Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.

Перед нефтяными компаниями возникли такие препятствия, как завышенные и лишенные экономического смысла налоги, колебания мировых цен на нефть, износ оборудования, недостаток инвестиций и многие другие, требующие нетривиальных управленческих решений.

I Геологическая часть

1.1 Общая характеристика предприятия и района работ

В административном отношении Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе Пермской области на территории Березниковско-Соликамского территориально-производственного комплекса, экономика которого базируется на добыче и переработке калийных солей, а также разработке углей Кизеловского бассейна.

Логовское месторождение расположено в перспективном районе Пермской области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Соседними открытыми месторождениями являются Осокинское, Боровицкое, Гежское, Юрчукское, Чашкинское, Гагаринское, Уньвинское, Пихтовое, Мысьинское, Маговское и др.

Главными транспортными артериями района являются: электрифицированная железная дорога Пермь-Соликамск, автодорога Пермь-Кунгур-Чусовой-Соликамск и река Кама. Развита сеть грунтовых дорог (Рис. 1.1).

Районный центр г. Соликамск находится в 10 км от месторождения. В городе имеется ряд крупных предприятий: ПО Сильвинит по добыче и переработке калийно-магниевых руд, магниевый завод и др.

Месторождение открыто в 1985 году бурением параметрической скважины 13-ОГН. Промышленные запасы нефти установлены в карбонатных отложениях башкирского и турнейско-фаменского ярусов (пласты Бш, Т+Фм) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Бб).

Месторождение в разведочный период разбуривалось разведочным фондом скважин. По результатам геолого-разведочных работ в 1990 году был проведен оперативный подсчет балансовых запасов нефти, на базе которого был составлен документ «Технологическая схема разработки Логовского месторождения». Согласно этой работе в разработку была вовлечена часть месторождения, расположенная за пределами калийной залежи, отделенная от контура ее выхода на соляное зеркало 250 - метровой зоной охранного целика.

Согласно утвержденного в Технологической схеме варианта разработки - на месторождении были выделены три эксплуатационных объекта (пласты Бш, Бб, Т+Фм), разрабатываемые самостоятельной сеткой скважин.

Оперативно подсчитанные запасы нефти и растворенного газа, принятые при проектировании в Технологической схеме после внесения ГКЗ Минприроды РФ корректировки по ряду подсчетных параметров, были утверждены (протокол ГКЗ №11110 от 13.09.91 г.).

В 1991 году на базе Логовского и еще шести месторождений Севера Пермской области объединением Пермьнефть и американской фирмой «SOCO International» было учреждено совместное предприятие «Пермьтекс» (Лицензия на разработку Логовского месторождения ПЕМ № 10285) НЭ.

С 1993 года СП «Пермьтекс» начало вести добычу, до апреля 1995 года вывоз нефти на месторождении осуществлялся автотранспортом, с апреля добытая нефть вывозится по нефтепроводу до Чашкинского месторождения и в магистральный нефтепровод.

Эксплуатационное разбуривание месторождения началось в 1995 году.

После уточнения геологического строения продуктивных пластов в процессе эксплуатационного разбуривания, изменения объемов бурения возникла необходимость корректировки технико-экономических показателей утвержденного в Технологической схеме варианта разработки месторождения и расчета дополнительного варианта разработки с последующим проведением его технико-экономической оценки.

Для решения этих вопросов в 1995 году СП «Пермьтекс» была выполнена работа «Дополнение к технологической схеме разработке Логовского месторождения нефти», утвержденная на Центральной Комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений», утвержденная ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2010 от 03.04.1996г.).

Согласно утвержденного Дополнения пласты Бб и Т+Фм были объединены в единый объект. Разработку предполагалось вести по площадной пятиточечной системе, с освоением в первую очередь пласта Т+Фм.

В связи с получением новой геолого-промысловой информации в процессе разбуривания (после 1990 года на месторождении были дополнительно пробурены 27 эксплуатационных скважин), возникла необходимость в пересчете ранее утвержденных запасов нефти. Результаты интерпретации ГИС и данные эксплуатации скважин позволили уточнить строение залежей и скорректировать начальные запасы Логовского месторождения.

В 1999 году был проведен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ООО СП «Пермьтекс» на период действия лицензионных соглашений. Согласно приказа Минтопэнерго России от 23.03.99 г. по выполненной работе была проведена экспертиза с заключением об обновлении проектной документации по всем месторождениям ООО «Пермьтекс».

На заседании Бюро ЦКР СП ООО «Пермьтекс» было рекомендовано провести пересчет запасов Логовского месторождения и составить на их базе новый проектный документ (Протокол №2411 от 9.09.99 г.).

