Анализ системы сбора и подготовка скважинной продукции Мыхпайского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В условиях быстрого развития нефтяной промышленности проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора, процессов и аппаратов подготовки нефти, газа и воды весьма актуальны.

Современная мировая практика освоения нефтяных месторождений в осложненных условиях характеризуется использованием широкого набора различных технических и технологических решений и средств добычи, сбора, подготовки нефти, газа и воды на промыслах. При этом во многих технологических процессах широко применяют высокопроизводительное автоматизированное оборудование, работающее на месторождениях без постоянного присутствия обслуживающего персонала, всевозможные химические реагенты и т. д. Разработаны и успешно внедряются унифицированные технологические комплексы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин. Широкое распространение получили индустриальные методы строительства нефтепромысловых объектов с использованием блочного автоматизированного оборудования.

Вместе с тем целый ряд проблем в рассматриваемой области еще ждет своего решения. К ним относятся: разработка эффективных способов и оборудования для глубокого обезвоживания тяжелых и высоковязких нефтей; подготовка нефтей, содержащих механические примеси; повышение эффективности и надежности блочных аппаратов; разрушение ловушечных эмульсий; прогнозирование технологических параметров подготовки нефтей и вод в зависимости от их физико-химических свойств и т. д.

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех последовательных этапов: 1) разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами. На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжелые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа.

Тема моей работы: Анализ системы сбора и подготовка скважинной продукции Мыхпайского месторождения.

В своем дипломе я подробно опишу геологию, географию месторождения, составлю анализ текущего состояния разработки месторождения, так же мною будет описанная современное состояние системы сбора и подготовки нефти на одном из участков месторождения и будут предложены рекомендации по усовершенствованию технологии. Как обязательные части, в работу будут включены пункты по безопасности жизнедеятельности и охране труда, а так же экономический анализ подготовки товарной продукции с месторождения.

1. Общие сведения о месторождении

Мыхпайское месторождение нефти в административном отношении расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского округа Тюменской области, в 25 километрах от г. Нижневартовска, размещено между длительно разрабатываемыми Мегионским (запад и юго-запад) и Самотлорским (север и северо-восток) месторождениями. Карта расположения месторождения представлена на рисунке 1.

Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +50 м до + 75 м. Пойменная часть занята многочисленными неглубокими озерами, соединяющимися между собой небольшими протоками. В период весенних паводков р. Обь и ее притоки выходят из берегов, покрывая водой огромную территорию, куда входит изучаемая площадь. Территория заселена и заболочена. Лес смешанный с преобладанием хвойных пород.

Климат района резко континентальный. Лето непродолжительное, но теплое. Максимальная температура в июле месяце достигает +300С. Зима суровая, с метелями и снегопадами, среднесуточная температура в январе -250С, минимальная температура в декабре-январе - до -500С. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель месяц. Среднегодовое количество осадков достигает 400 мм.

В непосредственной близости расположены г.Мегион и Нижневартовск, в последнем проживает 250 тыс. человек. Коренное население района - русские, ханты, манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота.

В пределах месторождения имеются грунтовые дороги для гусеничного транспорта, по которым в отдельные месяцы летнего и осеннего периодов возможно движение автомобилей с повышенной проходимостью. Основным видом транспорта в летнее время является - водный, зимой - колесно-гусеничный. Асфальтовая дорога соединяет гг. Нижневартовск и Мегион.

В Нижневартовском районе открыты месторождения керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси и глин. Изучена и произведена оценка запасов пресных вод. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов бурятся водозаборные скважины глубиной 270-300 м.

В мезозойских отложениях центральных районов Западно-Сибирской низменности выделяются четыре водоносных комплекса:

- в отложениях юрского возраста и трещиноватых пород фундамента;

- в отложениях неокомского возраста;

В опытной эксплуатации месторождение находится с 1973 г. В 1975 г. была составлена технологическая схема эксплуатации опытно-промышленного участка Мыхпайского месторождения [4].

Промышленное освоение начато в 1977 г. на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП для объектов АВ1-2, БВ8 и утвержденной 20.02.76 г. (Протокол ЦКР МНП № 422) [5].

