Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Пробная эксплуатация Угутского месторождения начата в 1988 г. Промышленная нефтеносность установлена в юрских отложениях - пласты ЮС1 (ЮС11, ЮС12, ЮС13) и ЮС2. Недропользователем является ОАО "НК "Роснефть" лицензия выдана администрацией Ханты-Мансийского автономного округа, с целевым назначением и видами работ - добыча нефти и газа в пределах Угутского лицензионного участка 17 ноября 2006 г. на срок до 23.03.2024 г Министерством природных ресурсов РФ.

По мере изучения месторождения и ввода залежей в разработку проводилась оценка запасов нефти. В 2007 г. ООО «РН-УфаНИПИнефть» выполнен пересчет балансовых запасов нефти и газа и Технико-Экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Угутского месторождения [8].

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины коэффициента извлечения нефти (КИН) по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины КИН по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

На 01.01.2011 г. пробурено 393 скважины, в том числе 50 разведочных, 9 наблюдательных, 13 водозаборных и 321 скважина эксплуатационного бурения, выполнены сейсморазведочные работы - 3Д, исследован керн в 55 скважинах, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти, выполнен большой объем гидродинамических исследований.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

В географическом отношении Угутская площадь находится в южной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к юго-востоку от г. Сургута и в 130 км на юго-запад от города Нижневартовска. Ближайшим населенным пунктом, который находится в пределах площади, является поселок Угут [8].

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями нефти являются Мамонтовское, Покамасовское и Новопокурское (рисунок 1.1).

Месторождение находится в непосредственной близости от действующего нефтепровода Нижневартовск - Омск.

В орографическом отношении площадь представляет собой озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки рельефа которой колеблются в пределах от 44 на западе до 79,3 м на юге.

Значительная площадь территории представляет собой очень сильно заболоченную равнину. Преобладают торфяные, олиготрофные (верховые), грядово-мочажинные и сфагновые болота.

Гидрогеографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Юган и наиболее крупными правыми ее притоками Малый Юган и Негусъях. Полноводными реки бывают только в весенний период, в это время они являются судоходными.

На территории района работ имеется большое количество озер. Наиболее крупными из них являются: Мохтиклор, Утойлор, Иеримпамынгтох.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Число дней с осадками около 190 в году. Среднегодовое количество осадков 550 мм, из них около 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Средняя температура в январе месяце минус 21,5 0С, а средняя температура июля плюс 16,5 0С. Безморозный период продолжается в среднем 95 дней. Продолжительность устойчивых морозов, в среднем, 180 дней, из которых 100 дней составляет период с температурой воздуха ниже минус 15 0С и около 35 дней с температурой ниже минус 20 0С.

Снежный покров лежит 190 дней и, в среднем, составляет 0,6 м. В низинах рельефа толщина среднего покрова достигает 1,5 м; глубина промерзания грунтов от 1,0 до 1,5 м.

1.2 История освоения района

Открытию многочисленных месторождений в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года эти исследования носили чисто описательный характер.

Начиная с 1947 года, в течение почти трёх десятилетий на рассматриваемой территории ведутся геолого-геоморфологические, аэромагнитные и гравиметрические съёмки, сейсмические исследования и буровые работы [8].

В период с 1947 года по 1957 год геолого-геофизические исследования носили региональный характер.

Планомерные геолого-геофизические исследования на участке работ проводятся с 1949 года.

Летом 1957 года район работ был охвачен гравиметрической съёмкой масштаба 1:1000 000, проводившейся аэрогравиметрической партией № 63/57. На карте изоаномал, построенной в результате этих работ, в южной части Сургутской зоны положительных значений изоаномал отмечен Угутский минимум силы тяжести (относительный), оконтуриваемый одной изоаномалой.

В 1958 году в районах Сургутского Приобья сейсмические исследования проводили сейсмические партии № 22/58, № 47/58. В результате этих работ, в районе п. Угут, выявлено Угутское поднятие (Угутский вал, структура II порядка).

Угутская локальная структура выявлена в результате работ МОВ, проводимых в 1961 году сейсмопартией № 3/60-61, а в 1965 году было начато поисковое бурение. Первые две пробуренные скважины не дали положительных результатов, что несколько задержало поиски залежей. Только в 1985 году было открыто Угутское месторождение бурением поисковой скважина 3, пробуренной до глубины 3487 м и установившей продуктивность отложений тюменской и васюганской свит. Запасы нефти выявлены в горизонтах ЮС1 и ЮС2.

При испытании в этой скважине пласта ЮС11, в интервале 2840-2850, был получен приток нефти дебитом 4,5 м3/сут на динамическом уровне 822м. Из интервала 2870-2884 м (пласт ЮС13) получен приток воды дебитом 4,8 м3/сут на динамическом уровне 1150м.

В 1990 году был собран значительный объём информации и подсчитаны запасы нефти, растворенного газа Угутского месторождения. В 1991 году эти запасы были утверждены в ГКЗ. С 1988 года Угутское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию, которая осуществлялась силами ОАО “Юганскнефтегаз”.

В ходе разведки Угутского месторождения на западе (между Угутской и Западно-Угутской структурами) было открыто Средне-Угутское месторождение. Это открытие было сделано в 1987 году в результате бурения скважины 11р, в настоящий момент данная скважина при разграничении месторождений на ЛУ была включена в ЛУ Угутского месторождения.

В 2008 году с учетом новых пробуренных скважин и результатов сейсмических исследований 3Д был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа Угутского месторождения, запасы утверждены в ГКЗ РФ

1.3 Геологическая характеристика месторождения

Стратиграфия

Геологический разрез Угутского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, пород промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и отложений складчатого палеозойского фундамента (рисунок 1.2).

Доюрские образования

Доюрские образования на Угутском месторождении вскрыты скважиной 3 в интервалах глубин от 3214 до 3487 м и представлены базальтами темно-серого цвета с афировой структурой и миндалекаменной текстурой.

Палеозойские образования ни в одной из пробуренных скважин полностью не вскрыты, поэтому толщина их не установлена.