В 2000 г. ЗАО «ИНКОНКО» запасы нефти и растворенного газа были пересчитаны, дифференцированы по категориям, и утверждены ЦКЗ Минприроды РФ от 31.08.2000 г. (Протокол № 96).

При подсчете запасов нефти и растворенного газа на основе принципов детальной корреляции выделено 4 подсчетных объекта: нефтяные пласты Бш, Тл, Бб и Т+Фм.

На дату подсчета запасов 01.01.2000 г. были использованы материалы 13 поисково-разведочных и 27 эксплуатационных скважин.

Геологические запасы нефти утверждены по категории В+С₁ в количестве - 10 760 тыс. т., по категории С₂ - 545 тыс. т. (Протокол ЦКЗ Минприроды РФ № 96 от 31.08.2000 г.).

На базе новых утвержденных запасов выполнена настоящая работа «Проект разработки Логовского месторождения». Соcтавление нового проектного документа ставит целью сформировать стратегию разработки и оценить ее при разных системах налогообложения, и, как результат представить наиболее эффективный сценарий его разработки.

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергосистемы. Основным топливом является уголь Кизеловского бассейна и частично газ Западной Сибири.

В геоморфологическом отношении территория представляет собой полого-всхолмленную равнину с понижением рельефа в долину р. Камы. Рельеф пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами с крутыми склонами.

Лес преимущественно хвойный, занимает до 60% общей территории.

Водными артериями являются: р. Усолка, протекающая с СВ на ЮЗ, р. Черная, протекающая с В на З и р. Кама, протекающая с С на Ю. Долины рек местами заболочены.

Почвы в районе песчаные и подзоленные супесчаные. Грунтовые воды залегают на глубине не более 10 м. Источником водоснабжения служат подземные воды. Производственно-противопожарное водоснабжение осуществляется с помощью насосов по водопроводам от ближайших речек.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками.

Средняя годовая температура воздуха в районе составляет 0,8С. Самым холодным месяцем в году является январь со средней месячной температурой воздуха - 15,7С, самым теплым - июль со среднемесячной температурой 17,4С, абсолютный максимум - 36С. Продолжительность безморозного периода в среднем 101 день, устойчивых морозов - 139 дней.

Годовая сумма осадков составляет 771 мм. Большая часть осадков выпадает в теплое время года с максимумом в июле.

Максимальная высота снежного покрова на открытом участке составляет в районе 81 см.

Логовское месторождение нефти расположено между двумя детально разведанными участками калийных солей: Боровским на западе и Половодовским на востоке. В геолого-структурном отношении оно приурочено к восточной присводовой части Клестовского соляного поднятия.

Соляная толща на площади Логовского месторождения характеризуется сложными геологическими и гидрогеологическими условиями. В соответствии с этим, по горногеологическим параметрам практически вся площадь месторождения неблагоприятна для подземной выработки калийных солей. Подтверждением этому служат:

открытость калийной залежи (выход залежи непосредственно под отложения надсолевой толщи);

сложные условия залегания калийных солей (подтверждено специалистами ВНИИГалургия ).

Помимо калийно-магниевых солей, каменного угля (Кизеловский бассейн) и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн р.р. Вишеры и Яйвы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения. Большое развитие получили химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Логовского месторождения принимают участие осадочные образования протерозойского, палеозойского и кайнозойского возраста, изученные по материалам параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скв. № 13 (2625 м) и является типичным для Соликамской впадины (Приложение 1).

Нефтеносность месторождения в стратиграфическом отношении приурочена к турнейско-фаменским, тульско-бобриковским и башкирско-серпуховским отложениям.

Венд - V

Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, вскрытой мощностью 54 м.

Девонская система - D

Охарактеризована отложениями среднего и верхнего отделов.

Средний отдел (D₂) - представлен алевролитами с прослоями аргиллита и сидерита эйфельского яруса (D₂ef) и песчаниками живетского яруса (D₂zv). Мощность отдела до 50 м.

Верхний отдел (D₃) представлен отложениями фаменского и франского ярусов.

В составе нижнефранского подъяруса (D₃f₁) выделяются верхняя карбонатная пачка (рифовый тип разреза), сложенная черными известняками мощностью 3-5 м, и нижняя терригенная, представленная отложениями кыновского, пашийского и саргаевского горизонтов мощностью около 40 м - алевролитами, аргиллитами, реже песчаниками с прослоями плотных известняков.

Отложения верхнефранского подъяруса (D₃f₂) представлены известняками светло-серыми, плотными, кавернозными мощностью до 276 м.