В процессе разбуривания уточнялись геолого-физические характеристики объектов, принимались проектные решения [6] - Протокол ЦКР МНП № 619 от 18.05.78 г. Проводился авторский надзор за выполнением проектных решений. Для изучения нефтегазоносности нижележащих горизонтов БВ10 и ЮВ1 в пределах Восточного поднятия месторождения было предложено бурить скважины объектов АВ1-2 и БВ8 до вскрытия юрских отложений. Результаты бурения показали наличие нефтяных залежей в горизонтах БВ10 и ЮВ1.

Рисунок 1 - Обзорная карта Мыхпайского месторождения

После 15 лет эксплуатации в 1988 г. был составлен проект разработки [9] -Протокол ЦКР МНП № 1313 от 16.11.88 г. на основании пересчитанных запасов нефти и газа [2,3].Согласно решению проекта предусмотрено:

- выделение 4-х эксплуатационных объектов (АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1) с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин;

- обеспечение проектного фонда - 1254 скважины, в т.ч. добывающих - 712, нагнетательных - 236, резервных - 306 с плотностью сетки скважин - 16-31,2 га/скв;

- применение системы заводнения площадной с переходом на однорядную - для объектов АВ1(3)+АВ2(2) и БВ10; приконтурная и избирательная - для объекта БВ8, избирательная - для объекта ЮВ1;

- обеспечение максимального уровня добычи нефти - 4501 тыс.т (темп отбора - 5%) в 1982 г., жидкости - 27241 тыс.т в 2002 г., закачки воды - 30000 тыс.м3 в 2001 г.;

- достижение уровня добычи нефти в 1988 г. - 2030,9 тыс.т, 1990 г.-1692,9 тыс.т, в 1995 г.- 1522,9 тыс.т., 2000 г. - 1259,6 тыс.т;

- вовлечение в разработку пласта АВ1(2)-«рябчик» как возвратного объекта и опытно-промышленная эксплуатация залежей пласта БВ15-22.

В 1991 г. составлена дополнительная записка к проекту разработки [10] в связи с выделением на площади месторождения участков приоритетного природопользования (охранные зоны аэропорта и земли городской черты г.Нижневартовска), в границах которых были рассчитаны технологические показатели разработки Мыхпайского месторождения на период 1992-1995 гг. В авторском надзоре за разработкой Мыхпайского месторождения [11,12] проведен анализ выполнения проектных решений, на основании которых составлена программа геолого-технических мероприятий по выполнению проекта разработки Мыхпайского месторождения. В программе предусмотрен комплекс мероприятий по оптимизации отборов жидкости, проведению интенсификации притоков, повышению нефтеотдачи, развитию системы ППД.

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

Поисковой разведки (1959-1968 гг.) до открытия залежи нефти промышленного значения в горизонте БВ8;

Промышленной разведки (1968-1974 гг.) залежей в пластах БВ10, БВ8, АВ1-2;

Доразведки месторождения в процессе эксплуатации, начавшейся с 1975 г.

Основные задачи этого периода были следующие: оконтуривание выявленных залежей, уточнение геолого-промысловых данных, изучение нефтеносности более глубоких горизонтов разреза - юрских и ачимовских отложений; изучение глинистых коллекторов «рябчикового» типа горизонта АВ1. За все периоды разведки по месторождению в целом пробурено 53 разведочных и 415 добывающих, нагнетательных и других скважин. С отбором керна пробурено 47 разведочных, 20 добывающих и 7 нагнетательных скважин.

Подсчёт запасов с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

- в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т (Протокол ГКЗ № 4739 от 01.12.65 г.);

- в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т (122,6%), также подсчитаны забалансовые запасы по пластам АВ1(2), АВ1(3)+АВ2, БВ8(0) и БВ10 на площади, расположенной в пределах аэропорта г. Нижневартовска и его охранной зоны, в количестве 3938 тыс.т. по категории С1 и 168 тыс.т. по категории С2 (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3].

Разработка Мыхпайского месторождения осуществлялась тремя НГДУ: НГДУ “Нижневартовснефтегаз”, НГДУ “Самотлорнефть”, НГДУ “Мегионнефть”.

