Анализ разработки пластов БП 8, Тарасовского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru//

Самарский Государственный Технический Университет.

Нефтетехнологический факультет

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

на тему» Анализ разработки пластов БП 8, Тарасовского месторождения»

Самара 2016

Введение

В настоящее время большинство месторождений находятся на завершающих стадиях разработки, что требует для продления разработки применения методов увеличения нефтеотдачи пласта. Самый распространённый метод воздействия на пласт это заводнение. Основной недостаток заводнения это прорыв воды по наиболее проницаемым пропласткам ограниченной толщины, в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены, что приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта. Так некоторые исследования показывают, что коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне в определённых пропластках достигает 0,9, хотя там же могут быть пропластки с начальной нефтенасыщенностью.

Используя большой накопленный материал, следует выявить характерные зависимости процесса вытеснения нефти водой, с целью использования этого в настоящее время для составления более точного прогноза обводнения, пластового давления и других показателей разработки, а главное для увеличения нефтеизвлечения. Также следует определить наиболее совершенные системы заводнения и рациональное время из внедрения в процессе разработки месторождения.

Из выше изложенного следует вывод о том, что следует более детально контролировать процесс разработки при заводнении. Для корректировки процесса заводнения требуется применять другие методы увеличения нефтеотдачи пласта.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тарасовское месторождение расположено на территории Пуровского района ЯНАО Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр - поселок Тарко-Сале (55 км севернее), поселок Пурпе и г. Губкинский (35 и 45 км западнее) [8].

Ближайшие разрабатываемые месторождения: Усть-Харампурское, Восточно-Таркосалинское, Губкинское, расположенные соответственно 10 км к востоку, 60 км северо-восточнее и 30 км к северо-западу. С Усть-Харампурским месторождением участок имеет общую лицензионную границу. По пластам БП14 на севере граничит с Северо-Тарасовским лицензионным участком. Месторождение расположено в районе с развитой сетью коммуникаций - бетонные дороги, трасса железной дороги Сургут - Новый Уренгой проходит через ст. Пурпе в 15 км от города Губкинский (рис. 1.1).

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности, в зоне лесотундры и расположено в междуречье рек Айваседо-Пур, Пяку-Пур, относящихся к бассейну реки Пур. Реки мелководные. Район сильно заболочен, изобилует множеством мелких озер с характерным для северных районов мощным слоем многолетне мерзлых пород.

Основные перевозки осуществляются в период навигации водным путем и по железной дороге Сургут-Уренгой. Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС.

В районе месторождения выявлены разрезы строительных песков, песчано-гравийных смесей и кирпичных глин (для производства кирпича марки «100» и керамзита). Пески могут быть использованы для бетонов, строительных растворов и силикатных изделий, отсыпки дорог.

Обзорная карта расположения месторождений

Рис. 1.1

Район месторождения был охвачен сейсморазведочными работами с 1964-65 гг. по 1977 г. Это позволило закартировать крупное Айваседопуровское поднятие, осложненное рядом локальных поднятий. На основании этих работ были заложены первые глубокие поисковые скважины на юрские отложения. При испытании первой скважины №60 был получен приток нефти дебитом 49,5 м3/сут на 8 мм штуцере, которая явилась первооткрывательницей нефтяной залежи (пласт БП8). В 1976 г. в скважине №64 была установлена промышленная продуктивность пластов БП10-11 и БП9. В 1978 г. на восточном склоне поднятия была пробурена скважина №75, которая выявила нефтяную залежь структурно-литологического типа в пласте БП14 - Восточно- Тарасовское месторождение.

В 1983 г. Тюменской тематической экспедицией произведен подсчет запасов углеводородов с утверждением в ГКЗ. В 1986 г. объединением «Пурнефтегаз» в эксплуатацию введена центральная часть Тарасовского месторождения. В 1987-1988 гг. «СибНИИНП» составлена уточненная технологическая схема разработки. Эксплуатационное бурение ведется силами НГДУ «Тарасовскнефть» ПО «Пурнефтегаз».

1.2 Орогидрография

В орографическом отношении район работ представляет собой холмистый рельеф, расчлененный, сильно изрезанный овражной системой. Часто поверхность осложнена небольшими грядами, отдельными холмами и западинами.

Возможности водоснабжения района обуславливаются наличием здесь поверхностных вод рек (Айваседо-Пур, Пяку-Пур) и озер, а также подземных вод в олигоцен-четвертичных отложениях - залегающих на глубинах 65-170 м, характеризующихся дебитами до 4000 м3/сут. Состав вод - гидрокарбонатно-кальциево-магниевые, с минерализацией 0.02 - 0.114 г/л.

Содержание железа - повышенное (до 10 мг/л). Подземные воды пригодны для водоснабжения разработки нефтяных и газовых объектов.

1.3 Стратиграфия

Юрская система

Породы среднеюрского отдела представлены прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты - глинами тонкоотмученными, толщина - 25-50 м. Верхний отдел юрских отложений объединяет морские осадки верхневасюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхневасюганская подсвита сложена песчаниками среднезернистыми с прослоями карбонатных пород, алевролитов и глин (пласт Ю1). Общая толщина васюганской свиты колеблется от 69 до 96 м. При испытании пласта в скв. №132 получен приток ФБР, пластовой воды с пленкой нефти. Выше по разрезу расположена георгиевская свита литологически представлена глинами аргилитоподобными, выдержанными по толщине как по площади, так и по разрезу - 27-29 м. Отложения баженовской свиты, залегающие выше, представлены глубоководными морскими осадками - черные битуминозные аргилиты с прослоями известковых и кремнистых разновидностей. Отложения являются регионально распространенным отражающим сейсмогоризонтом («Б»), толщиной 90-96 м [8].

Меловая система

Породы мелового возраста, согласно залегающие на породах верхней юры, стратиграфически подразделяются на два отдела: нижний и верхний, с отложениями которых связаны основные запасы углеводородов Западной Сибири. Нижний отдел представлен глубоководными морскими отложениями, сформированными в условиях региональной трансгрессии в бериас - валанжинское время (нижняя часть сортымской свиты). Выше по разрезу залегают осадки мелководно - морского и континентального происхождения валанжин - альбского времени, приуроченные к верхней части сортымской, тангаловской и нижним отложениям покурской свит.

Сортымская свита по литологическому составу подразделяется на несколько толщ. В основании - подачимовская свита, представленная глинами аргилитоподобными. Выше по разрезу выделяется опесчаненная ачимовская толща, перспективность которых в нефтегазоносном отношении в пределах месторождения доказана результатами испытания скв. №60, 131, где получены притоки нефти от 0,29 до 3,0 м3/сут. при значительных депрессиях на пластах. Толщина ачимовских отложений изменяется от 70 до 91 м. Песчаники ачимовской толщи перекрываются глинами с прослоями песчаников, клиноформенного характера залегания, сформированных в условиях склона шельфа - горизонт БП14, который промышленно нефтеносен на Восточно-Тарасовском месторождении. Толщина горизонта БП14 колеблется в пределах 60 - 100 м.

