Разработка основных продуктивных пластов Нефтеюганского района

Размещено на http://www.allbest.ru/

43

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов

1.1 Условия залегания основных продуктивных пластов

1.2 Коллекторские свойства основных продуктивных пластов.

1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

1.4 Характеристика системы разработки

2. Динамика основных показателей разработки

3. Сравнение проектных и фактических показателей разработки основных продуктивных пластов

4. Расчет процесса обводнения по методике М.М. Сатарова

5. Расчет разработки залежи

6. Прогнозирование показателей разработки

Выводы

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Изучение процесса разработки месторождения проводится с целью углубленной проработки отдельных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличения нефтеотдачи, обобщение опыта разработки и формирование прогнозов дебитов скважин и состояния объектов разработки.

При этом главными задачами являются:

· изучение продуктивной толщи месторождений;

· уточнение геологического строения месторождений (залежей) и параметров продуктивных пластов в процессе их разработки;

· составление и внедрение технологической документации по отдельным объектам (пластам, горизонтам) разработки;

· планирование и контроль проведения на месторождениях эксплуатационного и разведочного бурения;

· планирование показателей разработки месторождения для достижения проектных уровней добычи нефти и газа;

· учёт, анализ и контроль выработки запасов нефти и газа по объектам разработки месторождений.

Также выявляются: текущее состояние разработки месторождений и изменения пластовых давлений по объектам и месторождениям, разработка технологических режимов работы с эксплуатационными и нагнетательными скважинами, а также других мероприятий, обеспечивающих достижение проектных показателей разработки месторождений и интенсификацию добычи нефти, проектную нефтеотдачу пластов. При этом устанавливаются различные нормы отборов нефти, и производится оценка эффективности мероприятий, подготавливаются различные данные по всем аспектам разработки месторождений и работы отдельных скважин, включая отчётность установленной формы.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.1 УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Мало-Балыкское месторождение открыто в 1966 г. и является, крупным по объёму запасов, многопластовым месторождением. Оно введено в разработку в 1986 г., которая в настоящее время осуществляется УДНГ «Майскнефть» - одним из нефтегазодобывающих предприятий ОАО «Юганскнефтегаз».

В административном отношении Мало-Балыкское месторождение нефти и газа располагается в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1.1). Ближайший населенный пункт поселок Сентябрьский, который находится в 12 км от цеха добычи нефти и газа №4 НГДУ «МайскНефть». Город Нефтеюганск расположен северо-восточнее на 75 км.

Расположено между разрабатываемыми месторождениями: Южный-Балык, Средний Балык, Петелинским. Площадь месторождения пересекается трассами газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык - Омск. В 12 км восточнее находится разъезд Юнг-Ях железной дороги « Тюмень-Сургут-Нежневартовск». Рельеф по трассам коммуникаций слабо всхолмленный. Значительная часть территории занята болотными массивами. Речная сеть развита слабо.

Древесная растительность суходольных участков характеризуется смешанными и хвойными лесами, преобладающие породы деревьев - сосна, ель, кедр, береза, осина. Заболоченные участки покрыты в основном сосновой порослью.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое и теплое. Часто наблюдаются поздние весенние и осенние ранние заморозки. Безморозный период очень короток. Среднегодовая температура воздуха-2,4^оС, среднемесячная температура наиболее холодного месяца января-21,4 ^оС, а самого жаркого месяца июля

+ 17 ^оС. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь(-56^оС), абсолютный максимум на июнь-июль(+35^оС). Продолжительность безморозного периода -92 дня, устойчивость морозов -152 дня.

Рисунок 1.1.1 Обзорная карта месторождений Нефтеюганского района



Дата первого заморозка осенью - 3 сентября, последнего заморозка весной -2 июня. Максимальная высота снежного покрова достигает 82 см. Снежный покров образуется 22 октября, сходит 6 мая. Сохраняется снежный покров 195 дней в году.

Согласно схеме тектонического районирования Западной Сибири Мало-Балыкское месторождение приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию, расположенному на Южном окончании Сургутского свода. Южно-Балыкское куполовидное поднятие осложнено поднятиями более мелкого порядка (Западно-Балыкское, Мало-Балыкское, Восточно-Мало-Балыкское). В пределах Мало-Балыкского поднятия выделяются два купола - центральный и северный.

Структурный план Мало-Балыкского месторождения хорошо прослеживается, практически, по всему разрезу юрских и меловых отложений с уменьшением амплитуды поднятия снизу вверх. В составе осадочного чехла на месторождение выделяются отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Общие средние толщины отложений этих систем составляют 200, 1950, 80 и 50 м, соответственно. Геологическое строение месторождения сходно с другими изученными месторождениями Сургутского нефтегазового района. Продуктивные пласты Мало-Балыкского месторождения можно разделить на три группы, отличающиеся глубиной залегания, типом залежи, ФЕС коллекторов, а также стадией разработки:

- I группа: пласты А₄, А_5-6, А_7, БС₉ -- разрабатываемые пласты с относительно высокими ФЕС.

- II группа: ачимовская толща (пачки Ач₁, Ач₂, А_ч3 разрабатываемые пласты с низкими ФЕС).

- III группа: пласты Ю₀, Ю₂ - неразрабатываемые малоизученные пласты с низкими ФЕС.

В промышленную разработку вовлечены пласты I и II группы. Пласты III группы слабо изучены и требуют доразведки.

Всего на месторождении выявлено 15 самостоятельных залежей нефти.

Таблица 1 Распределение залежей нефти по пластам

Продуктивный пласт	Количество самостоятельных залежей пласта
Пласт А4	1
Пласт А5-6	5
Пласт А7	3
Пласт БС9	1
Ачимовская толща	3
Пласт Ю0	1
Пласт Ю2	1

Пласт АС₄

Пласт АС₄ (рисунок 1.1.2) представлен на месторождении одной залежью размером 15Ч30 км, в плане отдаленно напоминающую подкову, обращенную выпуклой стороной на север, и в настоящее время находится в разработке. Площадь нефтеносности залежи пласта АС₄ составляет 177.4 кв. км., из них на долю водонефтяной зоны приходится 124.1 кв. км или 70% . Залежь пласта АС4 отделена от нижележащей залежи пласта АС_5-6 глинистым разделом толщиной 2- 8 м. Отметка ВНК залежи пласта АС₄ по данным Главтюменьгеологии принимаются на уровне 1973м. Дебиты безводной нефти, полученные при испытании пласта АС₄ разведочными скважинами, составили 6.0- 70.0 м3/сут. Глубина залегания 2000м. Пласт АС₄ представлен на месторождении одной залежью размером 15Ч30 км, в плане отдаленно напоминающую подкову, обращенную выпуклой стороной на север, и в настоящее время находится в разработке.

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта 7,4 м, проницаемость 76.5 мкмІ, вязкость нефти 2,91 мПа*с. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АС₄ достигает 25,4 м.