Мезозойская группа. Юрская система

В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего.

Осадки нижнего и среднего отделов объединяются в тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей.

В целом отложения Тюменской свиты можно разделить на три части: нижнюю - существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю - песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.

На Угутском месторождении отложения Тюменской свиты вскрыты почти всеми скважинами (кроме скважины 1) на глубинах от 2885 до 3032 м.

В низах свиты в пределах Угутской зоны месторождения по сейсмическим данным ожидается развитие базальной толщи, представляющей интерес в нефтегазоносном отношении.

К верхней части свиты приурочивается нефтеносный песчаный пласт ЮC2. Вскрытая толщина изменяется от 42 до 298 м соответственно.

Васюганская свита. Свита четко делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) части.

Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами, иногда буроватыми, слюдистыми, местами алевритистыми, известковистыми до переходящих в известняк (скважина 41), участками окремненными.

Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками. Аргиллиты и алевролиты имеют подчиненное значение. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые на глинистом цементе, иногда известковистые.

Алевролиты темно-серые, слюдистые, плотные. Аргиллиты темно-серые, черные, слюдистые.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен горизонт ЮC1, который на изучаемой площади включает в себя три подсчетных объекта (ЮC11, ЮC12, ЮC13). Все эти пласты были опробованы испытаниями.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита). Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие в известняк (скважина 41). Известняк серого цвета, трещиноватый, слабокавернозный. Толщина свиты редко превышает 4 м, иногда сокращается до 1 метра.

Баженовская свита завершает разрез юрской системы. Свита сложена аргиллитами черно-бурыми, битуминозными, от тонколистоватых до массивных, содержащими прослои известняков (скважина 41) и сидеритов. К баженовской свите приурочен пласт ЮC0.



Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Угутского месторождения



Тектоника.

Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» (под редакцией В.И. Шпильмана, 1998 г.) изучаемая площадь расположена на северо-востоке Юганской мегавпадины (структура I порядка крупная) и приурочена к Угутскому куполу (структура III порядка), осложняющему Угутский вал (структура II порядка, рисунок 1.3). Угутский вал расположен и ограничен на северо-востоке Южно-Покамасовской седловиной и Унтыгейской седловиной на северо-западе. На западе расположена Фаинская котловина, а на юге Кулунский прогиб.

По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Угутское месторождение приурочено к одноимённому куполовидному поднятию осложняющему Угутский малый вал. Западное крыло поднятия плавно переходит в моноклиналь, в пределах которой расположено Средне-Угутское месторождение с востока непосредственно контактирующее с Угутским.

Угутский купол по сейсмическому отражающему горизонту «Б» осложнен рядом мелких по размерам локальных положительных структур IV порядка. Наличие этих структур подтверждается результатами разведочного и эксплуатационного бурения.

На остальной площади Угутского купола в пределах лицензионного блока гипотетически намечаются положительные локальные структуры в районе скважин 37р и 23р.

Как уже говорилось, на площади Угутского месторождения были отработаны два куба сейсморазведки 3Д: северный и южный. По полученным материалам на обоих кубах фиксируются те же структурно-тектонические элементы, что и по материалам 2Д. Если по материалам ОГТ определены общие контуры локальных структурно-тектонических элементов осложняющих Угутский купол, то по интерпретации результатов сейсморазведки 3Д они детализируются, морфологически выглядят рельефнее.

Вверх по разрезу, по маркирующим горизонтам наблюдается выполаживание, затухание рельефности структурно-тектонических элементов Угутского купола, их «захоронение». И уже по сейсмическому отражающему горизонту «Г» слабо фиксируется обширное, расплывчатое малоамлитудное поднятие.

Таким образом, Угутское куполовидное поднятие и осложняющие его структурно-тектонические элементы по генезису типичные структуры облекания, унаследованные от рельефа поверхности доюрского основания.

1.4 Характеристика продуктивных пластов

Пласт ЮС2 представлен песчаниками серыми, буровато-серыми, мелкозернистыми, участками алевритовыми, по составу аркозовыми, близкими к полимиктовым. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная, редко с прерывисто-волнистой слоистостью за счет прослоев, обогащенных сидеритом и глинистым материалом. Слоистость подчеркивается ориентированным распределением слюды.

По результатам определения физических свойств коллектора пласта ЮС2 являются поровыми и принадлежат к V - VI классу по классификации А.А.Ханина и обладают низкими и очень низкими коллекторскими свойствами. Низкие значения фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) объясняются тонкозернистым составом пород-коллекторов и значительным их уплотнением, а также присутствием в цементе карбонатов.

Пласт ЮС2 охарактеризован керном по 14 скважинам. Коэффициент пористости (Кп) варьирует от 13,7% (скважина 205) до 19,3% (скважина 37р), в среднем по пласту составляет 15,4%. Проницаемость изменяется от 0,6.10-15 м2 (скважина 40р) до 5,7.10-15 м2 (скважина 37р), в среднем составляет 1,64.10-15 м2.

Пласт ЮС13 представлен чередованием средне-мелкозернистых и мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Непроницаемые породы представлены крупнозернистыми алевролитами с карбонатным цементом порового и базального типа и глинистыми разностями. Проницаемые породы представлены средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.

Песчаники серые, буровато-серые (за счет нефтенасыщения) средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритистый полимиктовый с глинистым цементом. Алевролиты, в основном, серые и буровато-серые, крупно-зернистые, с глинистым цементом, по составу аналогичны песчаникам, но отличаются более мелкой разностью и более плотной упаковкой обломочного материала. Структура пород алевро-псаммитовая, реже - псаммитовая. Текстура однородная и слабо выраженная микрослоистая, за счет одинаковой ориентировки части удлиненных обломков и чешуек слюды.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС13 изучены в 15 скважинах (9 скважин по нефтенасыщенной зоне и 6 скважин по водонасыщенной зоне). Тенденция увеличения коллекторских свойств с севера на юг. В целом по пласту среднее Кп равно 17,2%, коэффициент проницаемости (Кпр) равно 10,1.10-15 м2.