Фаменские отложения (D₃fm) рассматриваются совместно с турнейскими из-за отсутствия четкой границы между ними.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел (C₁) охарактеризован отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейско-фаменские отложения (C₁t+D₃fm) представлены мощной толщей известняков, характеризующих рифовый тип разреза, светло-серых до коричневато-серых, трещиноватых, кавернозных, с включениями кальцита и ангидрита. Мощность отложений составляет 178-390 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Т+Фм).

Визейские отложения (C₁v) представлены нижним, средним и верхним подъярусами. Нижневизейские породы, в составе малиновского надгоризонта, сложены аргиллитами, алевролитами и углисто-глинистыми сланцами мощностью от 2 до 14 м.

Средневизейские отложения охарактеризованы тульским и бобриковским горизонтами. Бобриковский горизонт представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, мощность которых составляет 8-18 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бб).

Терригенная пачка тульского горизонта сложена песчаниками, иногда нефтенасыщенными, алевролитами и аргиллитами. Мощность терригенной пачки колеблется от 5 до 17 м. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность карбонатной пачки составляет 7-11 м.

Отложения верхневизейского подъяруса рассматриваются совместно с серпуховскими (C₁s). Представлены известняками светло-серыми, битуминозными, глинистыми, и доломитами кавернозными, слабо известковистыми, с прослоями аргиллитов. Мощность отложений 212-250 м.

Средний отдел (C₂) представлен башкирским и московским ярусами.

Мощность биоморфных и детритово-биоморфных известняков башкирского яруса (C₂b) составляет 61-77 м. К данным отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бш).

Московский ярус (C₂m) в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов сложен известняками и доломитами с включениями кремня и ангидрита и с прослоями аргиллитов. Мощность отложений колеблется от 186 до 275 м.

Верхнекаменноугольные отложения (C₃) представлены карбонатной толщей мощностью 37-85 м.

Пермская система - Р

Нижнепермский отдел (P₁) представлен отложениями ассельского+сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.

Ассельский+сакмарский ярусы (P₁as+P₁s) представлены плотными известняками, окремнелыми с глинистым материалом, мощностью 210-300 м.

Карбонатная пачка артинского яруса (P₁ar) сложена известняками органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Мощность пачки колеблется от 212 до 300 м. Терригенная пачка представлена темно-серыми известковистыми аргиллитами мощностью 150-260 м.

Кунгурский ярус (P₁k) представлен ангидритовой и глинисто-карбонатной пачками филипповского горизонта мощностью 68-85 м; соленосной и глинисто-ангидритовой толщами (610-680 м) иренского горизонта.

Верхний отдел (P₂) охарактеризован отложениями шешминского и соликамского горизонтов уфимского яруса (P₂u). Мощность терригенно-карбонатной и соляно-мергельной толщ составляет 84 м.

Четвертичная система - Q

Четвертичные отложения представлены современным и древним аллювием, глинами, песками, суглинками, реже галечником. Мощность отложений колеблется от 0 до 20 м.

1.3 Тектоника

Логовское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского выступа, осложняющего центральную часть Соликамской депрессии.

Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек верхнедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Наряду с верхнедевонскими, предполагается существование артинских органогенных построек мощностью не более 30 м. Таким рифовым массивом и является Логовская структура.

Характер и общие закономерности тектонического строения структуры прослежены по отражающим горизонтам А^к, II^п, III.

Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ на территории Логовского месторождения картируется в виде моноклинали со средней абсолютной глубиной от -4000 м на западе до -4600 м на востоке.

Вендские отложения вскрыты скважинами №№ 12-ОГН и 13-ОГН. В плане поверхности вендского комплекса прослеживается моноклинальный наклон на восток-юго-восток от абсолютных глубин -2275 м до -2590 м.

Отражающий горизонт III (кровля терригенных отложений кыновского горизонта франского яруса) без видимых структурных осложнений полого погружается на восток-юго-восток.

По горизонту II^п (кровля карбонатных пород турнейско-фаменского возраста) структура имеет вид асимметричной брахиантиклинали, вытянутой в северо-восточном направлении с двумя вершинами. Размеры структуры в пределах изогипсы -1925 м составляют 9х3 км, амплитуда северной вершины - 62 м, южной - 83 м. Углы падения меняются в пределах 6-12, причем большая крутизна присуща северо-западному крылу.

Структурный план башкирского яруса изучен недостаточно. Сейсмических исследований данного структурного этажа не проводилось ввиду отсутствия четкого отражающего горизонта. В связи с этим, все структурные построения были проведены по аналогии с достаточно информативным нижележащим турнейско-фаменским структурным планом.

По горизонту А^к (поверхность артинских карбонатных отложений) поднятие приобретает вид сложнопостроенного структурного выступа с относительно крутым (до 8) и высокоамплитудным (до 80 м) юго-восточным и невыразительным (амплитудой не более 30 м) северо-западным крылом.