продуктивный пласт обводнённость нефтеотдача

Рисунок 1 Разрез пластов группы А

Пласт характеризуется невыдержанностью толщины по площади и разделу. На отдаленных участках залежи встречаются зоны полного литологического замещения коллекторов глинистыми породами. Четкой закономерности в распространении зон глинизации и изменений общей и эффективной толщины пласта не наблюдается.

Пласт АС_5-6

Пласт АС_5-6 представлен на месторождении пятью залежами нефти в пределах сводовых частей Мало-Балыкской структуры. Наиболее крупные из них: основная, размерами 9Ч5 км, высотой 51 м и восточная размером 5Ч2 км, высотой 20 м. Тип основной залежи - пластово-сводовая, восточной - пластово-массивная. Основная залежь на 86% по площади подстилается водой, восточная - по всей площади подстилается водой. Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) основной залежи приурочена в основном к ее южной части и имеет островное строение в плане разработки. Всего выделяется девять участков ЧНЗ. Наиболее крупный участок ЧНЗ размером 1Ч2,5 км находится в юго-западной части залежи. В настоящее время пласт АС_5-6 находится в разработке.

При подсчете запасов общая площадь нефтеносности пласта АС_5-6 была оценена в 35,2 кмІ, в том числе по основной залежи 21,8 кмІ (62 %), по восточной 13,4 кмІ.

Максимальная эффективная нефтеносная толщина по основной залежи достигает 32,6 метра (скважина 3750), средняя составляет 13,3 м, по восточной залежи максимум 15,5 м (скважина 7816) при средней 7,7 м.

Средняя глубина кровли пласта - 2050 м. Абсолютная отметка водонефтяного контакта (ВНК) - 1974 м по основной, и 1976 м по восточной залежи

По характеру строения пласт АС_5-6 условно можно разделить на две части:

· верхнюю, представленную преимущественно тонким переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород;

· нижнюю, преимущественно песчаную, с небольшим развитием тонко слоистых песчаников. В отличие от вышележащего пласта АС₄ пласт АС_5-6 в песчано-алевролитовой фракции развит по всей площади нефтеносности - участки литологического замещения коллекторов глинами отсутствуют.

Пласт АС7 .

В пласте АС₇ выявлено три залежи нефти. Основная залежь пласта АС-₇ приурочена к сводовой части Мало-Балыкского поднятия, находящегося непосредственно под основной залежью пласта АС_5-6 и отделяется от нее глинистым разделом толщиной 2-6 м. Пласт АС₇ входит в число разрабатываемых в настоящее время.

По типу залежь пластово-сводовая с небольшими размерами 3Ч4 км и высотой 41 м. На ВНЗ приходится 71% толщины залежи. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 23 м при средней толщине 11,7 м. Площадь нефтеносности основной залежи пласта АС₇ - 1656 тыс.мІ. Размеры двух других залежей пласта АС₇ 0,3Ч0,3 километра, нефтеносная толщина 2 м и 2,2 м метра соответственно. Залежи полностью подстилаются водой, то есть относятся к типу пластово-массивных. Промышленной ценности они практически не представляют.

Литологическая и промыслово-географическая характеристика пласта АС₇ аналогична отложениям вышележащего пласта АС_5-6.

Пласт БС₉

Пласт БС₉ нефтеносен на участке, площадью 25,1 кв. км, на северо-западе месторождения. Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры залежи 6,6Ч5,1 км. Высота залежи 32 м. ВНК залежи отбивается на отметке 2604 м. На долю водонефтяной зоны приходится 12,7 кв. км или 51% от площади залежи.

Пласт испытан в 9 скважинах. В северной части залежи нефти пласта БС₉ происходит резкое снижение фильтрационных свойств коллекторов и выделение залежи здесь условно.

Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 19,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 11,44 м.

Коэффициент пористости m=0,17.

Начальная нефтенасыщенность - 0,57

Пласты Ачимовской толщи.

Пласты Ачимовской толщи отделены от подошвы пласта БС₉ преимущественно глинистыми породами толщиной 90-105 м. Залегают они на глубинах 2595- 2885 м. Пласт Ач1 нефтеносен на относительно ограниченных, преимущественно западных участках месторождения. Залежи нефти имеют четко выраженный структурно-литологический, линзовидный тип строения.

В сводовой части месторождения пласт Ач₁ обычно заглинизирован. ВНК залежи Ач₁ отбивается на абсолютных отметках 2643- 2722 м. Наклон ВНК в Западном и северо-западном направлениях с градиентом 5.4 м на 1км. Общая площадь залежи нефти 141.3 кв.км. Пласт Ач₁ испытан в 13 скважинах самостоятельно и в восьми скважинах совместно с нижележащими пластами ачимовской толщи. Из 13 самостоятельно испытанных на пласт скважин в пяти притока жидкости не получено, в двух получены притоки воды и в 6 получены притоки нефти дебитами 1.4- 17.1м3/сут при средних динамических уровнях 680- 1441м .

Залежь пласта Ач₂ имеет наибольшие размеры площади нефтеносности, более 400 кв.км. и в настоящее время практически не оконтурена. Не исключено, что она имеет общий контур нефтеносности с залежью Средне-Балыкского месторождения.

Пласт Ач₂ испытан самостоятельно в 20 разведочных скважинах и совместно с другими пластами ачимовской толщи в 11 скважинах. Притока не получено трем скважинам Западно-Балыкской площади (№23 , №25 , №26), по двум скважинам здесь же (№22 , №24) получена вода. По остальным скважинам получены притоки безводной нефти дебитами 2.2- 32.2м3/сут, в большинстве случаев при динамическом уровне 980 - 1674м. Средний дебит нефти по результатам испытаний пласта Ач₂ составил 14.0 м3/сут.

Пласт Ач₃ испытан в 13 разведочных скважинах раздельно и в семи скважинах совместно с другими пластами ачимовской толщи. При раздельном испытании в трех скважинах №54, №103, №25 притока не получено, в трех скважинах №13, №21, №109 получена вода и в остальных нефть с дебитами 1.4- 10.5м3/сут при динамических уровнях 791- 1630 м . Средний дебит нефти при этом составил 5.6 м3/сут. Совместно пласты ачимовской толщи испытаны в 11скв. В 9 из них получены безводные притоки нефти дебитами от 6 м3/сут до 15 м3/сут при среднем дебите 11.2 м3/сут.

Всего ачимовская толща Мало-Балыкского месторождения испытана 28 разведочными скважинами, в 24 получены притоки нефти дебитами 1.4- 32.2 м3/сут.

Ач₁ залегает на глубине 2550 м. Толщина пласта 4.2 м, проницаемость 1мД, ВНК -2643- 2722 м.

Ач₂ залегает на глубине 2600 м . Толщина пласта 18 м, проницаемость 3 мД

Ач₃ залегает на глубине 2700 м . Толщина пласта 9.6 м, проницаемость 1мД, ВНК - 2725- 2810 м.