Пласт ЮС12 по литологическим особенностям отличается от ЮС13 незначительно. Отмечается лишь многообразие текстурных особенностей: встречаются тонкая, неравномерная, прерывисто-горизонтальная, косая и слабонаклонная типы слоистости.

Пористость в среднем по пласту равна 17,3%, а по нефтенасыщенной зоне 17,5%. Кпр по нефтенасыщенной зоне равен 22,4.10-15 м2.

Пласт ЮС11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники серые, буровато-серые средне и мелкозернистые (среднее 0,144 мм) алевритистые, полиминеральные с глинистым цементом, с примесью карбоната. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная. Степень сортировки обломочного материала хорошая (среднее 1,825); форма зерен в основном полуугловатая и полуокатанная.

Эффективная часть пласта охарактеризована по 12-ти скважинам. В среднем для пласта коэффициент пористости равен 17%, а в нефтенасыщенной части 17,4%. Коэффициент проницаемости равен 21,4.10-15 м2, а в нефтенасыщенной части 30,3.10-15 м2.

1.5 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения представлена по пластам ЮС11, ЮС12, ЮС13, и ЮС2. Исследования нефтей и газов выполнены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, лабораторией геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз» и СибНИИНП. Нефти Угутского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (28 - 29 МПа) и температур (87 - 89 °С). В пластовых условиях нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется от 10,9 МПа (ЮС2) до 11,3 МПа (ЮС11). Свойства пластовой нефти представлены в таблице 1.1. Нефти пластов ЮС11 - ЮС2 относится к средним, плотности нефтей ступенчатой сепарации меняются от 855 кг/м3 (ЮС11) до 885 кг/м3 (ЮС2). В пластовых условиях нефти характеризуются как маловязкие, их вязкости меняются от 1,07 мПа·с (ЮС11) до 2,10 мПа·с (ЮС2) (таблица 1.2).

По данным исследований поверхностных проб нефти Угутского месторождения характеризуются как малосмолистые - содержание смол силикагелевых от 6,31 % (ЮС11) до 8,16 % (ЮС12), сернистые - содержание серы от 1,46 % (ЮС2) до 1,81 % (ЮС13), парафинистые - содержание парафинов от 2,06 % (ЮС11) до 3,42 % (ЮС2). Шифр технологической индексации нефтей - IIТ1П2. Содержание метана в нефтяном газе при ступенчатой сепарации изменяется от 61,3 % (ЮС13) до 76,8 % (ЮС2); молекулярная масса нефтяного газа - от 22,0 г/моль (ЮС2) до 26,5 г/моль (ЮС13); плотность - от 0,91 кг/м3 (ЮС2) до 1,10 кг/м3 (ЮС13). По углеводородному составу нефть всех пластов относится к смешанному типу. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный.

Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Угутского месторождения

Наименование свойств, параметров	ЮС11	ЮС12	ЮС13	ЮС2
	Принятые значения
Пластовое давление, МПа	28	29	29	29
Пластовая температура, °С	87	87,3	87,5	89
Давление насыщения, МПа	11,3	11,1	11	10,9
Газосодержание при одн. разг., м3/т	77,3	70,8	62	56,1
Газосодержание при ступ. разг. в рабочих условиях, м3/т
Р1= 0,79 МПа; t1= 10,0 °C	-	-	-	-
P2= 0,64 МПа; t2= 35,0 °C	-	-	-	-
P3= 0,44 МПа; t3= 35,0 °C	-	-	-	-
P4= 0,25 МПа; t4= 50,0 °C	-	-	-
P5= 0,10 МПа; t4= 47,0 °C	-	-	-	-
Суммарное газосодержание, м3/т	70,4	61,4	55	50
Плотность в условиях пласта, кг/м3	778	798,2	812	821
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	1,07	1,17	1,6	2,1
Коэффициент объемной упругости, 10-4 1/МПа	12,3	11,5	10,9	10,4
Объемный коэффициент, д. ед.:
- при однократном разгазировании	1,213	1,184	1,167	1,154
- при ступенчатом разгазировании	1,182	1,158	1,143	1,132
Плотность нефтяного газа, кг/м3 при 20 °С
- при однократном разгазировании	1,19	1,26	1,24	1,19
- при ступенчатом разгазировании	1,07	1,16	1,08	1
Плотность дегазированной нефти, кг/м3:
- при однократном разгазировании	860,3	867,3	880	888,4
- при ступенчатом разгазировании	855	863	876	885

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Угутского месторождения

Наименование свойств, параметров	ЮС11	ЮС12	ЮС13	ЮС2
	Среднее значение
Плотность	876,8	889,2	890,2	900,3
при 20 °С, кг/м3
Вязкость, мПа·с
- при 20 °С	25,9	46,7	48,3	53,9
- при 50 °С	10,8	14,2	14,4	18,1
Молярная масса,	238,5	262,7	270,9	291,4
г/ моль
Темп. застывания, °С	14,9	5,3	6,5	10,3
Темп. начала кипения, °С	94,7	111,6	109,8	128,2
Темп. плавл. парафина, °С	56,1	57	56,3	56,5
Массовое содержание, %
- серы	1,61	1,8
- асфальтенов	1,47	1,98	1,81	1,46
- смол силикагел.	6,31	8,16	2,03	6,17
- парафинов	2,06	2,34	7,77	7,48
- воды	0,2	5,03	2,42	3,42
- хлористых солей, мг/л	16,8	59,3	0,54	1,75
- кислотн. число,	6,7	6,3	37,6	21,8
мг КОН/г			8,9	10,6
Фракционный состав (объем. содерж. выкип.), %
- до 100 °С	2,2	1,8	3,8	2,2
- до 150 °С	8,7	5,3	5,6	3,7
- до 200 °С	16,3	12,6	11,8	9,6
- до 250 °С	25,9	20,9	20	19,1
- до 300 °С	39	33,6	32,3	31,8
- до 350 °С	61,2	63,5	67,1	65,8
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)	IIТ1П2



2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Действующим в настоящее время технологическим документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Угутского месторождения» выполненное в 2011 году и утвержденное ЦКР Роснедра (протокол №5302 от 26.12.2011 г). Ниже приводится постановляющая часть протокол.