Следующий комплекс пород (толщина до 350 м) сложен мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргилитов, алевролитов, с которыми связаны залежи пластов БП12 - БП8. В кровле сортымской свиты залегает чеускинская пачка толщиной 19-42 м, представленная аргилитами с резкими прослоями песчаников, с которыми связана залежь пласта БП8.

Общая толщина свиты - 547-594 м.

Тангаловскую свиту подразделяют на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена осадками мелководно-морского генезиса, литологически неоднороден, с чередованием песчаников, алевролитов, глин. С этими отложениями на месторождении связаны залежи в пластах БП71, БП72, БП6. Средняя подсвита сложена мощной толщей континентальных отложений (около 200 м), представленных глинами чередующихся с песчаниками и алевролитами. С отложениями связаны песчаные породы горизонтов БП4 - БП1, последний нефтенасыщен в пределах Тарасовского месторождения. Верхняя подсвита сложена континентальными отложениями, представленными аргилитами в сочетании с песчаниками и алевролитами - пласты АП11 - АП7. Общая толщина свиты - 365-442 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноманского возраста) преимущественно континентальная толща общей толщиной от 1050 до 1137 м. Представлена песчаниками, алевролитами, глинами. В составе свиты выделяются пласты от ПК22 до ПК1, причем последний газонасыщен в пределах месторождения. Верхнемеловые отложения (без сеномана) представлены морскими отложениями туронского и датского времени (кузнецовская, березовская и ганькинская свиты). Отложения представлены глинами с редкими прослоями опок и кремнистых глин. Общая толщина верхнемеловых отложений от 330 до 480 м.

Палеогеновая система

Отложения формировались в условиях окончания последнего этапа морской трансгрессии. Палеоценовый отдел (талицкая свита) толщиной 115-155 м представлен породами морского генезиса - глинами с линзами алевролитов и песчаников. Эоценовый отдел (люлинворская и тавдинская свиты) объединяет морские и прибрежно-морские отложения и представлены опоками, аргилитами, глинами с прослойками алевролитов. Толщина люлинворской и тавдинской свит - 250-340 м. Олигоценовый отдел (атлымская, новомихайловская и туртасская свиты) характеризуются осадками озерно-болотного, речного и делювиального происхождения, представлены глинами, алевролитами с прослоями кварцевых песков. Толщина этих отложений варьирует от 180 до 320 м. Четвертичные отложения несогласно залегают на размытой поверхности олигоцена. Формирование осадков проходило в условиях развивающейся регрессии, сопровождаемой мощным оледенением, неоднократно прерывавшимися морскими трансгрессиями. В основном это ледниковые, озерно-болотные, аллювиальные отложения: пески, супеси, суглинки, глины, торфяники - толщиной 30-50 м [8].

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Геологический разрез Тарасовского месторождения представлен породами двух структурных подразделений: метаморфизованными складчатыми образованиями доюрского фундамента и терригенными породами платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста. Результатами глубокого поисково-разведочного бурения охарактеризованы лишь породы платформенного чехла, где максимальная вскрытая толщина отложений тюменской свиты - 76 м. (скв. №131, глубина - 3301 м.).

1.5 Нефтегазоносность

Терригенно-осадочный комплекс нефтегазоносной области включает в себя 5 нефтегазоносных комплексов: сеноманский, апт-альбский, неокомский, верхнеюрский, среднеюрский.

Нефтяная залежь пласта БП8 является одной из основных по запасам (19%), а также одним из основных объектов разработки месторождения. По развитию в разрезе пласта песчаных прослоев отмечается зональность. На западе пласт существенно опесчанен, в восточном направлении песчанистость закономерно уменьшается за счет увеличения глинистых прослоев в нижней части разреза, а на востоке существенно глинизируется также и верхний интервал пласта [8].

По материалам ГИС по пласту БП8 ВНК фиксируется на отметках 2418-2420 в западной и северо-западной части, до 2420-2425 в восточной и южной частях залежи. Для нижней глинистой части пласта ВНК изменяется в пределах 2408-2418 м.

Нефтяная залежь пласта БП8 является одной из основных по запасам (19%), а также одним из основных объектов разработки месторождения. По материалам ГИС по пласту БП8 ВНК фиксируется на отметках 2418-2420 в западной и северо-западной части, до 2420-2425 в восточной и южной частях залежи. Для нижней глинистой части пласта ВНК изменяется в пределах 2408-2418 м [8].

Результаты испытания по 92 эксплуатационным скважинам позволили определить гидродинамические параметры - коэффициент продуктивности, гидропроводность, подвижность, проницаемость.

Коэффициент продуктивности пласта в отдельных скважинах достигал 200 т/сут*МПа, а средневзвешенное значение равно 42.5 м3/сут*МПа, проницаемости - 0.022 мкм2

В разработку вовлечена, как правило, верхняя более опесчаненная часть разреза пласта. Нижняя часть вовлечена в разработку единичными скважинами.

Такие особенности строения пласта, разработки залежи послужили основанием для выделения в его объеме двух подсчетных объектов: верхнего-песчаного (БПВ8) и нижнего - песчано-глинистого БП8Н, являющихся единым гидродинамическим резервуаром.

Верхний зональный интервал БП8В характеризуется толщинами в интервале 1.4-25.0 м. При опробировании скважин получены высокие фонтанирующие притоки нефти дебитом до 362 м3/сут. Получение по отдельным скважинам притоков нефти с водой (скв. №57Р, 65Р, 56Р) предполагает заколонные перетоки из водоносной части пласта. Залежь пластовая сводовая размерами (8-12)*14 км и высотой 50 м.

Нефтяная залежь нижнего зонального интервала БП8Н характеризуется наличием нефтенасыщенных толщин от 0.4 до 8.0 м. Наибольшая песчанистость БП8Н характерна для западной части залежи, где отмечены зоны развития монолитных песчаных прослоев, и в этих зонах при испытании получены притоки нефти дебитом от 86.4 до 110.8 м3/сут на 6 мм штуцере. В восточной части залежи отмечены многочисленные участки глинизации нижнего зонального интервала. Залежь БП8Н пластовая сводовая размерами (5-9)*11 км и высотой 20 м.

1.6 Коллекторские свойства пласта БП8

Коллекторские свойства пласта изучались по керну, геофизическим исследованиям (ГИС) и гидродинамическим исследованиям (ГДИС).