Пласты Ю₀ и Ю₂

Юрские пласты Ю₀ (баженовская свита) и Ю₂ (Тюменская свита) изучены на месторождении слабо. По этой причине запасы нефти этих пластов не были утверждены. Оперативная оценка запасов показывает их относительно небольшую величину (около 3,5% от запасов баженовской свиты месторождения). Эти объекты требуют доразведки и изучения.

В таблице представлена краткая геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения.

Таблица 1.1.1 Краткая характеристика залежей нефти

Средня глубина кровли, м	Абсолютная отметка ВНК, м	Параметры залежей нефти	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	Площадь ВНЗ, %	Тип залежи
		Длина км	Шири-на, км	Высота м	средняя	макси-мальная
Пласт А4
2000	1972	15	13	68	7,4	25,4	33	Пластово- сводовая
ПластА5-6(основная)
2050	1974	9	5	51	13,3	32,6	86	Пластово - сводовая
ПластА5-6 (восточная)
2050	1976	5	2	20	7,7	15,5	99	Пластово-массивная
ПластА7
2060	1979	4	3	41	11,7	23,0	71	Пластов0 - сводовая
ПластБС9
2635	2604	6,6	5,1	32	11,44	19,3	15	Пластово- сводовая
Ачимовская пачка толщаАч1
2700	2585 - 2722	20	12	160	3,2	13,4		Структурнолитол-я
Ачимовская пачка толща Ач2
2730	2669 - 2769	30	18	265	18,5	41,8	28	Структурнолитол-я
Ачимовская пачка толща Ач3
2780	2726-2810	20	15	270	9,6	23,4	34	Структурнолитол-я
Пласт Ю0
2810	2850	16	8	145				Литологическая
Пласт Ю2
2840	2760 \	9	4	80	4,4			Структурнолитол-я

1.2 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Этот раздел основывается на материалах исследований коллекторских свойств пластов.

Коллекторские свойства основных продуктивных пластов (А₄,А_5-6, БС_9, ачимовская толща) изучались стандартными методами:

* лабораторные исследования керна;

* промыслово-геофизические исследования скважин.

Небольшие залежи пластов А7, А_5-6 керновым материалом

не охарактеризованы.

Результаты определения коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов различными методами приведены в таблице 1.2.1. По данным этих определений продуктивные пласты группы «А» характеризуются более высокими ФЕС по сравнению с нижележащими пластами ачимовской толщи (средняя пористость их по керну 20 - 21 %, средняя проницаемость 0,050 - 0,100 мкм²).

Продуктивные пласты ачимовской толщи характеризуются низкими значениями ФЕС - средняя пористость их, как по керну, так и по данным промысловой геофизики составляет 17 - 18 %, средняя проницаемость по керну -0,0041 мкм², по геофизике - 0,008 мкм². По данным гидродинамических исследований скважин средняя проницаемость пластов группы «А» изменяется по отдельным пластам от 0,033 до 0,054 мкм², а по ачимовской толще снижается до 0,002 мкм² (скважина №14).

В таблице 1.2.1 сравниваются средние значения проницаемости продуктивных пластов, по различным методам исследования.

Таблица 1.2.1 Сопоставление средних значений проницаемости продуктивных пластов, по различным методам исследования

Продуктивный пласт	Проницаемость, мкмІ
	Исследования образцов керна	Геофизические исследования скважин	Гидродинамические исследования скважин
Пласт А4	103	124	33,4
Пласт А5-6	51	236	42,0
Пласт А7	-	373	54
Пласт БС9	-	416	-
Ачимовская толща
Пачка Ач1	12	6	-
Пачка Ач2	3,9	7	-
Пачка Ач3	0,8	13	-
Ачимовская толща в целом	4,1	8,1	2.2

1.3 СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗА

Свойства и состав нефти Мало-Балыкского месторождения изучались институтом СибНИИНП и ЦЛ «Главтюменьгеологии» - среди исследованных преобладают поверхностные пробы нефтей, отобранные на устьях скважин. Основной объем глубинных проб нефтей исследовался при однократном разгазировании, которое дает некоторое завышение значений плотности сепарированной нефти, объемного коэффициента и газового фактора. По данным проведенных исследований глубинных и поверхностных проб нефтей Мало-Балыкского месторождения можно сделать выводы:

* В пластовых условиях нефти месторождения имеют небольшую вязкость. В то же время, вязкость нефтей пластов группы «А» значительно выше (в среднем 6,5 мПа*с) по сравнению с вязкостью нефтей ачимовской толщи (в среднем 3,2 мПа*с).

* Давление насыщения нефтей газом у всех пластов существенно ниже (в среднем на 9 МПа) начального пластового давления. Со стратиграфической глубиной оно возрастает.

* Газовый фактор при условиях сепарации нефти пластов группы «А» (пласты А₄, А_5-6, А₇) небольшой (в среднем 29 м³т). По пачкам ачимовской толщи он значительно выше (около 56 м³/т).

* Плотность сепарированной нефти уменьшается со стратиграфической глубиной пластов от 877 (пласты А₄, А_5-6, А₇) до 856 кг/м³ (ачимовская толща).

* Нефти всех пластов сернистые, однако, с глубиной содержание серы несколько уменьшается в среднем от 1,25 % (пласты А₄, А_5-6, А₇) до 1,08 (ачимовская толща). Со стратиграфической глубиной в нефтях уменьшается также среднее содержание смол (от 11,16 до 6,78 %), асфальтенов (от 4,03 до 0,93 %) и парафинов (от 3,27 до 2,36 %).

* Выход легких фракций, выкипающих при 300 °С, со стратиграфической глубиной возрастает от 31,9 (пласты А₄, А_5-6, А₇) до 42,1 % (ачимовская толща).

* Газ, выделяющийся при ступенчатой сепарации глубинных проб по пластам А₄, А_5-6, А₇ в основном (в среднем на 84,5 %) состоит из метана, плотность газа относительно невелика (в среднем 0,852 кг/м³). Газ, выделившийся при тех же условиях сепарации из нефти ачимовской толщи, более жирный (плотность его составляет в среднем 1,097 кг/м³), доля метана здесь понижается до 60,5 %.

* Сероводород, в растворенном газе на Мало-Балыкском месторождении не обнаружен.

* По групповому углеводородному составу нефти Мало-Балыкского месторождения относятся к смешанному метано-нафтено-ароматическому типу. По товарным свойствам они принадлежат к классу сернистых, парафинистых и смолистых нефтей. Характеристика нефтей по данным исследования представлены в таблицах 1.3.1, 1.3.2, 1.3.4.