В принятой работе в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки Угутского месторождения» по авторскому варианту следующие основные положения и технологические показатели:

- выделение объектов разработки ЮС11, ЮС12+3, ЮС1 и ЮС2;

- система разработки девятиточечная, плотность сетки - 25 га/скв.;

- - фонд скважин: всего - 931, в том числе добывающих - 679, нагнетательных - 252;

- фонд скважин для бурения - 621 (из них 35 резервных), в том числе 468 добывающих (из них 5 горизонтальных), 153 нагнетательных;

- проектные уровни:

o добыча нефти - 2804 тыс. т/год - в 2020 г.;

o добыча жидкости - 9699 тыс. т/год - в 2024 г.;

o добыча растворенного газа - 167,6 млн. м3/год в 2020 г.;

o закачка воды - 12161 м3/год - в 2024 г.

o КИН по категории ВС1 - 0,342, по категории С2 - 0,309;

o полное использование растворенного газа.

запасы газ нефть скважина



2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

На Угутском месторождении промышленная нефтеносность установлена в пластах юрских отложениях - ЮС11, ЮС12, ЮС13 и ЮС2. Геологические запасы в целом по месторождению составляют 209884 тыс. т., извлекаемые - 70552 тыс.т, рисунок 2.1. Основная часть запасов промышленных категорий В+С1 сосредоточена в пласте ЮС11 - 60382 тыс. т (35.4%) геологических и 22401 тыс.т (40.3%) извлекаемых и пласте ЮС13 - 63570 тыс.т (37,2%) геологических и 21232 тыс. т (36%) извлекаемых. Доля геологических. запасов категории С2 от общих по месторождению составляет 39090 (18,6 %), извлекаемых - 12069 тыс.т (17,1%). Большая часть геологических запасов категории С2 приурочена к пласту ЮС13 - 18499 (47,3%) и пласту ЮС2 - 14509 тыс.т. (37%).

а) геологические б) извлекаемые

Рисунок 2.1 - Распределение геологических и извлекаемых запасов нефти Угутского месторождения по пластам

По состоянию на 01.01.2011 г. на Угутском месторождении пробурено 393 скважин, в том числе:

- в северо-западной части 383 скважины (218 добывающих, 94 нагнетательных, 9 наблюдательных, 50 поисково-разведочных и 12 водозаборных скважин),

- в юго-восточной части - пять добывающих скважин (в том числе три горизонтальных), четыре нагнетательных и одна водозаборная скважина.

Месторождение до 2003 г. находилось в стадии растущей добычи нефти, дальнейший период разработки характеризуется периодом падения добычи нефти, рисунок 2.2.

Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки Угутского месторождения

Выработка запасов нефти на месторождении осуществляется с проведением геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи и улучшение показателей использования и эксплуатации скважин.

С начала разработки месторождения в эксплуатационном добывающем и нагнетательном фонде перебывали 330 скважин, из них 328 - в добывающем, т.е. практически все нагнетательные скважины были в отработке на нефть. Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 52,3 тыс. т., на одну скважину добывающего фонда - 81,9 тыс.т. Больше среднего значения по пласту отобрали нефти 116 скважин (35,5 % скважин), рисунок 2.3. Более 80 тыс.т. на скважину отобрали 75 добывающих скважин (23% скважин перебывавших в добыче) работающие раздельно на пласт ЮС1 в северной части участка и совместно работающие скважины с ГРП в северо-восточной части участка. Суммарный отбор нефти по этой группе скважин составляет более 60% накопленной добычи нефти по пласту. Более половины скважин (50,3 %) перебывавших в эксплуатации отобрали менее 30 тыс. т. на одну скважину: половина из них (51,4%) нагнетательные скважины после отработки на нефть. Средняя накопленная закачка воды на одну скважину составляет 498,4 тыс.м3. Высокие значения суммарной закачки (более 800 м3/сут) отмечаются по скважинам расположенным в высокопродуктивной зоне на севере разбуренного участка, рисунок 2.4.

Рисунок 2.3 - Распределение скважин по накопленному отбору нефти



Рисунок 2.4 - Распределение скважин по накопленной закачке воды

По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд месторождения составляет 276 скважины, в том числе 163 добывающих и 113 нагнетательных скважин. Действующий фонд составляет 136 добывающих скважин и 90 нагнетательных скважин, соответственно 27 и 23 скважины составляют бездействующий фонд.

Действующий добывающий фонд характеризуется среднесуточным дебитом нефти и жидкости, соответственно 10,7 и 81,5 т/сут. С высокими значениями среднесуточного дебита жидкости (от 100 до 400 м3/сут) работают скважины высокопродуктивной северо-восточной зоны и горизонтальные скважины, рисунок 2.5. Почти половина действующего фонда 53 скважин (40%) работают с дебитами до 40 м3/сут, относятся они к низкопродуктивной западной части (зона совместного залегания пластов). Основная часть действующих скважин (60% фонда) характеризуется дебитами нефти менее 10 т/сут, рисунок 2.6 Доля суточной добычи малодебитных скважин составляет 71,4% от общей суточной добычи (2224,4 т/сут). 37% фонда скважин имеют дебит от 10 до 40 т/сут, на них приходится более 28 % суммарной суточной добычи нефти. Доля высокодебитных скважин (свыше 40 т/сут) составляет 4 % (пять скважин).