Коллекторские свойства пласта БП8 представленно в таблице 1.1

Таблица 1.1

Коллекторские свойства пласта БП8

	Пласт БП8
Показатели
Средняя глубина залегания (абс. отметка), м	2374
Тип залежи	Пласт-свод
Тип коллектора	Териген
Площадь нефтеносности, тыс.м2	130340
Средняя общая толщина,м	28
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	10,3
Средняя эффект. водонасыщенная толщина, м	0,7
Коэффициент пористости , доли ед.	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,85
Проницаемость, 10-3 мкм2	0,234
Коэффициент эфф. толщины (песчанистости), доли ед.	0,77
Расчлененность	2,2
Начальная пластовая температура , 0C	35
Начальное пластовое давление, МПа	18,75
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	4,6
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	805,0
Плотность нефти в поверхностных условиях	832,0
(дифференциальное разгазирование), кг/м3	825,2
Абсолютная отметка ВНК, м	2420
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,597
Содержание серы в нефти, %	2,93
Содержание парафина в нефти, %	6,86
Давление насыщения нефти газом , МПа	1,89
Газосодержание, м3/т	23,6
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,5
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1,14
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4	Нет данных
воды, 1/МПа х 10-4	-
породы, 1/МПа х 10-4	-
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,71

По данным керна продуктивная часть пласта БП8 представлена песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, плотными, крепкими мелкозернистыми, пористыми. В отдельных скважинах наблюдаются песчаники слабосцементированные (скв.132) и рыхлые (скв.131). По описанию шлифов песчаники кварцевые, разнозернистые, местами хорошо отсортированные. Зерна кварца полуокатанные, реже угловатые и окатанные, размером 0,1-0,5 мм, обломочная часть представлена кварцами и единичными зернами полевого шпата. Цемент порово-пленочный глинистый, участками карбонатный.

Для проектирования разработки пористость и нефтенасыщенность по пласту БП8 приняты по ГИС.

Фильтрационные свойства пласта БП8 слабо изучены по промысловым данным и исследованиям керна. Поэтому для проектирования разработки приняты значения проницаемости, рассчитанные по обобщенной зависимости Кп=f(Кпр) для открытой пористости пласта БП8.

Нефтяная залежь пласта БП8 является одной из основных по запасам (19%), а также одним из основных объектов разработки месторождения. По материалам ГИС по пласту БП8 ВНК фиксируется на отметках 2418-2420 в западной и северо-западной части, до 2420-2425 в восточной и южной частях залежи. Для нижней глинистой части пласта ВНК изменяется в пределах 2408-2418 м [8].

В разработку вовлечена, как правило, верхняя более опесчаненная часть разреза пласта. Нижняя часть вовлечена в разработку единичными скважинами.

Такие особенности строения пласта, разработки залежи послужили основанием для выделения в его объеме двух подсчетных объектов: верхнего-песчаного (БПВ8) и нижнего - песчано-глинистого БП8Н, являющихся единым гидродинамическим резервуаром.

Верхний зональный интервал БП8В характеризуется толщинами в интервале 1.4-25.0 м. При опробировании скважин получены высокие фонтанирующие притоки нефти дебитом до 362 м3/сут. Получение по отдельным скважинам притоков нефти с водой (скв. №57Р, 65Р, 56Р) предполагает заколонные перетоки из водоносной части пласта. Залежь пластовая сводовая размерами (8-12)*14 км и высотой 50 м.

Нефтяная залежь нижнего зонального интервала БП8Н характеризуется наличием нефтенасыщенных толщин от 0.4 до 8.0 м. Наибольшая песчанистость БП8Н характерна для западной части залежи, где отмечены зоны развития монолитных песчаных прослоев, и в этих зонах при испытании получены притоки нефти дебитом от 86.4 до 110.8 м3/сут на 6 мм штуцере. В восточной части залежи отмечены многочисленные участки глинизации нижнего зонального интервала. Залежь БП8Н пластовая сводовая размерами (5-9)*11 км и высотой 20 м.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефтей, газов и конденсатов по залежам Тарасовского и Восточно-Тарасовского месторождений изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб нефти, устьевых проб газа.

Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважин на определённом режиме. Все исследования поверхностных проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Государственными стандартами.

Глубинные пробы отбирались с помощью глубинных пробоотборников типа ВПП - 300 и ПД - 3М.

Отбор глубинных проб производился на оптимальном режиме работы скважины с возможно меньшей депрессией на пласт, при котором не наблюдается разгазирование нефти как в призабойной зоне, так и в продуктивном пласте [8].

В эксплутационных скважинах отбор проб производился также на оптимальном режиме работы скважины, но в начальный период эксплуатации. Исследования проб пластовых нефтей проводились по методике ВНИИнефть однократным и ступенчатым способами сепарации. Определялись следующие параметры нефтей: давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газосодержание, объёмный коэффициент, вязкость пластовой и дегазированной нефти. Результаты исследования поверхностных проб нефти приведены в таблице 1.3, а глубинных проб в таблице 1.4 - 1.5.

Нефть горизонта БП8 представлена 19 поверхностными пробами (из них качественных 17) и 37 глубинными пробами (из них 20 качественных) пластовой нефти, а также 5 устьевыми пробами газа (4 качественные).

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти в среднем составляет 0,830 г/см3. Кинематическая вязкость при 20 0С - 4,85х10-4 м2/с, при 50 0С - 2,41х10-4 м2/с.

Содержание серы в среднем составляет 0,18 %, парафинов - 4,02 % с температурой плавления 54 0С; асфальтенов - 0,46 % , смол селикагелевых - 3,44 %. Выход светлых фракций до 300 0С составляет 55,2 %, молекулярный вес достигает 180.

По результатам исследования устьевых проб растворенный газ содержит метана - 84,66 %, этана - 6,14 %, пропана - 4,33 %, бутанов - 1,93 %, пентан+высшие - 0,49 %. Углекислый газ содержится в количестве 0,34 %, азот - 1,84 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,678. Величина среднекритического давления 46,78 кгс/м2 (4,68 МПа), среднекритической температуры 210,43 0К.

Из 37 глубинных проб нефти из пласта БП8 отбраковано 17. По данным однократной сепарации с учетом отбраковки некачественных проб плотность пластовой нефти в среднем составляет 0,665 г/см3, сепарированной - 0.832 г/см3; газосодержание - 236,2 м3/т. Величина объемного коэффициента составляет 1,598, вязкость пластовой нефти - 0,46 МПа/с. Давление насыщения - 18,9 МПа.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,662 г/см3, сепарированной - 0,819г/см3, газосодержание - 208 м3/т, объемный коэффициент - 1,513.