Впоследствии НГДУ “Мегионнефть” вошло в состав ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” и Мегионская часть Мыхпайского месторождения разрабатывалась самостоятельно.

2. Геолого-физическая характеристика Мыхпайского месторождения скважина нефтеотдача пласт месторождение

Геологическое строение месторождения

Геологическое строение Мыхпайского месторождения представляет собой залегающую на древней коре выветривания палеозойского складчатого фундамента мощную толщу осадочных пород (до 3000 м) мезокайнозойских отложений платформенного чехла, стратиграфия которых описывается юрскими, меловыми, палеогеновыми, четвертичными отложениями.

Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и объединены в 3 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, АВ1-2, основным из которых является АВ1-2. Как показал анализ исходной геолого-геофизической информации, эксплуатационные объекты имеют достаточно сложное геологическое строение. На площади установлено две

пластовых сводовых залежи горизонта ЮВ1 - Центральная и Западная. Центральная залежь горизонта ЮВ1 является основной в выработке запасов, ее размеры 8,2 х 2,4 км. В среднем для Центральной залежи ВНК проводится на отметках 2405-2410 м, а на северо-западе понижается до 2418-2424,3 м. Продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников средне-мелкозернистых, алевролитов и глин, приуроченных, в основном, к верхней и средней частям разреза, (Кпесч=0,77). Средняя эффективная толщина составляет 11,6 м, нефтенасыщенная -7,8 м. Горизонт ЮВ1 отличается разнообразием литологических свойств, характерным для прибрежно-морских осадков, в продуктивной толще которых, преимущественно, встречаются коллекторы I\/-\/ классов со средней проницаемостью 41*10-3 мкм2.. Средневзвешенный по мощности коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,51. Средняя пористость по лабораторным исследованиям керна составляет 14,9 %, по геофизическим -17,7%.

Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых разностей. Залежь по типу пластово-сводовая. В структурном плане залежь горизонта представляет собой сложную контрастную брахиантиклинальную складку, ориентированную в северо-западном направлении и осложненную многочисленными куполами (вершинами) с размерами 5,4 х 2,3 км в западной, и 2 х 1,8 км в центральной частях залежи с амплитудой, соответственно, 46 и 17 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0 до 17 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,8 м. В северо-восточном направлении поднятия пласт полностью глинизируется. Высота залежи около 30 м, водонефтяной контакт проводится на отметке 2206 м. Для горизонта БВ10 характерно преобладание коллекторов IV-V классов с средней проницаемостью 329*10-3мкм2. Средневзвешенное значение коэффициента нефтенасыщенности составляет 0,54, пористости -20,4 %.

Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью пластов. В структурном плане его залегание конформно поведению баженовского репера и характеризуется несколько меньшей амплитудной выразительностью, что естественно для отложений осадочного чехла более позднего геологического возраста. Залежи горизонта выявлены на Западном и Центральном куполовидных поднятиях. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. Эффективные толщины изменяются от 8 до 15 м, нефтенасыщенные - от 1 до 12 м. ВНК принят на отметке -2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м. В структурном плане она представляет собой сильно изрезанную складку с весьма контрастным рельефом, ориентированную в северо-западном направлении, с размерами 9 х 5 км. Эффективные толщины изменяются от 11,8 до 27 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 23,6 м; на 76 % залежь подстилается водой. ВНК зафиксирован на отметке -2104 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Коэффициент песчанистости в среднем по горизонту составляет 0,87, коэффициент пористости по геолого-геофизическим данным - 22%, коэффициент проницаемости -224*10-3 мкм2. Породы, слагающие горизонт, представлены преимущественно массивным песчаником, мелкозернистым, плотным, сцементированным карбонатным и глинистым цементом, с частичным переслаиванием алевролитов и аргиллитов.

Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади Самотлорского месторождения представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. На Мыхпайской площади по литолого-коллекторской характеристике в горизонте АВ1-2 выделены продуктивные пласты АВ1(1), АВ1(2), АВ1(3) и АВ2(1).