Рисунок 2.5 - Распределение действующих скважин по дебиту жидкости

Рисунок 2.6 - Распределение действующих скважин по дебиту нефти



При средней обводненности продукции скважин 86,8%, треть скважин действующего фонда скважин (25,5%) характеризуются обводненностью менее 50%. Высокообводненный фонд (более 90%) составляют 47 скважин или 37 %, рисунок 2.7. Низкообводненные скважины (до 20 %) обеспечивают 31,0 % от общей суточной добычи нефти. Средний дебит по нефти и жидкости составляет 22,9 и 25,2 т/сут соответственно. Почти 35 % суммарной суточной добычи нефти приходится на скважины, обводненность, которых изменяется от 0 до 40 %, средний дебит по нефти таких скважин составляет 30,7 т/сут. На долю высокообводненного фонда скважин приходится 25 % суточной добычи.

Рисунок 2.7 - Распределение действующих скважин по обводненности продукции

Как видно из анализа, в структуре действующего фонда скважин есть две выраженные группы скважин: низкообводненные, с небольшим дебитом жидкости и высокобводненные с большим дебитом жидкости. Первая группа скважин вносит весомый вклад в общую добычу нефти и именно на нее должны быть направлены основные усилия при работе с фондом и снижению обводненности.

2.3 Контроль за разработкой месторождения

Основной задачей контроля за разработкой Угутского месторождения является получение, обработка и обобщение регулярной достоверной информации о работе скважин и изменении параметров, характеризующих работу пласта, в целях оценки фактической технологической эффективности системы разработки залежи, оптимизации осуществляемого процесса разработки и проектирования мероприятий по его усовершенствованию, оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.

Основные способы получения информации при контроле - это измерение дебита и обводненности продукции скважин на поверхности, замер пластовых и забойных давлений, исследование профилей притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин.

Виды, объемы и периодичность исследований необходимые для контроля разработки Угутского нефтяного месторождения рекомендуются в соответствии с регламентирующими документами «Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений». Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны равномерно охватывать всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Имеющиеся 12 контрольных скважин северо-западной части равномерно распределены по площади. На не разбуренной юго-восточной части залежи для контроля за процессом разработки месторождения необходимо дополнительное бурение контрольных скважин (5 % от общего фонда скважин). Размещение контрольных скважин произведено с учетом охвата пластов по площади.

В процессе контроля разработки месторождения необходимо изучать:

· динамику текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также динамику закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам и скважинам;

· охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным пластам, участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

· энергетическое состояние залежи, динамику пластового и забойного давлений в зонах отбора и закачки;

· изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин, в том числе и после проведения различных ГТМ и применения МУН, газового фактора, гидропроводности пласта;

· профили притока и отдачи пластов при совместной эксплуатации;

· состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного пласта с соседними по разрезу пластами и наличие перетоков жидкости между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

· изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа;

· фактическую технологическую эффективность осуществляемых мероприятий по регулированию разработки;

· построение характеристик вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.

2.4 Конструкция скважин

Конструкция скважин должна быть принята на основании анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по стволу скважин, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию, способа эксплуатации, требований по охране окружающей среды и опыта строительства скважин на данном месторождении.

На Угутском месторождении конструкция добывающих и нагнетательных скважины должна предусматривать:

- крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями. Нижний интервал крепления от 30 до 60 м;

- перекрытие неустойчивых глинистых отложений Талицкой, Люлинворской и Чеганской свит;

- создание канала гидравлической связи с эксплуатационным объектом;

- изоляцию продуктивного пласта от других горизонтов геологического разреза скважины;

- возможность зарезки боковых стволов;

- возможность последующего перевода скважины из добывающего фонда в нагнетательный.

Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в соответствии с правилами безопасности.

Исходя из дебитов скважин и спускаемого скважинного оборудования, диаметр эксплуатационной колонны для наклонно-направленных добывающих скважин принимается равным 146 мм. При необходимости допускается применение эксплуатационной колонны диаметром 168 мм (рисунок 2.8).

Анализ ранее пробуренных скважин показывает, что для вновь проектируемых наклонно-направленных нагнетательных и добывающих, а также для горизонтальных добывающих скважин можно порекомендовать конструкции, представленные в таблице 2.1 и 2.2 соответственно.



Таблица 2.1 - Конструкция наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента
1	Направление	324	30?60	до устья
2	Кондуктор	245	750	до устья
3	Эксплуатационная	146 и 168	Проектная глубина	в соответствии с правилами безопасности

Таблица 2.2 - Конструкция горизонтальных добывающих скважин

№ п/п	Наименование Колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента
1	Направление	324	30?60	до устья
2	Кондуктор	245	750	до устья
3	Эксплуатационная	178	Проектная глубина	в соответствии с правилами безопасности
4	Хвостовик	114	Проектная глубина	выше кровли продуктивного пласта

Рисунок 2.8 - Схема конструкции скважины: 1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна

2.5 Устьевое и подземное оборудование

На 01.01.2011 г. эксплуатация продуктивных пластов Угутского месторождения осуществляется механизированным и фонтанным способами. Эксплуатационный фонд составляет 162 скважин, из которых 135 скважин составляют действующий фонд. Подъем продукции на дневную поверхность осуществляется УЭЦН (125 скважин) отечественного и импортного производства (установки компаний «REDA» и «EZLine»), также в эксплуатации находятся 15 фонтанных скважин. Суточная добыча жидкости составляет 18128 м3/сут. Механизированным способом ЭЦН добывается 16553 м3/сут или 91,3 %, фонтанным - 1575 м3/сут или 8,7 %. Суточная добыча нефти составляет 2102 т/сут. Механизированным способом ЭЦН добывается 2070 т/сут или 98,5 %,, фонтанным - 32 т/сут или 1,5 %. Наиболее широко применяются центробежные насосы типоразмера ЭЦН-50. Распределение УЭЦН по типоразмерам представлено в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Распределение УЭЦН по типоразмерам

Типоразмер	ВНН-25	ЭЦН-25	ЭЦН-30	ЭЦН-35	ВНН-44	ЭЦН-45	ЭЦН-50	ВНН-59	ЭЦН-60	DEZ-530	ЭЦН-80
Количество, шт	8	1	1	1	2	2	29	1	7	1	14
Типоразмер	D700EZ	ВНН-100	ЭЦН-100	ЭЦН-125	D1000EZ	ЭЦН-160	ЭЦН-200	DN-1750	D1760EZ	ВНН-240	ЭЦН-250
Количество, шт	3	3	1	7	2	3	5	1	1	1	2
Типоразмер	ВНН-280	DN-2150	DN-3000	ЭЦН-400	DN-3500	ЭЦН-500	DN-4300	ВНН-700	DN-5800
Количество, шт	2	2	2	6	2	6	2	1	1

Эффективность использования насосных установок. Одним из признаков эффективного использования электроцентробежных насосов является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по паспортной характеристике. Полученный результат позволяет оценить эффективность использования установок ЭЦН. На рисунке 2.8 представлено количественное распределение установок ЭЦН на 01.01.2011 года по отношению величины дебита к рабочей области подач.