Таблица 1.2

Геолого-физические характеристики пласта БП8

ПАРАМЕТРЫ	БП8
Средняя глубина залегания, м	2374
Тип залежи	пластов. сводовая
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	130340
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	10,3
Пористость, д.ед.	0,18
Проницаемость, мД	234
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д.ед.	0,69
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, д.ед.	0,63
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0,47
Коэффициент расчленнности, д.ед.	5,9
Начальное пластовое давление, 105Па	246
Вязкость нефти в пл.усл.10-3Па,с	0,46
Плотность нефти в пл.усл. т/см3	0,805
Объемный коэффициент нефти, е.ед.	1,597
Давление насыщ. нефти газом, 105Па	189
Газосодержание нефти, м3/т	236,2
Содержание стаб. газоконденсата, г/м3	-
Вязкость воды в пл. усл., 10-3Па, с	0,5
Плотность воды в пл. усл.,кг/м3	1,01
Средняя продуктивность, м3/сут*МПа	42,5
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,31
КИН утвержденный в ГКЗ, д.ед.	0,444

Таблица 1.3

Средние значения параметров поверхностных проб нефтей по пласту БП8

Горизонт,	Кол-во	Плот-	Кинемат.	Выход	Содерж.	Содерж.	Содерж.	Содерж.
(пласт)	проб.	ность,	вязкость	фракций	серы,	парафин.,	асфальт.,	смол,
		г/см3	при 20 0С.	до 300 0С.	%	%	%	%
(БП8)	19	0.830	4.85	55.2	0.18	4.02	0.46	3.44

Таблица 1.4

Результаты исследований глубинных проб нефтей по пласту БП8

Параметры	Горизонт БП8
	Кол-во исслед-х	Среднее значение
	скважин	проб
	14	37
Пласт. давлен., МПа			23
Температура, 0С			82
Давл. насыщения, МПа			18,9
Коэф. объем. упругост.,1/Мпа*10-5			26,3
Газосодержание
м3/т			236,2
м3/м3			196,3
Объемный коэфф.			1,598
Усадка, %				38,07
Плотность, г/см3
сепарированной нефти			0,832
пластовой нефти			0,665
Вязкость пластовой нефти, МПа/с			0,46
Плотность газа, кг/м3			1,171
Средн. коэфф. раствор.
м3/м3*МПа				10,54

Таблица 1.5

Средние значения параметров глубинных проб нефтей по пласту БП8 Тарасовского
месторождения

Горизонт,

Способ

Давление

Газосодержание

Объемный

Усадка

Плотность, г/см3

Вязкость

Плотность

Средний

(пласт)

разгази-

насыщения,

коэффи-

сепариро-

пласто-

пл.нефти,

газа,

коэффициент

рования

МПа

м3/т

м3/м3

циент

ванной

вой

Мпа/с

кг/м3

растворимости,

м3/м3хМПа.

(БП8)

однократное

18.9

236.2

196.3

1.598

38.07

0.832

0.665

0.46

1.171

10.54

ступенчатое

19.6

208

170.5

1.513

31.25

0.819

0.662

-

1.045

8.30

По составу пластового газа все пробы характеризуются примерно равным содержанием метана, изменяющимся от 68,6 %(моль) в продукции скважины 67 до 73,4 %(моль) в продукции скважины 64. Характерной особенностью состава отобранных проб является высокое содержание компонентов фракции С2С4, изменяются от 16,5 (скв. 64) до 21% (скв.67). Содержание высококипящих компонентов составляет 7,43 (скв.59) - 10,58% (скв.65). Потенциальное содержание высококипящих компонентов изменяется от 350 до 634 г/м3. Более высоким содержанием компонентов фракции С2С4 и С5+в характеризуются пробы из объектов, где частично вскрыта нефтенасыщенная толщина пласта. Содержание не углеводородных компонентов невысокое. Во всех пробах: содержание азота в среднем равно 1,15, а содержание углекислого газа равно 0,11% при этом в некоторых пробах углекислый газ отсутствует.

Химический состав вод и данные по общей минерализации получены экспериментально. Значения плотности воды в условиях пласта, ее вязкости в пластовых и стандартных условиях, а также общая жесткость пластовых вод вычислены согласно [23], значения газосодержания, коэффициента сжимаемости и объемного коэффициента - по [24].

Минерализация вод лежит в диапазоне от 9,98 до 14,56 г/л, данные по pH отсутствуют. Среднее значение вязкости воды в пластовых условиях 0,38 мПа•с. Результаты исследования показывают, что основные солеобразующими компонентами являются ионы хлора, натрия и калия.

Таблица 1.6

Свойства и состав пластовых вод

Пласт БП8
Плотность воды, кг/м3 - в стандартных условиях - в условиях пласта		1007,3* 982,7*
Вязкость воды в условиях пласта, мПа?с - в стандартных условиях - в условиях пласта		1,03* 0,38*
Газосодержание, м3/м3		2,9**
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа?10-4		4,9**
Объемный коэффициент, доли ед.		1,027**
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л) Na+ + K+	1738,0 -5132,0 / 72,4 - 213,8	3435,0 / 143,1
Ca+2	90,0 - 278,0 / 4,5 - 13,9	184,0 / 9,2
Mg+2	6,0 - 27,0 / 0,5 - 2,3	16,5 / 1,4
Cl-	2199,0 - 8227,0 / 61,9 - 231,7	5213,0 / 146,8
HCO3-	403,0 - 1086,0 / 61,9 - 231,7	5213,0 / 146,8
CO3-2	0,0	0,0
SO4-2	0,0 - 15,0 / 0,0 - 0,3	7,5 / 0,2
Общая минерализация, г/л	5,1 - 14,1	9,60

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 1 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта БП8 представлена в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта БП8

Параметры	Пласт Б2
Площадь нефтеносности, тыс. м2 F	130340,2
Средняя нефтенасыщенная толщина, м h	10,3
Коэффициент открытой пористости, д.ед. m	0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед. л	0,69
Пересчетный коэффициент, д.ед.	0,626
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 с	0,832
Коэффициент извлечения нефти, д.ед. К	0,447
Газовый фактор, м3/т Г	236,2
Накопленная добыча нефти из пласта БП8, тыс.т. на 01.01.16 г.	15727,2

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Qбал = F • h • m • с • л (1.1)

Где:

Qбал - это балансовые запасы, тыс.т

F - площадь нефтеносности .

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина .

m - коэффициент пористости.

л - коэффициент нефтенасыщенности.

с - плотность нефти в поверхностных условиях .

? - пересчетный коэффициент.

? = где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Qбал = 130340,2• 10,3 • 0,18• 0,69• 0,832• 0,626= 86843,0 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Qизвл = Qбал • К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0,447 доли ед.

Qизв = 86843,0 • 0,447= 38819,00тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2015г. составят

Qбал. ост = Qбал - Qдоб (1.3)

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-15727,2 тыс.т.

Qост. бал.= 86843,0-15727,2 =71115,81 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2015г. Составляют

Qизвл.ост. = Qизвл - Qдоб (1.4)

Qизвл.ост = 38819,00 -15727,2 = 23091,80 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

V бал.нач. = Qбал.нач • Г = 86843,0 • 236,2= 20512,32млн.м3 (1.5)

Г - газовый фактор по пласту - 236,2м3.