Таким образом, в тектоническом отношении Логовское поднятие является структурой тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов девонских, каменноугольных и пермских отложений.

1.4 Нефтегазоносность

В разрезе Логовского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

среднекаменноугольный карбонатный НГК;

нижне-средневизейский терригенный НГК;

верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Логовском месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского и серпуховского ярусов (пласт Бш).

Нижне-средневизейский терригенный НГК

На Логовском месторождении в пределах нижне-средневизейского НГК промышленное значение имеют отложения тульского и бобриковского горизонтов (пласты Тл и Бб).

Отложения тульского горизонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют.

Отложения бобриковского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами в пределах комплекса выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В связи с тем, что кровля турнейских отложений на Логовском месторождении в большинстве скважин размыта, а также отсутствует четкая граница между турнейским и фаменским ярусами, они рассматриваются совместно. Промышленное значение на месторождении имеет пласт Т+Фм.

Таким образом, в разрезе Логовского месторождении установлена нефтеносность в башкирско-серпуховских (пласт Бш), тульско-бобриковских (пласты Тл и Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях. Строение залежей схематично отображено на геологическом профильном разрезе I-I по линии скважин №№ 234-231-233-145-141-211-216-210-213-47-130 (Приложение 2). Общая характеристика залежей приведена в таблице 1.4.1

Таблица 1.4.1

Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов.

Пласт	Абс. отм. Залегания	Средняя эффективная толщина по пласту в целом, м	Принятое положение	Тип залежи
	пласта в своде, м	общая	Нефтена-сыщенная	Водона-сыщенная	ВНК, м, абс. отм.
Т+Фм	-1833: -1853	10,1	7,1	4,7	-1909,0	Массивная

Залежь в турнейско-фаменских отложениях (Т+Фм)

Залежь приурочена к верхней подразмывной части карбонатного массива турнейско-фаменского возраста. Нефтеносность связана с порово-кавернозно-трещинными коллекторами, развитие которых характерно для примыкающих к эрозионным поверхностям отложений. Покрышкой служат плотные непроницаемые аргиллиты и алевролиты с битумным и углисто-глинистым цементом малиновского надгоризонта толщиной 2,2-14,0 м.

Залежь массивная, водоплавающая по всей площади, за исключением участка скважин №№ 219, 232, в которых в интервале продуктивной толщи коллектор отсутствует. Абс. отм. залегания кровли пласта в своде варьируют от -1833 м на южном куполе до -1853 м на северном. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 2,9х9,3 км. Высота залежи 70 м. В составе пласта выделяется от 2 до 20 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,0 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,12. Коэффициент расчлененности 4,4 (Таблица 1.4.2).

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,7 до 17,8 м (Приложение 3), средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,1 м (Таблицы 1.4.1, 1.4.2). Доля эффективных нефтенасыщенных толщин в общей толщине продуктивной пачки довольно низкая - 18%, плотными разностями занято 82% объема залежи. В этой связи устойчивая работа скважин, эксплуатирующих турнейско-фаменскую залежь, указывает на хорошую гидродинамическую связанность резервуара, что возможно при наличии трещиноватости в плотных разностях.

Водонефтяной контакт принят по результатам интерпретации ГИС, опробований и данных эксплуатационных скважин на абс. отметке -1909,0 м.

Основные выводы:

1. Район Логовского месторождения имеет нормальный тип гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод.

2. Нижняя гидродинамическая зона характеризуется существенной фильтрационной неоднородностью палеозойских отложений, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными, зональным распространением палеокарстовых коллекторов в карбонатных комплексах в сводовой части тектоно-седиментационных поднятий. Широкое развитие слабопроницаемых субэндогенных геофильтрационных сред обусловило значительную долю “сухих” интервалов разреза в общем объеме гидродинамических испытаний скважин.

3. Начальные пластовые давления в водонасыщенных отложениях линейно связаны с абсолютной глубиной их залегания. Давление в залежах, как правило, меньше расчетного давления в прилегающей водоносной части. Верхневизейско-башкирская и турнейско-фаменская залежи находятся в “спокойных” гидродинамических условиях, яснополянская залежь на южном куполе - в зоне резких (от 310 до 718 м) перепадов напоров, а на северном - в зоне нормальных напоров. Глубинный латеральный сток имеет отчетливо выраженный местный характер. Его направления и скорость контролируются положением и гидрогеологической активностью зон вертикальных перетоков.