Таблица 1.3.1- Характеристика нефтей по данным исследования поверхностных проб

Параметры	Пласты группы	Пласт БС9	Ачимовская толща
Плотность, кг/м3	892	878	863
Температура кипения, 0С	89	69	82,5
Содержание, % масс
Сера	1,25	1,16	1,08
Смолы силикагелевые	11,16	10,01	6,78
Асфальтены	4,03	1,06	0,93
Парафины	3,27	2,68	2,36
Содержание светлых фракций, %
До 150 0С	6,4	6,2	9,3
До 200 0С	14,1	10,9	19,2
До 300 0С	31,9	34,5	42,1



Таблица 1.3.2 Характеристика пластовых нефтей по данным ступенчатого разгазирования глубинных проб

Параметры	Пласты группы "А"	Пласт БС9	Ачимовская толща
Пластовое давление, МПа Пластовая температура,°С Давление насыщения, МПа Объемный коэффициент при условиях сепарации Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Плотность сепарированной нефти, кг/м3 Газовый фактор при условиях сепарации, мт	20,4 76 7,4 1,081 6,5 828 877 29	25,7 80 8 1,109 6,3 794 678 37	26,6 85 14,4 1,160 1,24 756 856 56

Таблица 1.3.3 Пласт А₄. Компонентный состав нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти (мольное содержание, %)

Наименование Компонентов	Однократное разгазирование пластовой нефти в стандартных условиях	Дифференциальное разгазирование пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	газ	Нефть	Газ	нефть
Сероводород Углекислый газ Азот и редкие, в т ч. гелий Метан Этан Пропан Иэобутан Норм. бутан Изопентан Норм. пентан Гексаны, гептаны, остаток Молекулярная масса Плотность газа кг/м3 Плотность газа отн. Плотность нефти, кг/м3	Нет 0,51 1,17 нет 67,5 3,86 10,96 3,13 7,39 1.70 2,13 1,65 27,71 1,1518 0,9611 - -	нет нет нет нет 0,14 0.08 1,08 0,74 3,56 2,02 4,50 87,88 238 - - - 882	Нет 0,54 1,44 нет 84,49 3,80 5,43 0,91 2,06 0,41 0,54 0,38 20,50 0,852 0,707 - -	нет 0,01 0,0 нет 0,18 0,31 2,39 1,18 3,89 2,09 3,59 86,36 234 - - - 877	Нет 0,15 0,31 нет 18.30 1,07 3,03 1,12 3,49 1,72 2,94 67,87 189 - - - - 825

Свойства и состав пластовой воды

Воды продуктивных пластов Мало-Балыкского месторождения относятся к гидрокарбонатононатриевому типу со средней минерализацией, возрастающий с глубиной от 11,3 до 16 г/л.

Основные растворенные компоненты пластовых вод представлены ионами натрия, калия, кальция, хлора и бикарбоната.

В небольших количествах пластовые воды газонасыщены (2,5 - 2,9 м²/м³), вследствие чего плотность их в пластовых условия несколько меньше единицы. С глубиной залегания газосодержание в пластовой воде увеличивается.

Свойства и состав пластовых вод Мало-Балыкского месторождения приведены в таблице 1.3.4.

Таблица 1.3.4 Свойства пластовой воды

Параметры	Пласт группы «АС»	Пласт БС9	Ачимовская толща
Газосодержание, м3/м3 Объемный коэффициент Вязкость, мПас Плотность, кг/м3 Общая минерализация, г/л в том числе: Cl- SO42- HSO4- Ca2+ Mg2+ Na+ + K+ Н+	2,57 1,02 1,05 988,56 11,32 171,9 0,15 14,3 4,27 1,26 179,96 7,61	2,77 1,02 1.0 982,3 15,2 209,09 - 36,0 2,73 - 238,3 8	2,84 1,02 0,98 984,9 16,0 243,5 - 20,0 3,92 0,75 252,3 8,1

В поверхностных условиях, в связи с разгазированием и минерализацией плотность воды становится несколько больше единицы.

На вязкость воды основное влияние оказывает температура, в связи с чем с глубиной залегания вязкость пластовой воды уменьшается (от 1,05мПа*с в пластах А4, А5-6, А7 до 0,98 мПа*с в ачимовской толще).

1.4 ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Пласт А₄

Рядами нагнетательных скважин залежь пласта А₄ разрезана на 5 ориентированных в широтном направлении эксплуатационных блоков с преимущественно трехрядным размещением добывающих скважин в блоках. Исключение составляет 1 блок, где за счет бурения более плотной сетки добывающих скважин сформировалась пятирядная система (нумерация блоков ведется с севера на юг).

Средняя ширина блоков 1732 м. Среднее расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между нагнетательными и краевыми эксплуатационными рядами скважин одинаковые, в среднем 433 м. Среднее расстояние между скважинами в добывающих и нагнетательных рядах также одинаковое(500 м).

Таким образом залежь пласта А₄ разбурена, в основном, по равномерной треугольной сетке с плотностью расстановки скважин в зоне бурения 21,7 га/скв.

Кроме основной сетки на некоторых блоках пробурено в общей сложности 20 уплотняющих добывающих скважин. С учетом пробуренных уплотняющих скважин средняя фактическая плотность расстановки скважин на пласт А₄ в зоне бурения на участке ДНС-1 составит около 19,5 га/скв, т.е. несколько ниже проектной (17,3 га/скв).

Для доведения фактической плотности сетки скважин по пласту А4 на участке ДНС-1 до проектной потребуется дополнительно ввести здесь еще около 30 уплотняющих скважин.

На 3, 4, 5 эксплуатационных блоках применяется блочно-замкнутая система воздействия путем ввода под закачку на западном крыле залежи нескольких приконтурных нагнетательных скважин №№ 7762, 7767, 7833, 7778, 7611, а также нагнетательной скважины № 7574 в стягивающем ряду 4 блока.

Северная часть 1 блока по пласту А₄ нагнетательным рядом пока не ограничена. В настоящее время в блоке осуществляется, в основном, одностороннее воздействие закачки с юга и некоторое воздействие с востока от очаговой нагнетательной скважины № 7633. Этого недостаточно для нормальной работы добывающих скважин северных рядов (№№ 7582, 7583, 9072, 7585, 7630), которые, в основном, бездействуют.

На участке ДНС-2 в эксплуатации на нефть по пласту А₄ перебывало 69 скважин, в т.ч. 2 нагнетательные, переведенные в настоящее время под закачку. Под закачкой формально перебывали и действуют в настоящее время 12 нагнетательных скважин.

Однако, фактически поддержание пластового давления в зоне дренажа пласта А₄ на участке ДНС-2 осуществляют только восемь нагнетательных скважин Остальные нагнетательные скважины расположенные на участке ДНС-2, фактически находятся в зоне дренажа добывающих скважин участка ДНС-1.

Таким образом, на участке ДНС-2 эксплуатационные блоки по пласту А4 пока не сформированы - здесь осуществляется очаговое заводнение. Наиболее удаленные действующие добывающие скважины пласта А₄ на участке ДНС-2 находятся на расстоянии 2,5 км от очага заводнения. Соотношение числа действующих добывающих скважин к числу действующих нагнетательных, с учетом фактического воздействия на добывающие скважины участка только четырех нагнетательных скважин, составляет 13. Охват добывающего фонда закачкой здесь явно недостаточен.