Vнач.изв = Qизв. нач • Г (1.6)

Vнач.изв = 38819,00• 236,2= 9169,05 млн.м3

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2015

Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф • Г (1.7)

Vбал.ост.газа = 71115,81• 236,2= 16797,55млн. м3

Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф • Г (1.8)

Qизвл.ост.газа =23091,80• 236,2=5454,28млн.м3

Таблица 1.8

Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту

Запасы нефти тыс.т	Запасы газа млн.м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
86843,0	38819,0	71115,81	23091,80	20512,32	9169,05	16797,5	5454,28

Выводы

В административном отношении Тарасовское месторождение расположено на территории Пуровского района ЯНАО Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр - поселок Тарко-Сале (55 км севернее), поселок Пурпе и г. Губкинский (35 и 45 км западнее).

Геологический разрез Тарасовского месторождения представлен породами двух структурных подразделений: метаморфизованными складчатыми образованиями доюрского фундамента и терригенными породами платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста. Нефтяная залежь пласта БП8 является одной из основных по запасам (19%), а также одним из основных объектов разработки месторождения. По развитию в разрезе пласта песчаных прослоев отмечается зональность. На западе пласт существенно опесчанен, в восточном направлении песчанистость закономерно уменьшается за счет увеличения глинистых прослоев в нижней части разреза, а на востоке существенно глинизируется также и верхний интервал пласта.

По материалам ГИС по пласту БП8 ВНК фиксируется на отметках 2418-2420 в западной и северо-западной части, до 2420-2425 в восточной и южной частях залежи. Для нижней глинистой части пласта ВНК изменяется в пределах 2408-2418 м.

Продуктивный пласт БП8, состоящий из зональных интервалов БП8В и БП8Н испытан в 8 разведочных скважинах, причем БП8Н опробован в одной скважине. Притоки безводной нефти достигали 218 м3/сут. при 8 мм штуцере (скв. №57, 78). В ряде скважин получен приток нефти с водой (скв. №56, 57). Поступление воды объясняется заколонными перетоками из-за нарушения цемента за колонной.

Содержание серы в среднем составляет 0,18 %, парафинов - 4,02 % с температурой плавления 54 0С; асфальтенов - 0,46 % , смол селикагелевых - 3,44 %. Выход светлых фракций до 300 0С составляет 55,2 %, молекулярный вес достигает 180.

По результатам исследования устьевых проб растворенный газ содержит метана - 84,66 %, этана - 6,14 %, пропана - 4,33 %, бутанов - 1,93 %, пентан+высшие - 0,49 %. Углекислый газ содержится в количестве 0,34 %, азот - 1,84 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,678. Величина среднекритического давления 46,78 кгс/м2 (4,68 МПа), среднекритической температуры 210,43 0К.

Запасы нефти составили начальные балансовые 86843,0 тыс.т., начальные извлекаемые 38819,00 тыс.т.. Остаточные балансовые 71115,81 тыс.т., остаточные извлекаемые 23091,80 тыс.т.. Запасы газа составили начальные балансовые 20512,32 млн.м3, начальные извлекаемые 9169,05 млн.м3. Остаточные балансовые 16797,55млн.м3, остаточные извлекаемые 5454,28млн.м3.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ разработки пластов БП8 Тарасовского месторождения

Разработка залежи пласта БП8 ведется с 1988 года по блочно-квадратной системе. Бурение проектного фонда скважин завершено. Разбуривание пласта проведено в период 1989-1993 гг., максимальный объем бурения составил 98 скв./год или 253 тыс.м (1990 г).

В процессе разбуривания выявлены обширные зоны глинизации и ухудшение коллекторских свойств в восточной части залежи. Более благоприятные зоны с активными запасами были в высокой степени выработаны в предыдущие годы [8].

На основании таблицы показателей разработки пласта БП8 Тарасовского месторождения (табл.2.1) и графика разработки (рис. 2.1) можно выделить 3 стадии разработки анализируемого объ-екта.

I - стадия разработки началась с 1989 до 1990. 1-ая стадия называется начальной. Характеризуется ростом добычи нефти с 190,7 тыс. т. до 1361тыс.т. в год, разбуриванием залежи и ее обустройством 48 скважинами, темп разработки непрерывно увеличивается. Закачку в пласт БП8 начали осуществлять со второго года разработки (1991 г.). По пласту принято начальное пластовое давление - 24.6 МПа, давление насыщения - 18.9 МПа

Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 1551.7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых на-чальных извлекаемых запасов нефти 3.506 %. Текущая нефтеотдача 0.040. Фонд добывающих скважин 48, нагнетательных 6.

II- стадия с 1991 по 1992. 2-ая стадия называется стабилизацией добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти 3562.7 тыс.т. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин. К середине 1991 года уровень пластового давления был всего на 1.0-1.5 МПа выше давления насыщения нефти, что позволяет говорить о снижении текущих величин забойного давления ниже этого значения (18.5 МПа), что влечет за собой переход режима работы залежи с упруговодонапорного на режим растворенного газа.

Благодаря системе ППД, начиная с середины 1992 года, текущее пластовое давление незначительно отличается от первоначального давления. Залежь работает при стабильных давлениях в зонах отбора и закачки.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.

В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (175 добывающие и 78 нагнетательных) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

Накопленная добыча нефти к концу I I стадии составила 11492.0 тыс.т. Темп отбора от утверждённых на-чальных извлекаемых запасов нефти 9.2 %. Текущая нефтеотдача 0.296. Фонд добывающих скважин 119, нагнетательных 69.

III- стадия разработки началась с 1994г. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.

В 2005 году происходит резкое снижение фонда добывающих скважин это связано с ремонтом подземного оборудования и заколонными перетоками. На третьей стадии разработки происходит снижение добычи нефти с 1584,1 тыс.т. в 1994 году до 14,9 в 2015 г.

По состоянию на 01.01.16 г. в пласт закачено 45228.8 тыс. мі воды, приемистость нагнетательной скважины составляет 502,8 мі/сутки. Обводненность добываемой продукции на данной стадии возрастала и к концу 2015 года достигла значения 90,1 %.

На конец стадии фонд добывающих скважин составляет 25 единиц. Большинство скважин малодебитные и имеют среднесуточный дебит менее 30 мі/сутки.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2016 составляет 15727.2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,038%. Текущая нефтеотдача 0,405 .