Таблица 1.4.2

Характеристика толщин продуктивных пластов

Толщина	Наименование	По пласту в целом
		Т+Фм	Бб	Бш
Общая	Средняя, м	77,8	10,1	38,2
	Коэффициент вариации,доли ед.	0,434	0,394	0,684
	Интервал изменений, м	43,0-136,0	4,6-19,4	28,4-61,2
в.т.ч. Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации,доли ед. Интервал изменений, м	47,8 0,349 10,6-79,9	9,5 0,403 2,5-19,4	27,2 0,490 7,6-49,3
Водонасыщенная	Средняя, м	33,9	11,7	11,1
	Коэффициент вариации,доли ед.	0,505	0,365	0,947
	Интервал изменений, м	5,3-76,2	8,1-16,6	0,6-32,8
Общая эффективная	Средняя, м	10,1	4,0	11,5
	Коэффициент вариации,доли ед.	0,774	0,768	0,524
	Интервал изменений, м	2,7-22,6	0,6-10,4	3,1-32,8
в.т.ч. Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации,доли ед. Интервал изменений, м	7,1 0,849 1,7-17,8	3,8 0,551 0,6-8,4	7,3 0,486 1,0-16,4
Водонасыщенная	Средняя, м	4,7	3,6	6,5
	Коэффициент вариации,доли ед.	0,571	1,485	0,546
	Интервал изменений, м	0,8-9,6	0,8-10,4	0,4-21,6

Таблица 1.4.3

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

	Кол-во скв.,	Коэффициент песчанистости, д.ед.	Коэффициент расчлененности, д. ед.
Пласт	использованных для определения	Среднее значение	Коэффициент вариации	Среднее значение	Коэффициент вариации
Т+Фм	19	0,12		4,4
Бб	19	0,34		2,48
Бш	8	0,46		6,7

1.5 Свойства и состав нефти, растворенного газа и воды

Физико-химические свойства пластовых флюидов продуктивных горизонтов Логовского месторождения изучены достаточно полно. В период после подсчета запасов 1991 г. были исследованы дополнительно глубинные и поверхностные пробы, отобранные в эксплуатационных скважинах.

Наиболее полно поверхностными и глубинными пробами охарактеризованы пласты Бб и Т-Фм. Свойства пластовой нефти приведены в таблице 1.5.1. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти представлены в таблице 1.5.2. При этом особенно выделены результаты, полученные с помощью дифференциального разгазирования, так как именно они использовались для принятия средних значений подсчетных параметров, учитывающих свойства нефти и газа.

Физико-химическая характеристика нефти по пласту Т-Фм.

Нефти Логовского месторождения относятся к категории легких, маловязких, смолистых, сернистых. Растворимый в нефти газ - метановый, с относительно высоким содержанием этан-пропановых фракций и азота, с низким содержанием кислых компонентов - сероводорода и углекислоты. Плотность нефти- 0,841 т/м³, пересчетный коэффициент-0,835, газосодержание-94,8. Значения приняты по результатам исследования глубинных проб разгазированной нефти при дифференциальной сепарации.

Нефти из пласта Т+Фм близки по своим физико-химическим свойствам нефтям вышележащего бобриковского пласта. Давление насыщения меняется от 10,90 МПа до 12,50 МПа и в среднем составляет 11,50 МПа. Содержание газа в нефти - 94,8 м³/т, плотность нефти в пластовых условиях - 0,7655 г/см³, динамическая вязкость - 1,76 МПа*с, объемный коэффициент - 1,198. Зависимости плотности, вязкости, объемного коэффициента, газонасыщенности от давления приведены на рис.1.5.1

Таблица 1.5.1

Свойства пластовой нефти. Пласт Т+Фм

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменений	Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	5	20	10,90-12,50	11,5
Газосодержание, м3/т	5	20	94,8-115,1
Плотность, г/см3	5	20	0,760-0,769	0,765
Вязкость, мПа*с	5	20	1,64-1,90	1,76
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед.	5	20	1,198-1,280	1,201
Температура насыщения парафином,0С	5	20	54,3-64,0	56,2

Сепарированная нефть легкая, маловязкая, смолистая, сернистая (Таблица 1.5.2). Температура застывания нефти от +2С до -20С.

Таблица 1.5.2

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Пласт Т+Фм

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Вязкость, мПа*с	8	12
при 20 0С			6,51-34,16	7,49
при 50 0С			3,34-5,54	4,11
Температура застывания, 0С	8	12	от -20 до +2	-10,5
Температура насыщения парафином, 0С	8	12	54,3-64,0	56,2
Массовое содержание, %	8	12
серы			0,63-2,12	0,82
смол селикагелевых			9,19-13,42	11,69
асфальтенов			0,29-1,54	0,94
парафинов			2,73-5,06	3,99
Объемный выход,%	8	12
н.к. 100 0С			2,0-18,0	12,0
до 150 0С			14,0-28,0	23,0
до 200 0С			25,0-38,0	34,0
до 300 0С			52,0-60,0	56,5

Растворенный в нефти газ охарактеризован пробами, полученными при дифференциальном разгазировании пластовой нефти. Газ классифицируется как малоазотный, малометановый, высокожирный. Сероводород не обнаружен (Таблица 1.5.3).

