³/т);

3.высокая вязкость (344 – 1151,7 мПа*с);

4.высокая плотность пластовой нефти (925 – 960 кг/м³).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344,0 – 2024,0 мПа*с) среднее значение составило 669 мПа*с, с высоким значением плотности до 940 кг/см³при пластовом давлении – 14,0 МПа, давление насыщения составляет 6,3 – 9,5 МПа, в среднем 7,51 МПа, то есть нефть значительно недонасыщена газом.

Нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м³/т, среднее значение составило 21,6 м³/т. Объемный коэффициент – 1,05 м³/м³.

Выделившийся из нефти газ – легкий, по всем объектам разработки, в основном, состоит из метана 87% . Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5%). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63%, соответственно. В скважине 1082, исследованной в конце 1992 года, обнаружен сероводород в количестве 0,53% моль. Основной причиной образования и прослеженного с годами разработки его увеличения, по-видимому, является разложение сероорганических соединений нефти при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

За период разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по I объекту были исследованы дегазированные нефти по 27 скважинам. Нефть характеризуется высокой плотностью (965–980 кг/см³), высокой динамической вязкостью 3490-8081 мПа*с при 20^оС, при 50^оС – 584,67 мПа*с.

По II объекту разработки исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью (965 – 980 кг/м³), высокой вязкостью 1931 – 6217 мПа*с при 20^оС, при 50^оС – 239-529 мПа*с.

Дегазированная нефть IIIобъекта, исследованная 47 скважинами, высоковязкая (3354-5255 Па*с*10^-3), с высокой плотностью (952 – 977 кг/м³). Дегазированные нефти всех объектов тяжелые (965 – 980 кг/м³), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5% мас.), малопарафинистых (до 0,33% мас.), высокосмолистых (23,64% мас.), с низким содержанием бензиновых фракций.

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1. Характеристика технологических показателей разработки

Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:

• в работе находилось 540 добывающих скважин;

• 417 скважин находилось в бездействии и консервации в основном по причинам высокой обводненности и низкого пластового давления;

• 25 нагнетательных скважин находилось под закачкой пара;

• средний дебит одной скважины по нефти составил 7,8 т/сут, по жидкости – 41,6 т/сут;

• текущая добыча нефти равна 1,4 млн. т, накопленная – 47,4 млн. т нефти, что составляет 6,5% от геологических запасов;

• отобрано жидкости 126,5 млн. т, закачано теплоносителя 33,3 млн. т;

• обводненность добываемой продукции достигла 81,3%.

Анализ распределения остаточных запасов нефти по площади и разрезу залежи и сопоставление текущей нефтеотдачи с вовлеченными запасами, показал, что использование запасов достигло 70%. Таким образом, при сохранении системы разработки залежи на естественном режиме коэффициент нефтеотдачи не превысит 8,0-8,5%.

По состоянию на 01.01.04г. средневзвешенное пластовое давление в залежи, приведенное к ВНК, соответствует 10,7 МПа, что составляет 74,5% от первоначального уровня.

За 2003г. эффект от всех ГТМ без учета дополнительной добычи нефти от проведения ПЦО и площадной закачки пара оценивается в 103 тыс. т или 8,4% от общей годовой добычи нефти.

Самыми массовыми ГТМ в 2003 г. оказались:

• ввод в добычу скважин из бездействия и консервации (81 скв.);

• ограничение водопритоков по действующему и бездействующему фонду (66 скв).

В 2003г. наибольший эффект на 1 скважину был получен от проведения оптимизации работы добывающих скважин, который составил около 1,6 тыс. т/скв.

Можно предположить, что форсирование отборов жидкости по отдельным высокопродуктивным скважинам с достаточным запасам пластового давления позволяет временно интенсифицировать добычу нефти, в тоже время оптимизация работы скважин стимулирует кратное увеличение добычи попутной воды и, как правило, через год приводит к полному обводнению скважин.

Из бездействия и консервации в 2003г. было выведено 81 скважина, в том числе 51 с проведением ограничений водопритока. Средний дебит скважин, введенных без ограничения водопритока – 1,6 т/сут, с ОВП – 5,9 т/сут. Основное количество изоляционных работ проводилось с использованием ВУС. Анализ показал, что практически половина дополнительной добычи нефти получена из четверти обработанных скважин, расположенных преимущественно в зоне теплового воздействия и реагирующих на закачку пара. Средняя удельная эффективность изоляционных работ характеризуется дополнительной добычей нефти около 420 т на 1 скважину, продолжительность эффекта – 130 сут.

Во втором полугодии 2003г. были проведены опытные работы по применению микробиологического воздействия для снижения вязкости нефти в прискважинной области. Было проведено 6 биообработок, однако кратного снижения вязкости нефти сопоставимого со снижением при прогрева пласта добиться не удалось. По сравнению с другими видами ГТМ этот метод имеет наименьшую технологическую эффективность: дополнительная добыча нефти в среднем не превысила 200 т на 1 скважину, продолжительность эффекта – 40 сут.