Таблица 2.1

Показатели разработки пласта БП8

Годы	Кол-во действующ. Доб.скв. на конец года	Добыча, тыс.т	Накопленная добыча, тыс.т	Кол-во действующ.нагн.скв. на конец года	Закачка воды, тыс.т	Обв-сть в пов.усл., %	Темп отбора от НИЗ, %	Текущий КИН	Рпл атм
		Нефть	Жидкость	Нефть	Жидкость
1989	9	190,7	196,2	190,7	196,2	0	0	1,4	0,491	0,005	246
1990	48	1361	1385,5	1551,7	1581,7	6	88,5	2	3,506	0,04	243
1991	133	3193	3243,9	4744,8	4825,5	33	1788,6	1,1	8,225	0,122	241
1992	175	3562,7	3925,3	8307,4	8750,8	78	8268,6	15,7	9,178	0,214	240
1993	119	3184,5	4010,2	11492	12761,1	69	11630,9	13,4	8,204	0,296	240
1994	106	1584,1	2347,6	13076,1	15108,7	53	8440,1	39,5	4,081	0,337	239
1995	79	862,2	1533,3	13938,3	16642	57	5102,8	42	2,221	0,359	240
1996	59	608,2	1166,2	14546,5	17808,2	35	3676,7	42,1	1,567	0,375	241
1997	38	316,2	655,9	14862,6	18464,1	23	1664,8	59,4	0,814	0,383	242
1998	30	155,9	358,5	15018,5	18822,6	12	785	48,5	0,402	0,387	242
1999	39	99,9	229,3	15118,4	19051,9	9	375,5	63,3	0,257	0,389	242
2000	42	79,6	228,8	15198	19280,7	7	330,5	69,2	0,205	0,392	242
2001	32	49,7	199,2	15247,8	19479,8	7	307,1	72,7	0,128	0,393	242
2002	40	55,2	190,6	15303	19670,4	11	301,9	81,1	0,142	0,394	242
2003	56	52,4	245,3	15355,4	19915,7	10	337,9	78,7	0,135	0,396	242
2004	96	60,7	277,2	15416,1	20192,8	13	292,5	78,8	0,156	0,397	242
2005	42	51,6	161,9	15467,7	20354,7	13	241,7	64,8	0,133	0,398	242
2006	39	49,7	173,4	15517,3	20528,2	6	294,9	82,1	0,128	0,4	242
2007	19	35,9	215	15553,2	20743,2	3	83	86,4	0,092	0,401	243
2008	25	40,2	223,9	15593,3	20967,1	5	103,9	80,1	0,103	0,402	243
2009	25	28,2	142,5	15621,6	21109,6	8	168,3	80,3	0,073	0,402	243
2010	23	24,5	134	15646	21243,6	6	168,3	83	0,063	0,403	243
2011	23	20,8	134	15666,8	21377,6	6	168,3	85,7	0,054	0,404	242
2012	25	15,9	122,9	15685,3	21500,5	8	156	88,4	0,041	0,404	243
2013	23	13,4	122	15698,7	21622,5	7	150	89,0	0,035	0,404	241
2014	23	13,6	128	15712,3	21750,5	7	152	89,4	0,035	0,404	241
2015	25	14,9	150	15727,2	21900,5	7	151	90,1	0,038	0,405	241

Технологические показатели разработки пласта БП 8

Рис. 2.1

Размещено на http://www.allbest.ru//

2.2 Анализ текущего состояния разработки

За весь период разработки пласта БП8, было пробурено 174 скважины в эксплуатационном фонде числилось 147 скважины, из них по состоянию на 01.01.2016г. - 25 действующих добывающих скважин, из которых 5 - работает с помощью ШГН, 20- ЭЦН. В бездействующем фонде числилось 147 скважины

Распределение действующих добывающих скважин пласта БП8 по способам эксплуатации (на 01.01.2016 г.)

Рис.2.2

Из рис 2.2 видно, что двадцать (80%) скважин оборудованы УЭЦН, пять (20%) скважина оборудована ШГНУ.

Распределение скважин по текущему дебиту жидкости (на 01.01.2016 г.)

Рис.2.3

Девять (45%) скважин имеют дебит <30 м3/сут, пять (25%) скважин имеют дебит в интервале 30-60 м3/сут, одна (5%) скважина имеет дебит в интервале 60-90 м3/сут, пять (25%) скважин имеют дебит в интервале >90 м3/сут. Средний дебит по жидкости составляет 76,2 м3/ сут.

Распределение скважин по текущему дебиту нефти (на 01.01.2016 г.)

Рис.2.4

Двенадцать (60%) скважин имеют дебит в интервале <10т/сут, пять (25%) скважин имеют дебит в интервале 10-20.т/сут, две (10%) скважины имеют дебит в интервале 20-30.т/сут, одна (5%) скважина имеет дебит в интервале 30-40.т/сут. Средний дебит по нефти составляет 15 т/сут.

Распределение скважин по обводненности продукции (на 01.01.2016 г.)

Рис.2.5

Восемь (40%) скважин имеют обводненность в интервале <50%, три (15%) скважины имеют обводненность в интервале 50-70%, две (10%) скважины имеют обводненность 70-90%, четыри (20%) скважины имеют обводненность в интервале 90-95%, три (15%) скважины имеют обводненность в интервале 95-98%. Средняя обводненность составляет 90%.

2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

пласт месторождение нефть

Основными причинами недостижения проектных показателей являются: недобор по жидкости, более высокий темп нарастания обводненности и несоответствие действующего фонда скважин проектному. Динамика изменения проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 2.3 на основании проекта пробной эксплуатации от 2011года, протокол центральной комиссии по разработке. Сравнение технологических показателей (период 2011-2015 г.г.) показало, что годовые фактические показатели по добыче нефти по пласту БП8 превышаются на 0,3 - 1,2 раза проектные показатели, что связано с большими отборами жидкости и закачки воды. На фоне форсированных отборов проведен большой объем геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение производительности добывающих скважин и поддержание оптимальной работы скважин. В 2011-2012 годы наблюдается превышение проектных показателей по добыче нефти от фактических уровней (от 43,1 и 37,2 тыс.т планируемых до 20,8 и 15,9 тыс.т фактических). Отборы жидкости в этот период времени, превышают проектные уровни (187-188 тыс.т против 134,0- 122,9 тыс.т проектных). Фонд добывающих и нагнетательных скважин также был выше проектных значений . Поддержание относительно стабильной добычи нефти (период 2011-2012 г.г.) на уровне ~40 тыс.т преимущественно связано с оптимизацией работы. На фоне условно-постоянной добычи нефти произошел рост обводненности продукции на 10% с 77 до 87 %. Обводненность продукции продолжала расти на фоне роста добычи нефти и в 2015 г. составила 91 %. Дебиты от запроектированных значений. в 2013- 2014 г.г. дебит по нефти на с 192,0 и 190,0 до 122,0 и 128 тыс.т, что на 8% выше проектного. Фонд добывающих скважин отстал от проектного на 10 единиц. Нагнетательный фонд, в рассматриваемый период соответствовал проектным показателям - 16 скважин.