Пласт А_5-6

Отбор нефти из указанного пласта осуществлен, в основном, с участка ДНС-1, преимущественно из южной и центральной частей основной залежи, где значительную часть площади занимают чисто нефтяные зоны (ЧНЗ), характеризующиеся повышенными нефтенасыщенными толщинами пласта.

Северная часть основной залежи пласта А_5-6, представленная преимущественно ВНЗ, по своим промысловым показателям выглядит значительно хуже центральной и южной частей. Дебиты скважин здесь ниже средних, обводненность высокая, значительная часть скважин бездействует.

Рядами нагнетательных скважин пласта А_5-6 основная залежь пласта А_5-6 разрезана на 5 ориентированных в широтном направлении эксплуатационных блоков. Нумерация блоков производится с севера на юг. Ширина первых трех блоков соответствует ширине эксплуатационных блоков по вышележащему пласту А₄, т.е. 1750 м. Четвертый блок в западной части расширен до 2000 м, в восточной остался равным по ширине первым трем блокам (1750 м).

Число рядов добывающих скважин в первых двух блоках равно 3. В третьем и четвертом блоках с некоторой условностью в восточных частях блоков можно выделить 3 - 4 ряда. В западных частях названных блоков из-за большого числа уплотняющих скважин можно насчитать до 5 рядов эксплуатационных скважин, т.е. в третьем и четвертом эксплуатационных блоках плотность размещения добывающих скважин повышена до 16,3 и 15,5 га/скв, соответственно. В 1, 2 и 5 блоках фактическая плотность сетки скважин - 21,9 га/скв. На восточной залежи нефти пласта А_5-6 (участок ДНС-2) в эксплуатацию введены всего 6 скважин, размещенных в северной половине залежи.

Поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды здесь пока не производится.

Дебиты жидкости здесь в среднем примерно соответствуют средним дебитам скважин северной части основной залежи. Однако по накопленной добыче нефти и жидкости добывающие скважины восточной залежи пласта А_5-6 из-за более позднего ввода в эксплуатацию уступают даже скважинам северной части основной залежи.

На участках восточной залежи пласта А_5-6 с повышенными нефтенасыщенными толщинами возможно дальнейшее проведение эксплуатационного бурения.

Пласт А₇

Небольшая залежь нефти пласта А_7, разрабатывалась без поддержания пластового давления 7 добывающими скважинами. Скважины размещены достаточно компактно в зоне повышенных нефтенасыщенных толщин пласта А₇. Расстояния между соседними скважинами от 200 до 500 м.

К 1.06.2003г. в добывающем фонде пласта А₇ осталось 5 добывающих скважин, из них действующих 3: одна раздельная скважина - № 9087 и две скважины совместной эксплуатации с верхними пластами - №№ 7726, 8029.

Накопленные отборы нефти по скважинам пласта А₇ достаточно неоднородны. Наибольшее количество нефти из пласта А₇ на 1.06.2003г. (155,1 тыс.т) отобрала скважина № 8029, наименьшее (1,9 тыс.т) скважина № 9087. Средний отбор нефти на 1 отработавшую скважину - 48,5 тыс.т.

Залежь нефти пласта А₇ находится в завершающей стадии разработки. Накопленный отбор нефти на 1.06.2003г. из нее составил 439,8 тыс.т. При начальных балансовых запасах, числящихся на Росгеолфонда (3127 тыс.т) текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,14. Коэффициент нефтеотдачи, утвержденный ГКЗ СССР - 0,324.

Для его достижения из залежи пласта А₇ необходимо отобрать нефти в 2,3 раза больше, чем добыто на сегодняшний день. При текущей обводненности продукции 91 % эта задача выглядит невыполнимой. Напрашивается вывод о завышении начальных балансовых запасов, числящихся на балансе Росгеолфонда.

По оценке ТОО «ТЭРМ» начальные запасы основной залежи нефти пласта А₇ составляют 1760 тыс.т. В этом случае картина выглядит более реалистичной. Текущая нефтеотдача к балансовым запасам, оцененным ТОО «ТЭРМ» в данной работе составляет 0,193.

Пласт БС₉

Залежь разрабатывается тремя рядами скважин, расположенным по линиям более или менее параллельным внешнему контуру нефтеносности. Первый и второй ряды замкнутые, третий - незамкнут. Последней технологической схемой предусмотрено размещение 39 добывающих скважин скважин. Расстояния между рядами - 700 метров, между скважинами в ряду - 600 м.

Поддержание пластового давления производится путем законтурного заводнения рядом нагнетательных скважин.

Отбор нефти из указанного пласта осуществляется преимущественно из южной и центральной частей залежи, которые характеризуюется повышенными нефтенасыщенными толщинами пласта.

Северная часть основной залежи пласта БС₉ по своим промысловым показателям выглядит значительно хуже центральной и южной частей. Дебиты скважин здесь ниже средних, обводненность высокая, часть скважин бездействует.

Пласт характеризуется невыдержанностью толщины по площади и разделу. На отдаленных участках залежи встречаются зоны полного литологического замещения коллекторов глинистыми породами. Четкой закономерности в распространении зон глинизации и изменений общей и эффективной толщины пласта не наблюдается.

Ачимовская толща

В центральной части участка ДНС-1 по ачимовской толще практически завершена реализация площадной блочно-квадратной системы разработки с плотностью расстановки добывающих и нагнетательных скважин 16 га/скв. (сетка 400 х 400 м) и соотношением числа добывающих скважин к числу нагнетательных равным 3.

В краевых зонах участка ДНС-1, а также на участке ДНС-2 эта система разработки находится пока в стадии формирования, многие пробуренные нагнетательные скважины пребывают здесь в отработке на нефть.

Согласно данным о дебитах скважин, зоны пониженной продуктивности ачимовской толщи локализуются, в основном, в южной части участка ДНС-1, а также в западной и северной частях участка ДНС-2.

Учитывая запроектированные максимальные объёмы добываемой продукции, гидрографию местности, согласно проектов обустройства на территории месторождения выделены 4 площадки нефтепромыслового обустройства по количеству ДНС (КНС):

Площадка ДНС-1 (КНС-1, КНС-1а);

Площадка ДНС-2 (КНС-2);

Площадка ДНС-4 (КНС-4).

Рисунок 2 Схема обустройства месторождения

На территории площадки ДНС-1 предусмотрены две системы высоконапорных водоводов (КНС-1 на пласты А₄ и А_5-6 ) и 19Мпа (КНС-1а на пласты А₄ , БС₉ и Ач). Западная граница лицензионного участка месторождения, разделившая собственно Мало-Балыкское месторождение от Западно-Малобалыкского, прошла в районе границы между ДНС-1 и ДНС-3. В результате район площадки ДНС-3 (КНС-3) почти полностью отошёл к Западно-Малобалыкскому месторождению (залежь нефти пласта Б₈⁰ - 55 проектных скважин, западная часть залежей ачимовской толщи - 159 проектных скважин).

2. ДИНАМИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МАЛОБАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На 1.06.2003г. на месторождении отобрано 35,468 млн.т. нефти, или 22,2% начальных извлекаемых запасов категории ВС1, числящихся на балансе Росгеолфонда по введенным в разработку пластам. Накопленная добыча воды составила при этом 9,73 млн.т, накопленная добыча жидкости 45,191 млн.т. Накопленный водонефтяной фактор составляет 0,28

Из пластов группы “А” отобрано 22,442 млн.т нефти, или 36 % НИЗ, числящихся на балансе Росгеолфонда. По категории ВС1 добыча воды по пластам А4-7 составила 8,19 млн.т, жидкости - 31,632 млн.т.

Из ачимовской толщи с начала разработки добыто 13,026 млн.т нефти, или 11,4 % НИЗ категории ВС1, числящихся на балансе Росгеолфонда. Накопленная добыча воды составила 1,54 млн.т, жидкости - 14,566 млн.т. Накопленный ВНФ равен 0,12.

Таким образом, на пласты группы “А” приходится 64% добытой из месторождения нефти и 70% жидкости. На ачимовскую толщу приходится 36% нефти и 30% жидкости.

Выработка запасов нефти, числящихся на балансе Росгеолфонда по категориям ВС1, из разрабатываемых пластов Мало-Балыкского месторождения по состоянию на 1.06.2003г. приведена в таблице 3.1.

В период разработки Мало-Балыкского месторождения 1984-2003гг по пластам группы “А” после достижения уровня добычи нефти в 1990 г. - 1793 тыс.т с 1991 г. начался ее спад. По ачимовской толще рост добычи нефти перекрывает спад по пластам группы “А”, в итоге добыча нефти по месторождению в целом продолжает расти. В 2004г. ожидается дальнейшее увеличение добычи нефти и жидкости.

Среднесуточные дебиты нефти и жидкости по пластам А4 и А5-6 в раздельных скважинах за первое полугодие 2003г. практически не отличались, составляя по нефти 22,2 и 20,9 т/сут и по жидкости 49,2 и 48.3 т/сут соответственно.

В целом месторождение разрабатывается невысокими темпами (в 2002г. добыто 1,8% от НИЗ категории ВС1),что обусловлено огромными запасами нефти, сосредоточенными на большой площади и относительно низкими темпами эксплуатационного бурения.

Таблица 2.1 Выработка запасов нефти из разрабатываемых пластов

(по состоянию на1.06.2003г.)

Продуктивный пласт	Накопленная добыча нефти, тыс.т	Отбор от НИЗ по категории ВС1, %	Накопленная добыча жидкости, тыс.т	Накопленный ВНФ
Всего по группе "А"	20442	22,7	28632	1,4
Пласт БС9	4160	29,3	7524	1,81
Ачимовская толща	10866	11,0	9035	0,83
Итого по месторождению	35468	22,2	45191	1,27

Наиболее полная выработка выработка запасов нефти (39,2 % НИЗ) достигнута по пласту А₇, наименьшая - по ачимовской толще (11,0 % от НИЗ).

В целом, 1997г. относительная выработка запасов нефти из пластов группы “А проводилась почти в 5 раз интенсивней, чем из пластов ачимовской толщи.

Таблица 2.2 Показатели разработки Мало-Балыкского месторождения

Показатели	Годы
	1986	1987	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003
Добыча нефти всего, тыс.т.	6	55	226	691	1172	1695	2075	2224	2308	1952	2086	2136	2388	2630	2873	3051	3756	4143
Накопленная добыча нефти, тыс. т.	6	61	287	978	2150	3845	5920	8144	10453	12405	14491	16627	19015	21645	24518	27569	31325	35468
Добыча нефти от НИЗ, %	0.1	0.1	0,2	0,6	1,4	2,5	3,8	5,2	6,7	7,9	9,2	10,7	12,2	13,9	15,7	17,7	20,1	22,7
Темп отбора нефти от НИЗ, %	0.07	0.1	0,1	0,4	0,8	1,1	1,3	1,4	1,5	1,3	1,3	1,4	1,5	1,7	1,7	1,6	1,7	1,8
Среднегодовая обводненность, %	0	8,7	6,3	15,4	20,8	24,5	33,3	34,3	41,7	41,7	44,3	40,2	38,4	39,1	42,4	41,6	44,3	47,3
Добыча жидкости, тыс. т.	6	60	240	797	1415	2110	2766	2989	3270	3369	3010	2995	3304	3658	3720	3596	3861	4025
Накопленная добыча жидкости, тыс. т.	6	66	306	1103	2518	4628	7394	10383	13653	17022	20032	23027	28331	29989	33709	37305	41166	45191
Накопленная добыча воды, тыс. т.	0	5	19	125	368	783	1474	2239	3201	4618	5541	6400	9316	8344	9192	9736	9841	9723
Закачка воды, тыс. м3	0	0	313	1224	1753	2999	3095	3351	3862	3707	3767	3775	3921	4036	4194	4458	4386	4527
Фонд добывающих скважин, шт.	1	11	46	81	131	210	309	384	441	533	604	652	761	832	854	879	837	829
Фонд нагнетатель ных скв-н, шт.	0	0	6	14	24	42	67	65	85	104	107	135	174	212	231	215	229	243

Рисунок 2.1 Динамика показателей разработки Мало-Балыкского месторождения

Рисунок 2.2 Накопленная добыча нефти, воды, жидкости по месторождению

Рисунок 2.3 Среднегодовая обводненность продукции

Рисунок 2.4 Динамика фонда скважин Мало-Балыкского месторождения

Рисунок 2.5 Текущий КНО

Рисунок 2.6 Темп разработки Мало-Балыкского месторождения

3. СРАВНЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

3.1 ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ И РЕШЕНИЯ

Разработка Мало-Балыкского месторождения начата в 1986г. с введения в эксплуатацию пласта А_5-6. В 1987г. в разработку введены пласты А_4, БС₉ и ачимовская толща, в 1990г. - пласт А₇.

В общей сложности на разработку месторождения составлено 9 проектных документов:

1. Технологическая схема разработки Мало-Балыкского месторождения, БашНИПИнефть, 1976г., утверждена ЦКР МНП, протокол №435 от 18.02.76г.

2. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Мало-Балыкского месторождения, БашНИПИнефть, 1976г.

3. Принципиальная схема опытной эксплуатации Мало-Балыкского месторождения, СибНИИНП, 1978г., утверждена тех. Советом Главтюменнефтегаз, 31.08.78г.

4. Технологическая схема разработки Мало-Балыкского месторождения, СибНИИНП, 1980г., утверждена ЦКР МНП, протокол №882 от 1.10.80г.

5. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Мало-Балыкского месторождения, СибНИИНП, 1986г., утверждена тех. советом Главтюменнефтегаз, протокол №6 от 20.02.87г.