Рисунок 2.8 - Распределение УЭЦН по отношению величины дебита к рабочей области подач на 01.01.2011 года

При спуске насосов рекомендуется применение НКТ группы прочности не ниже класса Е. Компоновку лифтов для скважин необходимо выбирать из условия предотвращения обрыва колонны НКТ под весом спущенных труб, кабеля и УЭЦН. Для проведения необходимых расчетов рекомендуется использование программы «RosPump».

Кабели питания для УЭЦН применять плоского профиля с максимальной температурой до 120 оС. Также необходимо использовать термостойкий удлинитель (до 180 оС).

Устьевая арматура стандартной комплектации АФК1Э 65х14, производства Воронежского механического завода и Курганского машиностроительного завода, удовлетворяет рекомендуемые режимы добычи.

2.6 Контроль за выработкой запасов пласта ЮС1 Угутского месторождения

По Угутскому месторождению основная часть геологических (91,7%) и извлекаемых (99,7%) запасов категории В+С1 сосредоточена в пластах пачки ЮС1. По состоянию на 01.01.2011 года в активной разработке (с 1988 года) находится наиболее продуктивный северо-западный участок месторождения, который содержит 47,2% геологических запасов нефти. На северо-западном участке пробурено 310 скважин основного фонда, за исключением небольших участков в периферийных зонах. В 2010 г начато бурение на юго-восточной части месторождения, пробурено пять добывающих скважин, из них три горизонтальные и четыре скважины с конструкцией нагнетательных, их них две находятся в отработке.

Разработка объекта ЮС1 осложнена наличием в северной части водонефтяной зоны (40% площади) и высокой степенью неоднородности пласта по проницаемости; в центральной части - низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Интенсивное обводнение скважин обусловлено также ростом объемов закачки за счет увеличения приемистости и числа нагнетательных скважин.

За весь период разработки Угутского месторождения с целью контроля за выработкой запасов было выполнено 660 промыслово-геофизических исследований. В период с 2007 по 2010 гг. выполнены основные промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в количестве 232 исследований по 212 скважинам. В нагнетательных скважинах для решения задач по определению профиля (интервалов) ухода и поглощения закачиваемой жидкости и оценке наличия заколонных перетоков выполнено 139 исследований по 77 скважинам. В четырех добывающих скважинах выполнены исследования по определению профиля (интервалов) и состава притока, выявлению заколонных перетоков. Оценка герметичности эксплуатационных колонн выполнялась при 78 исследованиях. Проведено 11 исследований для оценки текущего насыщения пластов методами ИННК, так же были произведены исследования для оценки качества цементирования эксплуатационных колонн. Выполнялись исследования по уточнению положения элементов конструкции скважин, замеры для привязки глубин при проведении различных работ на скважинах, оценки эффективности вторичного вскрытия пластов. Анализ промыслово-геофизических исследований с целью контроля выработки запасов нефти проводился для пластов ЮС11, ЮС12, ЮС13, эксплуатация которых осуществляется раздельным и совместным фондом скважин.

Как видно из рисунка 2.9 коэффициенты работающей толщины для пластов ЮС11, ЮС12, ЮС13 по добывающим и нагнетательным скважинам в динамике за весь период эксплуатации имеют тенденцию к понижению, причем по пласту ЮС11 они ниже, чем по остальным пластам.

Рисунок 2.9 - Коэффициенты работающей толщины добывающих и нагнетательных скважин по пластам и периодам эксплуатации

За период 2007-2010 гг. по пласту ЮС11 было проведено 57 исследований по определению профиля приемистости в 28 нагнетательных скважинах и 20 исследований по определению технического состояния эксплуатационных колонн в 11 добывающих и 8 нагнетательных скважинах. 2 исследования на определение профиля притока и источника обводнения в 2 добывающих скважинах. Результаты исследований нагнетательных скважин показали, что закачкой воды охвачена вся перфорированная толщина пласта, ее распределение преимущественно равномерно, верхние интервалы фильтра работают в лучшей степени. В скважинах 1013, 474, 475, 556, 490, 549 наблюдается перераспределение закачиваемой воды по заколонному перетоку вниз от интервала перфорации (пласт ЮС11), в скважине 476 выявлены признаки заколонного перетока нагнетаемой жидкости в неперфорированный пласт ЮС12, а в скважине 567 движение жидкости по заколонному пространству в нижезалегающий пласт ЮС13. При исследовании технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательной скважины 532 был выявлен интервал негерметичности колонны в интервале баженовсой свиты, куда уходит 2% от объема закачиваемой жидкости. В нагнетательных скважинах 545 и 477 выявлены нарушения эксплуатационной колонны, что является непроизводительной закачкой. В добывающих скважинах 1025 и 119 проведены исследования по определению профиля притока и источника обводнения пласта. Интервалы негерметичности выявлены в добывающих скважинах 1026, 1025, 122, что является одной из причин высокой обводненности продукции этих скважин - 91.5%, 93.1%, 98.4%, соответственно. Отмечается наличие заколонного перетока жидкости вниз в добывающих скважинах 11КН и 1027 в неперфорированные водонасыщенные интервалы пласта ЮС11. Заколонные перетоки снизу при эксплуатации этих скважин, из неперфорированных водонасыщенных частей пласта ЮС11 с выходом через его перфорированные интервалы, могут являться источниками обводнения продукции и. затрудняют равномерную выработку запасов пласта. Однако, для однозначного подтверждения наличия этих заколонных перетоков, необходимо провести ПГИ с вызовом притока жидкости на режимах, максимально приближенных технологическим.

Пласт ЮС11вырабатывается за счет прохождения фронта закачиваемой воды, что подтверждается исследованиям ИННК (905, 203, 838), а так же наличием на кривой термометрии против пласта ЮС11 аномалии охлаждения.

При самостоятельной эксплуатации пласта ЮС12 исследования были проведены в нагнетательной скважине 500 (определение профиля приемистости) и добывающих скважинах 821, 64 (определение технического состояния эксплуатационной колонны). Анализ данных исследований показал, что пласт ЮС12 вырабатывается равномерно.

При совместной разработке пластов ЮС11 и ЮС12 были проведены следующие исследования: 22 исследования по определению профиля приемистости в 12 скважинах; семь исследований по определению технического состояния эксплуатационных колонн в шести скважинах; одно исследование по определению профиля притока и источника обводнения. Анализ исследований нагнетательных скважин показал что, в нагнетательных скважинах закачка распределяется по пластам равномерно, интервалы фильтра на пласт ЮС12 работают в лучшей степени, уход закачиваемой жидкости равномерен в интервале перфорации пласта ЮС11, фильтры пласта ЮС12 работают в большей степени средней частью. Анализ исследований технического состояния эксплуатационных колонн выявил нарушение эксплуатационной колонны в интервале пласта ЮС13 в скв. 826. В добывающей скважине 869 имеются признаки заколонного перетока сверху вниз в неперфорированную часть пласта ЮС12 (при исследовании методом закачки), что возможно может быть источником обводнения при добыче (обводненность продукции 86%). В нагнетательных скважинах 810, 406 выявлены признаки заколонного движения закачиваемой жидкости сверху вниз от перфорационных отверстий пласта ЮС12 в коллектор неперфорированного пласт ЮС13, что является непроизводительной закачкой. Исследование с целью определения профиля притока и состава поступающего флюида, а так же источника обводнения пласта ЮС11 провели в добывающей скважине 64, интервал перфорации пласта ЮС12 изолирован. Способ вызова притока - установка мгновенной депрессии с последующим свабированием. Прибор остановился в изолированном интервале перфорации пласта ЮС12. Отмечается поступление жидкости в скважину из перфорированного интервала пласта ЮС11, а также из открытой части перфорированного интервала пласта ЮС12 и с глубины остановки прибора 3058.0 м. Состав притока жидкость минерализацией 23 г/л. Приток из перфорированного пласта ЮС12 более интенсивный, чем из пласта ЮС11. По данным ИННК за 10.04.2007 насыщение пласта ЮС11 - характеризуется как нефтенасыщенное. Обводненность продукции 98% как при эксплуатации пласта ЮС12, так и после его изоляции и добычи из пласта ЮС11. Признаки нарушения герметичности э/колонны не выявлены.

При совместной эксплуатации пластов ЮС11, ЮС12, ЮС13 были проведены 22 исследования по определению профиля приемистости в 12 скважинах; 20 исследований по определению технического состояния эксплуатационных колонн в 17 скважинах; одно исследование по определению профиля притока и источника обводнения. Анализ исследований в нагнетательных скважинах показал, что поглощение закачиваемой жидкости перфорированными пластами - равномерное. В скважинах 205,107,147 максимальный уход закачиваемой жидкости наблюдается в интервалах перфорации пласта ЮС11. В скважинах 125, 502, 169, 170 в интервалах перфорации пласта ЮС12. В скважинах 512, 513 - в интервалах перфорации пласта ЮС13. В скважинах 526, 439 отмечается равномерная работа фильтров всех эксплуатационных пластов. В нагнетательных скважинах 512, 107, 541 наблюдается заколонный переток закачиваемой воды вниз в неперфорированные интервалы перфорации пласта ЮС13. В добывающих скважинах 132, 901 при исследованиях технического состояния эксплуатационных колонн методом закачки выявлены признаки заколонного перетока в первом случае в водонасыщенную часть пласта ЮС11, что является источником обводнения, во втором случае в нефтенасыщенную часть пласта. Результаты ИННК по определению насыщения в соседних скважинах не дают определенной оценки текущего насыщения в данной скважине, обводненность скважин - 76%, 83%, соответственно. В добывающих скважинах 901, 900 выявлены интервалы негерметичности эксплуатационных колонн, которые являются одной из причин обводнения добываемой продукции. Исследование с целью определения профиля притока и источника обводнения эксплуатируемых пластов провели в добывающей скважине 206 . Способ вызова притока - установка мгновенной депрессии с последующим свабированием. Основной приток воды получен из пласта ЮС13, слабо - из пласта ЮС12. Пласт ЮС11 после свабирования заработал в кровельной части - приток нефти с водой. Обводняются пласты ЮС11, ЮС12 и ЮС13 за счет продвижения фронта нагнетаемых вод, в различной степени. Минерализация смеси в стволе скважины составляет 23.6г/л. Обводненность продукции 62.4%.

При совместной разработке пластов ЮС11 и ЮС13 были проведены следующие исследования: 21 исследование по определению профиля приемистости в 12 скважинах, 14 исследований по определению технического состояния эксплуатационных колонн в 11 скважинах. В добывающих скважинах 967, 856 выявлены интервалы негерметичности эксплуатационных колонн при исследовании технического состояния методом закачки, что является одной из причин обводнения продукции при эксплуатации данных пластов, 66.0% и 94.4%, соответственно. В нагнетательной скважине 226 выявлен интервал негерметичности эксплуатационной колонны в интервале 1420-1421, куда уходит вся закачиваемая жидкость - это непроизводительная закачка жидкости. Анализ исследований показал, что по данным механической расходометрии в скважинах 518, 458 уход жидкости наблюдается только в интервалы перфорации пласта ЮС13, в ЮС13, а в скважинах 539, 441, 569 - в интервалы перфорации пласта ЮС11. В скважинах 246, 148 профиль приемистости не построен в связи с остановкой прибора в интервале перфорации. В скважине 518 отмечается поглощение закачиваемой жидкости как перфорированными участками пласта ЮС13, а так же его неперфорированными участками.

При совместной разработке пластов ЮС12 и ЮС13 были проведены следующие исследования - 8 исследований по определению профиля приемистости в 7 скважинах, 8 исследований по определению технического состояния эксплуатационных колонн в 6 скважинах. В нагнетательной скважине 520 приемистость по кривым термометрии равномерная, по данным механической расходометрии перфорационные отверстия пласта ЮС12 работают в лучшей степени. В нагнетательных скважинах 521, 165, 515, 522 уход закачиваемой жидкости больше в перфорационные участки пласта ЮС13, причем в скважинах 515, 522, 520 имеют место заколонные перетоки закачиваемой жидкости вниз в неперфорированную часть пласта ЮС13. В добывающих скважинах 152, 826, 203 выявлены нарушения герметичности эксплуатационных колонн, которые вероятно являются одной из причин высокой обводненности добываемой продукции в скважинах 826 и 203 - 80.4%, 95.5%, соответственно.

Результаты индикаторных исследований. Закачка индикаторных жидкостей была произведена в период 2004-2007 гг. в 12 нагнетательных скважинах.

Анализ результатов индикаторных исследований показал, что зоны с максимальными скоростями фильтрации 60-444 м/сут локализованы в северо-восточной части месторождения (пласт ЮС11) скв. 200, 549, 551 кусты 34 и 29. Максимальная скорость характеризует перемещение закачиваемой воды по самым высокопроницаемым путям фильтрации. В западной части (кусты 2 и 5) максимальные скорости фильтрации значительно ниже 10_50 м/сут, что обусловлено геологическим строением данного участка менее продуктивным пластом ЮС11 и пластами ЮС12 и ЮС13 и, следовательно, более низкими фильтрационными свойствами. В центральной части (кусты 14 и 21) максимальные скорости фильтрации составляют 28-116 м/сут, что также определяется продуктивными свойствами пластов.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Подсчет балансовых запасов нефти

Запасы нефти подразделяются на балансовые и извлекаемые. Наиболее распространенный способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи - объемный метод [7].

Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных: радиус залежи Rз=4,75 км; средняя нефтенасыщенная толщина пласта 7 м; средний коэффициент открытой пористости 0,27; средняя нефтенасыщенность пласта 0,7; плотность дегазированной нефти 808 кг/м3; газонасыщенность пластовой нефти Г0 = 149 м3/м3; плотность газа при стандартных условиях 1,165 кг/м3; пластовая температура 72 оС; пластовое давление 23,3 МПа.

Решение:

1. Балансовые запасы рассчитываются по следующей формуле (для пластовых условий):

, (3.1)

где - балансовые запасы нефти, т; F - площадь нефтеносности залежи; h - средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m- средний коэффициент открытой пористости нефтенасыщенных пород; sн - средняя нефтенасыщенность пласта; - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитываются по формуле

, (3.2)



где - балансовые запасы при стандартных условиях, т; - плотность дегазированной нефти, кг/м3; - объемный коэффициент нефти при пластовых условиях.

2. По формуле (3.3) рассчитаем площадь нефтеносности круговой залежи

. (3.3)

.

3. Чтобы рассчитать балансовые запасы по формуле (3.1) необходимо предварительно определить плотность нефти в пластовых условиях по формуле (3.4).

. (3.4)

4. Объемный коэффициент определяется по формуле:

, (3.5)

где- коэффициент сжимаемости дегазированной нефти; ?0 - эмпирический коэффициент, определяемый следующим образом:

, (3.6)

где ?г - плотность газа при 20оС и 0,1 МПа, кг/м3; - относительная плотность дегазированной нефти при 20оС и 0,1 МПа; - коэффициент термического расширения дегазированной нефти (определяется по формуле 3.7):

(3.7)

.

Принимая =5,6.10-4 1/МПа, вычисляем по (3.5) объемный коэффициент нефти:

.

5. Определяем плотность нефти в пластовых условиях по формуле

(3.8)

6. По формуле 3.1 рассчитаем балансовые запасы

Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитываются по формуле (3.2)

Совершенно очевидно, что разница Qнб - Q'нб составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа Qг, которая в нашем случае равна 10936643 т.



Заключение

Одним из наиболее показательных факторов, характеризующих эффективность выработки запасов, является соотношение обводненности добываемой продукции и степени выработки извлекаемых запасов.

Начиная с 2000 года, обводненность продукции нарастает быстрыми темпами, значительно опережая степень выработки извлекаемых запасов.

Степень выработки извлекаемых запасов объекта ЮС1 Угутского месторождения составляет 57,4 % от вовлеченных и 31,4% от запасов категории В+С1 числящихся на балансе РФГФ при обводненности добываемой продукции 86,9%, что свидетельствует о неравномерном продвижении вытесняющей воды с образованием «языков» и конусов обводнения в пласте, что приводит локализации остаточных запасов нефти в слабодренируемых зонах.

Негативный характер данного процесса усиливается, в случае неоднородного геологического строения и сложной структуры порового пространства. Следовательно, выработка запасов нефти по объекту ЮС1 происходит неравномерно по площади и разрезу при удовлетворительных условиях вытеснения.

В связи с вышесказанным необходимо осуществлять постоянный контроль за выработкой запасов нефти и вносить своевременные коррективы в рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин.

Результаты геолого-промыслового исследований, характеризующих степень охвата пласта разработкой, как по площади, так и по разрезу были использованы для построения адекватной гидродинамической модели.

Карты текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на 01.01.2011 г и остаточных нефтенасыщенных толщин на конец разработки при сложившихся условиях разработки, показывают степень выработки запасов нефти и характер распределения остаточных запасов по площади и объему пласта.