Таблица 1.5.3.

Компонентный состав газа, разгазированной и пластовой нефти (объемное содержание в %). Пласт Т+Фм

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти и рабочих условиях	Пластовая нефть
	Выделившийся газ	нефть	Выделившийся газ	нефть
Сероводород	отс.
Углекислый газ	0,54
Азот	9,17
гелий	0,038
метан	45,68
этан	22,4
пропан	15,19
изобутан	1,4
н. бутан	3,59
изопентан	0,78
н.пентан	0,78
гексаны+высшие	0,47
гептаны
остаток (С8+высшие)
Молекулярная масса остатка
Плотность: газа, кг/м3	0,98

Концентрация микроэлементов в нефтях Пермского Прикамья невелика. В заметных количествах присутствует ванадий, никель, а в некоторых нефтях железо и свинец. На Логовском месторождении исследований по содержанию микроэлементов в нефтях не проводилось. По суммарному содержанию асфальтенов и смол нефти Логовского месторождения сопоставимы с нефтью Чашкинского месторождения. На основании этого, можно предположить, что микроэлементный состав нефтей Логовского и Чашкинского месторождений будет иметь близкие значения (Таблица 1.5.4).

Таблица 1.5.4.

Микрокомпонентный состав нефтей Логовского месторождения

Пласт, возраст	% на нефть (n*10-5 %)
	V	Fe	Ni	Cu	Zn	Pb
Т+Фм	91,0	68,4	77,3	0,8	2,8	35,0

Товарная характеристика нефти обуславливается ее свойствами на поверхности. Нефти Логовского месторождения сернистые, поэтому процессам переработки должна предшествовать сероочистка. Выход бензиновых фракций составляет 33%об. (пласт Бб) и 47,5%об. (пласт Бш). Они могут использоваться для получения автомобильных бензинов. Керосиновые дистилянты нефтей после предварительной сероочистки могут использоваться для получения осветительных керосинов. Высококипящая часть нефтей может служить сырьем для получения летнего дизельного топлива. Нефтяной газ рекомендуется использовать в нефтехимическом производстве.

II Техническая часть

2.1 Современное состояние разработки

нефтяное месторождение геологическое газ

Добыча нефти на Логовском месторождении ведется с октября 1992г. Разбуривание месторождения проектными скважинами началось с 1995г. По состоянию на 01.10.2000г. на месторождении 30 добывающих скважин, суммарный объем добычи нефти с начала разработки составил 805,6 тыс.т.

Логовское месторождение в течении более чем 5-лет разрабатывалось на истощение без поддержания пластового давления. Закачка воды начата в 2000 году и в настоящее время накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составляет около 20 %.

В связи с этим, представляется целесообразным оценить эффективность разработки месторождения на истощение и возможное влияние этого периода разработки в последующем. Такая оценка производилась путем сопоставления показателей разработки Логовского месторождения с аналогичными показателями разработки нескольких месторождений Пермской области, близких по своим характеристикам к Логовскому месторождению. Было проведено сопоставление фильтрационно-емкостных характеристик пластов этих месторождений, которое указывает на то, что пласты Логовского месторождения отличаются несколько худшими фильтрационными характеристиками и продуктивностью, чем остальные месторождения.

Следует указать, что рассматриваемые месторождения имеют различные геолого-физические характеристики пластов, запасы, разрабатываются в отличающихся условиях и с использованием различных систем разработки. Поэтому оценка эффективности разрабокти месторождений возможна путем сопоставления некоторых относительных показателей. На рис. 2.1.1-2.1.5 приведено сопоставление ряда таких показателей для рассматриваемых месторождений. Представленные на этих рисунках данные указывают на высокую сравнительную эффективность разработки Логовского месторождения.

Так, значения КИН пластов Логовского месторождения при одних и тех же величинах приведенного отбора жидкости несколько выше, чем по остальным анализируемым месторождениям (сплошной и пунктирной линиями на рис.2.1.1 для Логовского месторождения показаны фактические и прогнозные данные). Под приведенным отбором жидкости понимается величина накопленной добычи жидкости в пластовых условиях, отнесенная к величине начальных запасов нефти пластов. Таким образом, на Логовском месторождении достигаются значения КИН при меньших отборах из пластов воды.