6. Проект пробной эксплуатации объекта Б9 Западно-Малобалыкского месторождения, СибНИИНП, 1988г., утвержден тех. Советом Главтюменнефтегаз, протокол №6 от 07.88г.

7. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Мало-Балыкского нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, НПО Союзнефтеотдача, 1988г., утверждена ЦКР МНП, протокол №1346 от 21.06.89г.

8. Проект пробной эксплуатации ачимовской пачки Мало-Балыкского месторождения, СибНИИНП, 1989г., утвержден тех. Советом Главтюменнефтегаз, протокол №121 от 26.06.89г.

9. Технологическая схема разработки Мало-Балыкского месторождения, СибНИИНП, 1990г., утверждена ЦКР МНП, протокол №1393 от 16.01.91г.

Основные проектные решения технологической схемы разработки Мало-Балыкского месторождения 1990г. по пластам групп «А», «Б» и месторождению в целом приведены в таблицах 4.1.1, 4.1.2

Таблица 3.1.1 Основные проектные решения по разработке пластов группы "А" согласно технологической схемы разработки.

Показатели	Продуктивные пласты	В целом по пластам группы "А"
	ПластА7	Пласт А5-6	Пласт А7
Вскрытие совместно-раздельное
Система разработки	блочно-	замкнутая	рядная
Плотность сетки скважин, га/скв.	17,3	17,3	33
Максимальный проектный уровень:
-добычи нефти, млн.т/год	1,418	0,732	0,127	2,014
-добычи жидкости, млн т/год	4,353	2,158	0,298	6,179
-закачки воды, млн. м3 год	5,398	2,65		7,361
-добычи газа, млн.м3 год	39,7	22,7	3,9	58,7
Год достижения максимального Уровня:
-добычи нефти и газа	1994	1991	1990	1992
-добычи жидкости	2007	1998	1996	2007
-закачки воды	2007	1998		2007
Основной фонд скважин, в т.ч.	665	174	10	798
-добывающих	499	140	10	615
-из них совместных	34	34	4	34
-нагнетательных	166	34		183
из них совместных	17	17		17
Удельные извлекаемые запасы нефти, Приходящиеся на одну скважину:
-добывающую, тыс.т	74,4	61,1	80	76,3
-основного фонда, тыс.т	55,8	49,2	80	58,7
-основного и резервного фонда, тыс.т	50,5	44,8	80
Накопленный водонефтяной фактор	6,5	6,9	6,6	6,6
Добыча нефти за весь срок разработки, млн.т	37,121	8,554	0,938	46,613

Таблица 3.1.2 Основные проектные решения по разработке пласта БС_9, ачимовской толщи и месторождения в целом согласно технологической схемы разработки

Показатели	Продуктивные пласты	В целом по месторождению
	Пласт БС9	Ачимовская толща
Вскрытие	Раздельное	Раздельное
Система разработки	рядная	блочно-замкнутая
Плотность сетки скважин, га/скв.	24	16
Максимальный проектный уровень:
-добычи нефти, млн.т/год	0,64	1,266	2,628
-добычи жидкости, млн.т/год	1,83	3,745	10,176
-закачки воды , млн. м3 год	2,55	5,082	12,837
-добычи газа , млн.м3 год	28,1	70,9	93,3
Год достижения максимального уровня:
-добычи нефти и газа	2006	2007	1994
-добычи жидкости	2011	2011	2007
-закачки воды	2011	2009	2007
Основной фонд скважин в т.ч.	66	1299	2117
- добывающих	39	719	1348
-нагнетательных	27	580	769
Удельные извлекаемые запасы нефти,
Приходящиеся на одну скважину:
-добывающую, тыс.т	78	175	128
-основного фонда, тыс.т	46	97	81
-основного и резервного фонда, тыс.т	41	88	73
Накопленный водонефтяной фактор	7,4	3,1	4
Добыча нефти за весь срок разработки, млн.т	14,198	126,423	173,036



3.2 РЕАЛИЗАЦИЯ ОСНОВНОГО ПРОЕКТНОГО ФОНДА СКВАЖИН

На 1.06.03г. на Мало-Балыкском месторождении на балансе УДНГ «Майскнефть» числилось 1072 скважин, из них 829 добывающих, 243 нагнетательных. Реализация проектного документа по основному фонду скважин составила 50 %, в т.ч. по добывающему фонду - 61 %, по нагнетательному - 33 %.

Наиболее высока реализация проекта по основному фонду скважин пластов А_5-6 - 88 % и А₇ - 80 %.

По соотношению числа действующих добывающих скважин к числу нагнетательных фактическая структура фонда (3,4) близка к проектной. В связи с резким сокращением площади нефтеносности, выявившемся при эксплуатационном разбуривании, проектный фонд скважин пласта А₄ требует существенной корректировки в сторону сокращения (примерно в 2 раза).

Пласты А₄, А_5-6, А₇.

Последней технологической схемой на пласты А₄, А_5-6, А₌₇ предусмотрено 798 скважин основного фонда, в т.ч. 615 добывающих, из них 34 совместных и 183 нагнетательных, из них 17 совместных. Подробно реализация основного проектного фонда пластов группы «А» приведена в таблице 4.2.1.

Таблица 3.2.1 Реализация основного проектного фонда скважин по пластам группы "А" (по состоянию на 01.06.03г.)

Показатели	Продуктивный пласт	Всего
	А4	А5-6	А7
Проектные показатели (технологическая схема, СибНИИНП, 1990г.)
Основной фонд скважин
Добывающий фонд, шт., в т.ч.	499	140	10	649
-совместный	34	34	4	34
Нагнетательный фонд, шт. , в.ч.	166	34	-	200
-совместный	17	17	-	17
Всего эксплуатационный фонд, шт., в т.ч.	665	174	10	849
- совместный	51	51	4	51
Доля совместных скв., %	7,7	29,3	40,0	6,4
Фактические показатели (баланс НГДУ "Майскнефть")
Добывающий фонд, шт	268	115	8	391
Нагнетательный фонд, шт.	124	31	-	155
Эксплуатационный фонд, шт.	392	146	8	546
Реализация проектного эксплуатационного фонда
Всего, %, в т.ч.	59	88	80	64
-добывающего, %	53	82	80	60
-нагнетательного, %	74	91	-	77

По отдельным пластам группы «А» степень реализации проектного фонда весьма разнообразна. Наиболее высока она по пластам А_5-6 и А₇ - 88 % и 80 % соответственно, наименьшая у пласта А₄ - 59 %.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения выявилось существенное сокращение, против принятой в проекте площади нефтеносности пласта А₄ из-за чего возникла необходимость в отмене бурения 258 проектных скважин этого объекта по геологическим причинам.

В связи с отмеченным, проектный основной фонд скважин на пласт А4 предусмотренный технологической схемой, нам представляется сильно завышенным и требует корректировки в сторону уменьшения.