По состоянию на 01.01.2016 г. фактическая накопленная добыча нефти по пласту в целом составила 1254,7 тыс.т (1201,9 тыс.т по проекту), накопленная добыча жидкости - 3418,6 тыс.т (3269,1 тыс.т по проекту).

Годовые показатели за последние 5 лет также свидетельствуют о превышении проектных показателей над фактическими по месторождению в целом.



Рис. 2.6.

С 2011 по 2015 гг. фонд действующих добывающих скважин был ниже проектного. На 1.01.2016 фактический фонд добывающих скважин составляет 25 скважин, что ниже проектного на 7 скважин.

Рис. 2.7.

Фактическая добыча нефти с 2011 по 2015 гг. отставала от проектных уровней, это объясняется меньшем фондом скважин и большей обводненостью. На 1.01.2016г. фактическая добыча составила 14.9 тыс т/год, а проектная 28.3 тыс т/год.

Рис.2.8.

Фактическая обводненость превышает проектную начиная с 2011 года, так на 2015 год фактическая и проектная обводненость соответствено состовляет 90.1% и 84.9%

Ниже приведены сопоставления проектных и фактических показателей разработки (таблица 2.2).

Размещено на http://www.allbest.ru//

Таблица 2.2

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели	2011	2012	2013	2014	2015
	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
Добыча нефти всего, тыс.т/год	43,1	20,8	37,2	15,9	35,2	13,4	29,8	13,6	28,3	14,9
Накопленная добыча нефти, тыс.т	15750,2	15666,8	15787,4	15682,7	15822,6	15696,1	15852,4	15709,7	15880,7	15724,6
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов,%	0,1	0,1	0,1	0,0	0,1	0,0	0,1	0,0	0,1	0,0
Обводненность среднегодовая по (массе),%	77,0	84,5	80,2	87,1	81,7	89,0	84,3	89,4	84,9	90,1
Добыча жидкости всего, тыс.т.год	187	134,0	188	122,9	192,0	122,0	190,0	128,0	188,0	150,0
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	22301,0	21377,6	22489,0	21500,5	22681,0	21622,5	22871,0	21750,5	23059,0	21900,5
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	32	23	32	25	32	23	32	23	32	25
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	12	6	12	8	12	7	12	7	12	7
Среднесуточный дебит одной добыв. скв.
по нефти, т/сут	3,69	2,48	3,18	1,74	3,01	1,60	2,55	1,62	2,42	1,63
по жидкости, т/сут	16,0	16,0	16,1	13,5	16,4	14,5	16,3	15,2	16,1	16,4
Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3	45300,8	44619,8	45500,8	44775,8	45700,8	44925,8	45900,8	45077,8	46100,8	45228,8
годовая, тыс.м3/год	200,0	168,3	200,0	156,0	200,0	150,0	200,0	152,0	200,0	151,0
Компенсация отборов жидкости в пл.условиях:
текущая,%	107,0	125,6	106,4	126,9	104,2	123,0	105,3	118,8	106,4	100,7
накопленная,%	287,6	284,8	288,2	285,5	288,8	286,2	289,6	286,9	290,3	287,6

2.4 Анализ применения методов повышения КИН

В целом по месторождению объемы ГТМ по добывающему фонду скважин сокращаются, а по нагнетательному фонду увеличиваются объемы геолого-технических мероприятий: МУН, ОПЗ. На пласте БП8 производится объём работ, направленных на повышение производительности скважин, увеличение нефтеотдачи пластов, выравнивание фронта вытеснения: проведение ГРП, РИР, СКО.

Анализ выработки запасов нефти и оценка эффективности реализованной системы разработки объекта проводились по расчетным участкам. Всего на объекте выделено 2 участка. Деление на 1 и 2 участки проведено исходя из разницы геологического строения пласта. Первый участок характеризуется более высокими коллекторскими свойствами и соответственно лучшими технологическими показателями по сравнению со вторым. Граница между первым и вторым участками проведена по линии тектонического нарушения, скважины №1185-1946-62Р-1623-1543

На объекте БП8 проведено 110 геолого-технических мероприятий. Суммарная дополнительная добыча по объекту БП8 составила 33.2 тыс.т. нефти, средний удельный технологический эффект составил 0.3 тыс.т.

- Текущее средневзвешенное пластовое давление составляет 241,0 атм, что ниже начального пластового на 4,7 атм.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 6,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 22% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

В целом за 5 лет (без учета новых скважин) по добывающему фонду проведено 1868 геолого-технических мероприятий, процент успешности составил 64 %. Благодаря проведенным мероприятиям на добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 9.9 % (или 851 тыс.т). Продолжительность эффекта от проведенных мероприятий наблюдается от 3 до 5 месяцев. Средний удельный технологический эффект составил 0.456 тыс.т. нефти на одну проведенную скважино-операцию. Распределение удельного технологического эффекта от количества проведенных геолого-технических мероприятий в целом по месторождению приведено на рисунке 2.10.

Распределение удельного технологического эффекта от количества проведенных геолого-технических мероприятий с 2011 по 2015гг

Рис 2.11

Объект БП8

На объекте БП8 проведено 109 геолого-технических мероприятий включая:

ГРП - 8 меропр., дополнительная добыча нефти 7.2 тыс.т.

Дострел - 31 меропр., дополнительная добыча нефти 7.2 тыс.т.

Перевод на другой горизонт - 18 меропр., дополнительная добыча нефти 7.8 тыс.т.

ОПЗ - 20 меропр., дополнительная добыча нефти 2.7 тыс.т.

СКО - 4 меропр., дополнительная добыча нефти 1.6 тыс.т.

Оптимизация и подбор оборудования - 17 меропр., дополнительная добыча нефти 5.5 тыс.т.

РИР - 8 меропр., дополнительная добыча нефти 0.7 тыс.т.

Суммарная дополнительная добыча по объекту БП8 составила 33.2 тыс.т. нефти, средний удельный технологический эффект составил 0.3 тыс.т.

Мероприятия проведены с малой технологической эффективностью, тем не менее границу экономической рентабельности не пересекли.

Рекомендуется кратно увеличить количество мероприятий по ГРП как основного вида интенсификации притока [8].

2.5 Расчёт основных технологических показателей разработки

пласта БП8 Тарасовского месторождения на 2015-2030 гг.

Одним из важных проектных перспективных документов является план разработки месторождения.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений в условиях значительной выработки запасов нефти и высокой обводнённости добываемой нефти, когда имеется достаточно данных о накопленной добыче нефти, воды и жидкости, можно пользоваться эмпирическими методиками прогноза технологических показателей. Эмпирические методики называют ещё и характеристиками вытеснения. Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе её эксплуатации. Предполагается, что характеристики вытеснения, построенные в соответствующих координатах, в прогнозируемый период представляют прямые линии, что и позволяет осуществлять дальнейшую их экстраполяцию.

Все многочисленные эмпирические методики дают хорошие результаты лишь для определённого интервала обводнённости залежи.