В процентном отношении отбор нефти от начальных извлекаемых запасов по Логовскому месторождению достигается при гораздо меньших значениях текущей обводненности продукции скважин (рис. 2.1.2)

Напротив, один и тот же отбор нефти от извлекаемых запасов Логовского месторождения достигается при меньших величинах накопленной компенсации отборов жидкости закачкой (рис. 2.1.3), что означает отбор той же части запасов нефти при меньших (относительных) объемах закачки воды в пласты. Характерно, что это достигается при достаточно высоких темпах отбора нефти, на что указывает сопоставление зависимостей темпов отбора нефти от накопленной компенсации (рис. 2.1.4).

Не отмечается на месторождении и значительных темпов снижения дебитов скважин по жидкости - на рис. 2.1.5 представлена зависимость дебитов от накопленной компенсации. Все представленные данные указывают на довольно высокую эффективность разработки Логовского месторождения, по ряду параметров превосходящих параметры разработки аналогичных месторождений. В первую очередь, это достижение КИН и величин отборов нефти от начальных запасов при более низких значений обводненности и накопленной компенсации, что приводит и к лучшим экономическим показателям.



Рис. 2.1.1 Зависимость значения КИН от величины приведенного отбора жидкости.

Рис. 2.1.2 Зависимость текущей обводненности от отбора извлекаемых запасов

Рис. 2.1.3 Зависимость отбора извлекаемых запасов от накопленной компенсации.

Рис. 2.1.4 Зависимость темпа отбора извлекаемых запасов от накопленной компенсации

Рис. 2.1.5 Дебиты жидкости при различной накопленной компенсации

Разработка пласта Т-Фм+Бб в настоящее время ведется согласно последнему проектному документу. Скважины размещаются по редкой сетке 625х625 м по площадной пятиточечной системе. Разбуривание пласта до 2000 года отставало от запроектированного. Несмотря на превышение в 1999г. годовой добычи (132%), накопленная добыча на 2000 г. не соответствует проекту (72%). Величина газового фактора в 2000г. составляет всего 33% от ожидаемого. В результате добыча нефтяного газа, как годовая, так и накопленная оказались существенно ниже проектной.

Рис 2.1.6 График разработки Логовского месторождения Фаменская залежь

Таблица 2.1.1

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом

Показатели	1996 г.	1997 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г.
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Добыча нефти всего, тыс.т/год	213.60	92.58	310.01	184.36	217.38	208.59	161.07	205.74	207.40	136.97
за счет метода повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс.т, в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения	351.90	157.38	661.90	341.74	879.30	550.33	1040.30	756.07	1247.70	892.68
Добыча нефтяного газа, млн.нм3/год	43.02	8.82	55.60	16.79	38.72	19.36	28.41	14.73	37.67	8.04
Накопленная добыча нефтяного газа, млн.нм3	65.12	15.21	119.62	32.01	158.47	51.37	186.88	66.09	224.55	74.13
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	375.70	157.69	723.80	409.03	979.30	566.71	1177.30	784.57	1435.30	955.86
Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3	110.20	0.00	160.30	0.00	217.20	0.00	645.90	0.00	1163.60	65.94
годовая, тыс.м3/год	31.90	0.00	50.10	0.00	57.20	0.00	428.00	0.00	517.70	65.94
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	34	18	51	27	60	29	35	24	35	30
Перевод скважин на механизированную добычу, шт.	5	9	9	16	6	2	0	0	0	6
Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.	0	0	0	0	0	0	0	4	0	1
Выбытие нагнетательных скважин, шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	3	0	3	0	4	0	24	4	24	5
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины
По нефти, т/сут	26.40	20.10	21.90	27.36	11.80	23.83	8.25	23.27	16.35	21.05
По жидкости, т/сут	29.45	20.22	25.75	37.31	15.95	24.77	12.55	24.60	21.65	23.52
Газовый фактор, м3/т	133.90	97.56	119.75	95.56	120.80	94.93	121.30	76.68	121.50	65.90