Пласты АВ1(1) и АВ1(2) представлены сильно глинистыми песчаниками и алевролитами "рябчиковой структуры". Пласт АВ1(1) распространен не повсеместно и на большой площади замещен глинами. Пласт АВ1(2), за исключением пяти небольших участков в западной части площади, представлен коллекторами.

Залежь продуктивных пластов АВ1(3) и АВ2(1) - пластово-сводовая. В структурном плане она представляет собой (по изогипсе -1680 м) изометричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с размерами 22 х 10 км и амплитудой 34 м. Пласты АВ1(3) и АВ2(1) в большинстве скважин можно дифференцировать глинистый прослой между АВ2(1) и АВ2(2) может достигать 8 м, но есть участки, где пласты сливаются в единый песчаный объект. Пласт АВ2(2) практически по всей площади является водоносным, только в пределах Центрального поднятия по данным ГИС имеются локализованные участки, интерпретирующиеся как нефтенасыщенные. Эффективные толщины горизонта АВ1(3)+ АВ2(1) варьируют в пределах 2,9 - 23 м и в среднем составляют 12,4 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины пачки приурочены к центральной части залежи и изменяются в тех же пределах, что и эффективные. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Таким образом, следует отметить, что отложения продуктивных горизонтов, как правило, представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела.

Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях юрской - горизонт ЮВ1 (средняя глубина 2450 м) и меловой системы БВ10 (2250 м), БВ8 (2125 м), АВ1-2 (1730 м) отложений. В среднем для Центральной залежи ВНК проводится на отметках -2405-2410 м, а на северо-западе понижается до -2418-2424,3 м. Запасы нефти оценены по категории В+С1 в количестве 10055 тыс.т - балансовые, 3069 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых разностей. При опробовании получены притоки нефти, ВНК принят на отметке -2206 м. Запасы нефти западной части залежи оценены по категории С2 в количестве 790 тыс.т - балансовые, 197 тыс.т - извлекаемые, центральной части залежи по категории В+С1 в количестве 23740 тыс.т - балансовые, 9456 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью пластов. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. ВНК принят на отметке -2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Запасы нефти горизонта оценены по категории А+В+С1 в количестве 48718 тыс.т - балансовые, 26690 тыс.т - извлекаемые, по категории С2 в количестве 5746 тыс.т - балансовые, 1142 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. Пласты группы АВ1-2 рассматриваются как единый объект разработки. Среднестатистический ВНК в целом по горизонту принят на отметке -1672 м. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Запасы нефти пласта АВ1(2) оценены по категории С1 в количестве 43370тыс.т - балансовые, 10938 тыс.т - извлекаемые, пласта АВ1(3)+АВ2(1) по категории В+С1 в количестве 86780 тыс.т - балансовые, 30560 тыс.т - извлекаемые.

Гидрогеологическая характеристика

В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов [12]. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана. Юрский комплекс включает кору выветривания и песчано-глинистые породы тюменской свиты толщиной 200-250 м. Коллекторские параметры пород невысокие, многие скважины оказались «сухими» или в них получены слабые притоки (не более 1 м3/сут при низких динамических уровнях). Общая минерализация вод по данным, полученным на соседних площадях, составляет 30,9-33,2 г/л, тип воды хлоридно-кальциевый, сульфаты отсутствуют. Водорастворенные газы метанового состава, содержат тяжелые углеводороды до 8%, азота 2-4%, газонасыщенность 1500-1800 см3/л.

Берриас-валанжинский комплекс (ачимовская пачка) не испытывался. По аналогии с соседними площадями воды комплекса имеют минерализацию 28-30 г/л, хлоридно-кальциевого типа, водорастворенные газы метанового состава, газонасыщенность 1100-1500 см3/л.

Характерная особенность температурного поля Самотлорского месторождения и прилегающих к нему площадей, в т.ч. Мыхпайской - отсутствие широко распространенной на других месторождениях связи температурных аномалий со структурными формами пород осадочного чехла. Через центральную сводовую часть структуры в направлении с юго-востока на северо-запад проходит полоса температурного минимума. Для водообеспечения используются водозаборные скважины, пробуренные в непосредственной близости от нагнетательной на пласты апт-альб-сеноманских отложений, извлекаемая вода из которых не требует дорогостоящей подготовки и используется в Западно-Сибирском регионе повсеместно. Закачка подземных вод предпочтительнее поверхностных, так как исключается отложение солей в скважинах и системах сбора и подготовки нефти, осадкообразование, снижение приемистости, негативное воздействие на коллекторские свойства пласта, не наблюдается коррозионное разрушение водоводов. Стабильная температура воды водозаборных скважин +25-400С предотвращает замерзание водоводов в зимний период при вынужденной остановке скважин.

Количество сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ) в пресной воде на порядок выше, чем в подземных водах.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов

Пористость (открытая) коллекторов Мыхпайского месторождения определялась лабораторными методами по керну и по промыслово-геофизическим данным (ГИС). В качестве геофизического показателя для определения Кп использовались замеры потенциалов собственной поляризации. Построены зависимости Кn=f(). Для построения зависимости по юрскому пласту использовались материалы других месторождений. Средневзвешенные значения Кп, рассчитанные двумя методами (по керну и ГИС) не всегда совпадают при хорошей сходимости этих значений по одним и тем же интервалам. Для расчета использовались значения пористости, полученные по ГИС.

Проницаемость коллекторов определялась по данным ГИС, ГДИ (гидродинамические методы исследования) и по керновым анализам в лабораторных условиях.

По объектам АВ1-2, БВ8 преобладают коллекторы с проницаемостью более 100*10-3 мкм2 (частость 64% случаев по АВ1-2, 62% - по БВ8).

По объекту ЮВ1 характерно преобладание коллекторов с проницаемостью 0,23-0,3 мкм2. Коллекторы с проницаемостью свыше 100*10-3мкм2 встречаются редко (частость 1,4%). Большинство образцов для пласта ЮВ1 изучены по водоносной части Мыхпайского месторождения (290 из 375 образцов). Средние значения коллекторских свойств по нефтяной и более изученной водоносной части пласта близки между собой (проницаемости соответственно равны 7,7 и 8,1*10-3мкм2) и это дает право использовать данные водоносной части для нефтяной. Нефтенасыщенность коллекторов определялась несколькими методами: по определению остаточной воды в кернах (остаточная вода определялась центрифугированием); по данным ГИС; по методике слоистого коллектора (для пласта АВ1(2)-«рябчик»). Результаты, полученные разными методами, имеют хорошую сходимость. Толщины пластов принимались по данным подсчета запасов нефти [2]. По пласту ЮВ1 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 10,4 м, эффективные нефтенасыщенные - 6,0-6,7 м.

По пласту БВ10 эффективные толщины изменяются от 0 до 4,8 м, эффективные нефтенасыщенные - 0-4,8 м. По пласту БВ8 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 19,6 м, эффективные нефтенасыщенные - 0,6-14,3 м. Залежь в западной части примыкает к Мегионскому месторождению и отделяется от него узким прогибом шириной около 1 км.

Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые. Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м3/т в пластовых условиях при однократном разгазировании, 40-94 м3/т при условии промысловой сепарации. Разгазированные нефти по молярной массе изменяются в сторону ее уменьшения. Состав нефтяного газа для пластов различен (таблица 1 - 4).

нефть газ месторождение строение

Таблица 1 - Свойства и химический состав воды Мыхпайского месторождения

Состояние баланса запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, выполненный институтом СибНИИНП, с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

- в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т.);

- в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс. т (122,6%) (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3]

Таблица 2 - Состав пластовой нефти

Таблица 3 - Компонентный состав нефтяного газа, %

Таблица 4 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Мыхпайское месторождение можно охарактеризовать как месторождение со сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и флюидов.

Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и объединены в 4 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, БВ10, АВ1-2, и представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела, которые и определили сложность его разработки.

Коллекторы продуктивной толщи неоднородны: их толщина, проницаемость, температура варьируют в широких пределах (h =9,4-15,8 м; k=41*10-3 - 1226*10-3 мкм2; m=0,149 - 0,22)

Нефти продуктивных пластов можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые (µ=1,66мПа*с; с=737-835 кг/м3).

В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана.

Размещено на Allbest.ru