Так, методики Г.С. Камбарова, С.Н. Назарова, А.М. Пирвердяна, А.А. Казакова и т.д. дают удовлетворительные результаты при обводнённости залежей более 70%.

Методики Б.Ф. Сазонова, М.И. Максимова, А. Фореста и т.д. хорошо себя проявили в интервале обводнённости 40-70%.

В данной работе для определения прогнозных показателей разработки использован метод Г.С. Камбарова. На основе изучения показателей целого ряда истощенных месторождений была установлена линейная зависимость, представляющая собой прямую линию, описываемую уравнением

(2.1 ),

где Qн и Qж - накопленная добыча нефти и жидкости по годам прошедшего периода;

а и в - параметры прямой.

Таблица 2.3

Исходные данные для прогнозных расчетов

Пласт	Запасы нефти, тыс.т	Накопленная добыча нефти и жидкости по трем последним годам разработки пласта, тыс.т	Годовая добыча Qж, тыс.т, const
	Балансов.	Извлек.	2013 год	2014 год	2015 год
			Qн1	Qж1	Qн2	Q ж2	Qн3	Qж3
БП8	71115,81	23091,80	15698,7	21622,5	15712,3	21750,5	15727,2	21900,5	133

Расчёт.

Определить коэффициенты а и в по формулам:

(2.2)

=(15727,2*21900,5)+(15712,3*21750,5)-2*(21622,5*15698,7)/( 21900,5+21750,5-2*21612,5)= 17121,23тыс.т

т.е. а=Qизв (2.3)

(2.4)

в = 17121,23*21900,5 -

(15727,2*21900,5) = 30529954 тыс.т.

Определяем годовую добычу нефти по годам прогнозного периода при заданных годовых отборах жидкости - const (тыс. т)

, (2.5)

где - время прогнозного периода (i=1,2,3…n).

Таким образом,

1 пр. год: ,

2 пр. год: ,

и т.д.

тогда

тыс,т,

?Qн2017 = 17121,2-((30529954/(21900,5+133*2))-(15727-8,36)=7,95 тыс.т,

3. Определяем добычу попутной воды по годам прогнозного периода (тыс. т):

, (2.6)

где = годовая добыча жидкости = const.

Итак:

1 пр. год: ,

2 пр. од: ,

и т.д.

тогда:

?Qв2016 = 133-8,36=124,64 тыс.т,

?Qв2017= 133-7,95= 125,05 тыс.т,

4. Определяем среднегодовую обводнённость добываемой жидкости, %:

(2.7)

Итак:

1 пр. год: ;

2 пр. год: ; и т.д.

Тогда:

В2016=124,6/133*100% =93,6%

В2017=125,05/133*100% =94%

5. Рассчитываем накопленные отборы нефти и жидкости по годам прогнозного периода (тыс. т):

Накопленные отборы нефти

=+, (2.8)

, и т.д. (2.9)

Таким образом:

1 пр. год: =+,

2 пр. год: =+, и т.д.

Тогда накопленные отборы нефти составят:

Qн2016 = 15727,2 + 8,36 = 15735,56 тыс.т

Qн2017= 15735,56 +7,95= 15743,51 тыс.т

Накопленные отборы воды составят

Qв2016=6173,3 + 124,64 = 6297,94 тыс.т

Qв2017= 6297,94+ 125,05 = 6423 тыс.т

Тогда накопленные отборы жидкости составят:

Qж2016 = 21900,5 + 133 = 22033,5 тыс.т

Qж2017= 22033,5 + 133 = 22166,5 тыс.т

6. Рассчитываем годовые темпы отборов нефти Тн от начальных извлекаемых запасов по годам прогнозного периода (%):

(2.15)

Тогда,

1 пр. год:

2 пр. год:

и т.д

тогда:

фн2016=8,36/23091,8*100% = 0,036%

фн2017=7,95/23091,8*100% = 0,034%

7. Определяем коэффициент текущего нефтеизвлечения по годам прогнозного периода (доли единиц):

(2.16)

где Qбал - начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.

Таким образом,

1 пр. год:

2 пр. год:

Юн2016=15735,56 /71115,81=0,221 д.ед

Юн2017=15743,51/71115,81= 0,221 д.ед

По результатам проведенных расчетов, значение извлекаемых запасов нефти составило 17121,23 тыс.т при утвержденных 23091,80 тыс.т. Отсюда можно сделать вывод, что по пласту ПБ8 Тарасовского месторождения существует резерв извлекаемых запасов нефти . Расчеты выполнены до 2017 г. ,утвержденный КИН, равный 0,405 д. ед., не будет достигнут к 2017г. и составит 0,221 д.ед.

Годовая добыча нефти при этом составит 7,95 тыс. т., годовая добыча воды 125 тыс. т. Накопленная добыча нефти к 2017 г. достигнет 15743,51 тыс. т., жидкости 22166,5 тыс. т. Обводненность добываемой продукции достигнет к 2017г.- 94%. Степень выработки извлекаемых запасов составит 86%. Темп отбора от НИЗ будет равен 0,06%.

В связи с вышеизложенным , можно сделать вывод, что разработка залежи идет очень низкими темпами. Необходимо применять методы повышения КИН с целью сокращения сроков разработки залежи и достижения утвержденного значения КИН.

Таблица 2.4

Прогнозные основные технологические показатели разработки пласта БП8 Тарасовского месторождения

Прогноз.годы разраб.	Добыча нефти, тыс.т	Добыча попутной воды, тыс.т	Добыча жидкости, тыс.т	Обводненность продукции, %	Темп отбора от начальн.извл. запасов, % Тнi	Текущий коэффициент извлечения нефти, Кин, д.ед
	За год,Qнi	Накопл. рQнi	За год, Qвi	Накопл. прQвi	За год, Qжi = const	Накопл. прQжi
2016	8,36	15735,56	124,64	6297,94	133	22033,5	93,6	0,036	0,221
2017	7,95	15743,51	125,05	6423,00	133	21166,5	94	0,034	0,221

Выводы

На основании таблицы показателей разработки пласта БП8 Тарасовского месторождения (табл.2.1) и графика разработки (рис. 2.1) можно выделить 3 стадии разработки анализируемого объ-екта.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2016 составляет 15727.2 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,038%. Текущая нефтеотдача 0,405 .

Основными причинами недостижения проектных показателей являются: недобор по жидкости, более высокий темп нарастания обводненности и несоответствие действующего фонда скважин проектному.

При сравнении проектных и фактических показателей за 2011-2015 года, таких как добыча нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов, обводненность среднегодовая, добыча жидкости, фонд добывающих скважин на конец года, фонд нагнетательных скважин на конец года, среднесуточный дебит одной добывающей скважины, закачка рабочего агента, накопленная компенсация отборов жидкости в пл.условиях, выявлено, что расхождения имеются.