Таблица 2.1.2

Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт) Т-Фм+Бб

Показатели	1996 г.	1997 г.	1998 г.	1999 г.	На 01.10.2000 г.
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Добыча нефти всего, тыс.т/год	193.80	85.33	289.40	169.30	197.90	189.08	143.60	189.43	192.20	118.99
в том числе:
из переходящих скважин	47.30	0.00	82.50	0.00	183.40	0.00	143.60	0.00	192.20	0.00
из новых скважин	43.00	24.14	111.30	34.56	106.00	0.00	0.00	0.00	0.00	11.64
Накопленная добыча нефти, тыс.т	300.60	150.13	590.00	319.43	787.90	508.50	931.50	697.93	1123.70	816.93
Добыча нефтяного газа, млн.нм3/год	42.01	8.46	62.50	15.39	37.73	18.36	27.52	13.87	36.90	7.03
Накопленная добыча нефтяного газа, млн.нм3	54.55	14.37	117.00	29.77	154.80	48.13	182.30	62.00	219.20	69.04
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %	5.70	2.56	8.50	5.22	5.80	6.15	4.20	6.57	5.70	4.42
Обводненность среднегодовая (по массе), %	4.50	0.08	7.00	1.86	6.90	3.27	5.20	4.76	8.50	10.21
Добыча жидкости всего, тыс.т/год	203.00	85.40	311.20	172.51	212.60	195.48	151.50	198.89	210.00	132.52
В т.ч. ЭЦН	203.00	19.71	311.20	154.16	212.60	195.48	151.50	198.89	210.00	132.52
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	310.20	150.20	621.40	322.71	834.00	518.19	985.50	717.08	1,195.50	849.60
Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	365.00	0.00	819.00	52.94
годовая, тыс.м3/год	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	365.00	0.00	454.00	52.94
Компенсация отборов в пластовых условиях жидкости	:
текущая, %	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	170.50	0.00	155.40	44.94
накопленная, %	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	26.20	0.00	48.70	6.55
Ввод добывающих скважин, шт.	5	10	8	8	6	0	0	0	0	5
Выбытие добывающих скважин, шт.	0	0	0	0	0	0	0	5	0	0
в т.ч. под закачку	0	0	0	0	0	0	0	4	0	0
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	20	17	35	24	45	29	25	21	25	30
Перевод скважин на механизированную добычу, шт.	5	9	9	13	6	5	0	0	0	0
Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.	5	0	6	0	4	0	0	4	0	1
Выбытие нагнетательных скважин, шт.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	0	0	0	0	0	0	20	4	20	5
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины
по нефти, т/сут	44.80	19.61	36.80	27.37	17.60	13.20	11.50	23.93	27.70	21.80
по жидкости, т/сут	46.90	19.63	39.50	27.90	18.90	13.67	12.10	25.10	30.30	24.30
Среднесуточный дебит новых скважин
по нефти, т/сут	71.81	12.90	45.59	21.95	16.60	0.00	0.00	0.00	0.00	21.28
по жидкости, т/сут	76.80	12.90	47.10	22.00	18.20	0.00	0.00	0.00	0.00	21.80
Среднесуточная приемистость
нагнетательной скважины, м3/сут	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	123.50	0.00	81.80	39.21

Утвержденное значение КИН категории запасов С₁ по пласту Т+Фм - 29,2 % (извлекаемые запасы 1,133 млн.т).

2.2 Анализ фонда скважин и показателей их эффективности

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 01.11.2007 составил 12шт. Все скважины Логовского месторождения эксплуатируются механизированным способом. Как видно из технологического режима работы добывающих скважин пласта Т-Фм 91,7% добывающего фонда оборудовано ЭЦН. Для обвязки скважин используется устьевая арматура типа АФЭ1х65х14ХЛ.

Глубина подвески насосов изменяется в пределах 1796- 2125,9 м, динамический уровень - 915-1860 м. Насосы способны работать при дебитах скважин, изменяющихся от 18 до 831 м³/сут, обводненности до 95%, при этом коэффициенты подачи насоса - 0.71-1,67, давления на приеме насосов - 3.71-13.08 МПа.

Межремонтный период скважин с УЭЦН в среднем составляет 248 сут, в отдельных скважинах достигает 720 сут. Основными причинами подземных ремонтов являются выход из строя насоса и нарушение электроизоляции.

Распределение фонда скважин по типоразмерам насосных установок представлено в таблице 2.2.1, показателей добычи - в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.1

Распределение фонда скважин по типоразмерам насосных установок

Типоразмер наоса	Количество, шт.
ЭЦНМ18-2000	4
ЭЦНМ50-1550	1
ЭЦНМ50-1950	2
ЭЦНМ50-2000	2
ЭЦНМ30-2000	2
ВННП25-2000	1

Таблица 2.2.2

Анализ показателей добычи

Показатель	Интервал изменений	Среднее значение
Дебит по жидкости, м3/сут	2.8-33.5	12.43
Дебит по нефти, т/сут	0.6-27.7	7.26
Обводненность, %	0.2-98	13.68
Забойное давление, атм	3.71-13.08	7.23
Пластовое давление, атм	5.49-17.45	10,6
Коэф. продуктивности, м3/(сут?МПа)	0,737-15.981	4.68

2.2.1 Используемое оборудование на предприятии (УЭЦН)

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У - установка, 2 -вторая модификация, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, К - повышенный коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнения, 6 - группы насосов, 180, 350 - подача м\сут, 1200, 1100 - напор, м.в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы - 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5 а - 103 мм, группы 6 - 114 мм

Размещено на Allbest.ru