Ачимовская толща

Проектный основной фонд скважин ачимовской толщи Мало-Балыкского месторождения определен в технологической схеме 1990г. в количестве 1458 единиц, в т.ч. 836 добывающих, 622 нагнетательных. Совместных скважин ни в добывающем, ни в нагнетательном проектном фонде ачимовской толщи проектным документом не предусматривалось.

После отделения Западно-Малобалыкского месторождения из основного фонда проектных скважин ачимовской толщи Мало-Балыкского месторождения выбыло 159 скважин (117 добывающих, 42 нагнетательных). Скорректированный проектный основной фонд (с учетом выбытия скважин на Западно-Малобалыкское месторождение) составил 1299 скважин, в т.ч. 719 добывающих, 580 нагнетательных.

По состоянию на 01.06.03г.. в эксплуатационном фонде ачимовской толщи Мало-Балыкского месторождения на балансе НГДУ «Майскнефть» значилось 546 скважин, из них 430 добывающих (в т.ч. 2 совместные) и 96 нагнетательных (в т.ч. 1 совместная).

Реализация проектного основного фонда скважин ачимовской толщи Мало-Балыкского месторождения на 1.07.97г., таким образом, составила 42 %, в т.ч. по добывющему фонду - 52%, по нагнетательному - 29 %.

4. СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВ

Физические свойства коллекторов продуктивных пластов определяют по данным лабораторных исследований кернового материала, результатам гидродинамических и геофизических исследований. Эти данные, обычно изменяются в широких пределах по площади залежей и толщине пластов, характеризуя высокую степень неоднородности параметров пластовых систем. При проектировании технологических процессов нефтеотдачи возникает задача учета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их характеристик по пласту.

Физические свойства коллекторов, как правило, зависят от давления, температуры, степени насыщенности порового пространства газожидкостными смесями.

При решении задач проектирования технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений приходится учитывать изменчивость проницаемости и пористости пород и объемную неоднородность строения пластов. Это достигается путем построения моделей неоднородных коллекторов на основе методов математической статистики.

Физические свойства коллекторов продуктивных пластов определяют по данным лабораторных исследований кернового материала, результатам гидродинамических и геофизических исследований. Эти данные, обычно изменяются в широких пределах по площади залежей и толщине пластов, характеризуя высокую степень неоднородности параметров пластовых систем. При проектировании технологических процессов нефтеотдачи возникает задача учета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их характеристик по пласту.

Физические свойства коллекторов, как правило, зависят от давления, температуры, степени насыщенности порового пространства газожидкостными смесями.

При решении задач проектирования технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений приходится учитывать изменчивость проницаемости и пористости пород и объемную неоднородность строения пластов. Это достигается путем построения моделей неоднородных коллекторов на основе методов математической статистики.

1.Частость:

f(k²_ст = 0.1203

2.Дисперсия случайной величины:

D(k)=?(щ_i*(k'-k_i)²)=0,1098

3.Математическое ожидание коэффициента проницаемости:

M=?k'=?(k_i* щ_i)=0.416177

4.Среднеквадратичное отклонение

у(k)==0.3314

5.Коэффициент вариации случайной величины:

V(k)= у(k)/?k'=0.7962



6.Статистическая (фактическая) интегральная функция распределения вероятностей.

F(k)= щ_i+щ_i+1

Плотность и функция распределения проницаемости имеют вид распределения М.М. Саттарова:

;

,

где К - коэффициент проницаемости пласта,

К₀, а - параметры распределения,

-интеграл вероятности (его значения берутся из таблицы),

- теоретическая интегральная функция распределения вероятностей.

Расчеты:

1.Плотность распределения проницаемости

=1.4418

2.Функция распределения проницаемости

=0.0475

3.Абсолютное значение максимальной разницы между теоретической и статистической функцией распределения

?F=F(k)cт-F(k)teor= 0,120323-0,04748=0,0728

При обработке статистического материала часто приходится решать задачу, как подобрать для распределения, полученного опытным путем» теоретическую кривую распределения. Как правило, принципиальный вид кривой распределения выбирается в соответствии с внешним видом полигона распределенияили гистограммы. Поскольку аналитические выражения теоретической кривой выбранного вида зависят от определенных параметров распределения, то задача выравнивания переходит в задачу рационального выбора тех значений параметров, при которых соответствие между эмпирическим и теоретическим распределением оказывается наилучшим.

Если закон распределения F(Х) генеральной совокупности неизвестен,но есть основание предполагать, что он имеет определенный вид F_T =(x), то проверяют нулевую гипотезу:

F(K) = F^*(K).

Критерий, служащий для проверки гипотезы о неизвестном законе распределения, называется критерием согласия. В математической статистике предложены различные критерии согласия. Существует несколько критериев согласия: Пирсона, Колмогорова, Смирнова и др. Для проверки гипотез о законах распределения физических параметров пласта часто пользуются критериями согласия Пирсона и Колмогорова.

4. Критерий согласия А.Н. Колмогорова вычисляют по формуле:



л= ?F_max*v?n =0,08800245*v2726=4,178168

где - критерий согласия А.Н. Колмогорова; F - абсолютное значение максимальной разницы между теоретической и статистической функцией распределения; n - общее число определений параметра.

Таблица 4.1.1 Статистическая обработка исходной геолого-промысловой информации

Интервал изменения коэффициента проницаемости,мкмІ	Середина интервала (ki),мкмІ	Частота,n	Частность щi=m/n	Математическое ожидание k`=ki·щi	(k`-ki)І	Дисперсия случайной величины D(ki)=(k`-ki)І·щi	F(ki)
0,0-0,1	0,05	328	0,1203	0,0060	0,1341	0,0161	0,1203
0,1-0,2	0,15	494	0,1812	0,0272	0,0709	0,0128	0,3015
0,2-0,3	0,25	438	0,1607	0,0402	0,0276	0,0044	0,4622
0,3-0,4	0,35	342	0,1255	0,0439	0,0044	0,0005	0,5877
0,4-0,5	0,45	288	0,1056	0,0475	0,0011	0,0001	0,6933

Подобные документы

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади

  Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении

  Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012
  

• Анализ разработки месторождения Акинген

  Структурные карты по кровле коллектора. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Запасы нефти и растворенного газа на территории разработки.
  
  дипломная работа [7,3 M], добавлен 31.12.2015
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Разработка Южно-Ягунского месторождения

  Характеристика Южно-Ягунского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки. Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности. Основные способы эксплуатации скважин.
  
  отчет по практике [866,7 K], добавлен 07.10.2015
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Геологическое строение и литологические особенности залежи Мурьяунского нефтяного месторождения Тюменской области

  Анализ геологической информации по Мурьяунскому месторождению. Геолого-геофизическая характеристика залежи. Литологические особенности залежи и их формирование. Коллекторские свойства залежи. Особенности продуктивных пластов и их отличительные признаки.
  
  дипломная работа [4,5 M], добавлен 09.10.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам