Технология эксплуатации скважин месторождения Акшабулак Восточный
Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.09.2014 |
| Размер файла | 3,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Факторы, обуславливающие оптимальные технологические режимы работы скважин зависят от рационального способа эксплуатации скважин. Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождений и технологии эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ. Если скважина фонтанирует, всегда ли ее следует эксплуатировать фонтанным способом. Решение этих вопросов вытекает из определения смысла рационального способа эксплуатации скважин.
Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района проведения работ. Из этого следует, что фонтанная эксплуатация скважин не всегда возможна и целесообразна, если например, дебит ее при фонтанировании с минимально возможным давлением на устье недостаточен, а геолого-физические условия залежи позволяют отбирать большую норму добычи нефти.
В этом случае фонтанную по своим условиям скважину эксплуатируют с помощь УЭЦН, ШГНУ или газлифтным способом. В свою очередь возникает задача выбора способа механизированной добычи нефти.
Решающий фактор выбора способа эксплуатации - комплекс технико-экономических показателей, межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и другое.
Эффективность использования электроцентробежных насосов (ЭЦН), как показала практика, в значительной степени зависит от правильности подбора установок погружных центробежных насосов (УЭЦН) к каждой скважине, что связано с необходимостью расчета рабочих параметров основных элементов системы пласт-УЭЦН-лифт и прежде всего насосного узла установки.
Проектирование эксплуатации скважин УЭЦН, а также анализ текущего состояния их работы связаны с оценкой, в первую очередь, забойного давления. Особую важность этот вопрос приобретает, когда скважины эксплуатируют залежь с высоким газовым фактором и давлением насыщения пластовой нефти.
1. Геологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения
Месторождение Акшабулак Восточный в административном отношении находится в Теренозекском районе Кызылординской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш, Жусалы, расположенные на расстоянии 135 и 145 км соответственно от месторождения Акшабулак Восточный.
Месторождение находится в непосредственной близости от разрабатываемого месторождения Акшабулак Центральный. Крупное разрабатываемое месторождение Кумколь, с вахтовым поселком нефтяников, от которого до г. Кызыл-Орда проложена асфальтированная дорога находится в 55 км севернее площади Акшабулак Восточный. Сообщение между промыслом и населенными пунктами осуществляется автотранспортом по развитой сети грунтовых дорог.
В орографическом отношении район представлен песчаными барханами с абсолютными отметками рельефа плюс 110-150 м. Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100-150 мм за год). Максимальные температуры летом +35 +380С, минимальные зимой до -300С. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время - метели и бураны. Постоянная гидрографическая сеть отсутствует. Для технических и бытовых целей используется пластовая вода из специальных гидрогеологических скважин, с высокими дебитами воды и минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-80 метров. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1
Рисунок 1.1. Обзорная карта
1.1.2 Стратиграфия
В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: № 2, 5, 8 и две оценочно-эксплуатационных скважины: № 33 и 34. В 2009-2010 гг. за территорией лицензионного участка, но в пределах структуры, компанией "Саутс Ойл" пробурено три скважины: № 1К, 2К, 4К.
Скважины 2, 5, 33, 34, 1К, 2К, 4К вскрыли отложения среднекумкольской подсвиты верхней юры, к которым приурочен нефтеносный горизонт Ю-III. В скважине 8, пробуренной в северной части месторождения, эти отложения выклиниваются на фундамент. В пределах продуктивных горизонтов по скважинам проведена попластовая корреляция разреза, выделенные пласты проиндексированы. Рассчитаны коэффициенты неоднородности по продуктивным скважинам.
В разрезе верхнеюрских отложений выделяется продуктивный горизонт Ю-III, приуроченный к нижнему горизонту среднекумкольской подсвиты и продуктивный горизонт Ю-II, приуроченный к подошве верхнекумкольской подсвиты.
Ю-III горизонт. Продуктивный горизонт Ю-III представлен двумя пачками (карбонатно-терригенная и песчаная), которые прослеживаются во всех скважинах.
Ю-II горизонт. Общая толщина горизонта равна 23 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №34 составила 4.6 м. В горизонте прослеживается до 4 пропластков, коэффициент расчлененности равен 4. Коэффициент песчанистости составил 0.57.
Карбонатно-терригенная пачка имеет в среднем общую толщину 4 м, при изменениях от 12.2 до 1.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 1.8 м. Максимальное количество выделенных пропластков (3) отмечено в скважине 1К. Коэффициент расчлененности равен 1.5, коэффициент песчанистости составил 0.572.
Общая толщина песчаный пачки достигает 5.6 м (скважина 2), в среднем составляет 2.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 0.8 до 3.9 м и в среднем составляет 2.1 м. Коэффициент расчлененности составил 1.4, коэффициент песчанистости равен 0.87.
На месторождении Акшабулак Восточный продуктивные отложения Ю-II горизонта вскрытые скважиной №34 керном не освещены. По шламу из скважины №33 отложения горизонта Ю-II представлены песчаником с прослоями глины. Песчаник светло-серый, редко светло-коричнево-серый (в зависимости от нефтенасыщенности), среднезернистый, хорошо отсортированный, среднесцементированный, умеренно пористый.
Цемент глинистый с включениями листочков биотита и зерен пирита. Глина светло-серая, пластичная, слабоизвестковистая, песчанистая, алевритовая.
Отложения Ю-III горизонта освещены 40.7 м керна (вынос керна от проходки составил 72.3%) из скважин №№ 2, 5, 34. Исследовано 29 образцов керна.
Выделенные по ГИС нефтенасыщенные пласты-коллекторы в скважине 2 (2033-2034, 2034.3-2035.6 м) и в скважине № 34 (2009.5-2010 м) освещены соответственно 1.8 м и 0.5 м керна. Породы-коллекторы этих интервалов представлены 5 и 2 образцами пород, соответственно.
Объемы отбора, выносы керна, совмещенность интервалов отбора керна и выделенных пластов-коллекторов, а так же освещенность пород емкостно-фильтрационными свойствами, не позволяют однозначно определить литологическую характеристику пород-коллекторов, особенно карбонатного пласта. Предположительно, породы-коллекторы Ю-III горизонта месторождения Акшабулак Восточный, аналогичны породам-коллекторам Ю-III горизонта месторождения Акшабулак Центральный.
На месторождении Акшабулак Центральный [1] отложения Ю-III горизонта представлены (сверху вниз) известняками с подчиненными прослоями песчаников, реже гравелитов (карбонатный пласт), глинистым разделом, и песчаниками, в некоторых скважинах с прослоями гравелитов (песчаный пласт).
Песчаники карбонатного пласта - кварц-полевошпатовые, в основном среднезернистые, реже крупнозернистые. Карбонатность и содержание частиц размерами меньше 0.01 мм - низкие. Основными глинистым минералом является каолинит, реже иллит. В скважинах №№ 2, 5 и 34 (Акшабулак Восточный) коллекторы карбонатного пласта керном не освещены.
Песчаный пласт может быть представлен кварцевыми песчаниками, хорошо отсортированными, с низким содержанием алеврита и глины, песчаниками конгломератовыми, состоящими из очень крупных зерен, гранул и маленьких галек кварца, кремнистого сланца, обломков глинистых пород слабосцементированных глинисто-кальцитовым цементом и (или) кварц-полевошпатовыми песчаниками, хуже отсортированными, с повышенным содержанием алеврита и глины.
На месторождении Акшабулак Восточный, вероятно, первым - соответствует слой 1999-2000 м из скважины № 33, породы из интервала отбора 2026.2-2034.9 м из скважины № 5 и конгломераты (0.5 м) из интервала 2009.5-2010 м из скважины № 34, вторым - песчаники (1.8 м) из интервала отбора 2027.4-2035 м из скважины № 2.
Для оценки емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов Ю-III горизонта месторождения Акшабулак Восточный, использованы установленные для пород-коллекторов Акшабулака Центрального граничные значения пористости (15%) и проницаемости (0.001 мкм2) [1].
Емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов по керну определены по 5 образцам из интервала 2030.4-2038 м из скважины № 2. Средние параметры равны: пористость - 0.188 (0.169-0.207) д.ед., проницаемость - 0.124 мкм2 (0.011-0.206) мкм2, содержание частиц размером меньше 0.01 мм составляет - 7.7%, карбонатность - 2.7%. По 1 (изготовленному параллельно напластованию) представительному образцу из скважины 34 пористость составляет 0.237 д.ед., проницаемость - 1.27 мкм2.
В 2001-2002 гг на месторождении Акшабулак была проведена сейсмосъемка 3Д. В конце 2003 года компанией ISI GmbH составлен отчет о результатах сейсмической интерпретации 3Д и создании с помощью программы PETREL геологической модели для месторождения Акшабулак Восточный.
В 2010 г. в скважине № 34 (Акшабулак Восточный) было проведено вертикальное сейсмопрофилирование, материалы которого были учтены при переинтерпретации данных сейсмики 3Д и обновлении геологической модели месторождения, созданной в программе PETREL специалистами Казгермунай в Берлине.
В данной работе, за структурную основу по Ю-III, Ю-II продуктивным горизонтам, приняты структурные построения, выполненные по результатам переинтерпретации материалов сейсмики 3Д с учетом информации по поисковым (№№ 2, 8, 5) и вновь пробуренным скважинам (№№ 33, 34). По материалам переинтерпретации структурный план исследуемого месторождения по сравнению с результатами интерпретации 2003 года, имеет незначительные изменения, в основном, за счет уточнения геометрии разрывных нарушений. Структура осложнена двумя разрывными нарушениями F1 и F2, простирающимися, соответственно, с севера на юг и с северо-запада на юго-восток.
На структурной карте по кровле продуктивного горизонта Ю-III поднятие Акшабулак Восточный представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную двумя сводами (рисунок 1.2.). Первый свод расположен в районе скважины 34, имеет субширотное простирание, ограничен в западной части тектоническим нарушением субмеридионального направления (F1) амплитудой до 60 м. В пределах изогипсы -1910 м свод имеет размеры 1.25 * 1.0 км и амплитуду порядка 20 м. Восточнее скважины 34, через небольшой прогиб, в районе скважины 33, выделяется второй свод субмеридионального простирания, осложненный на западе тектоническим нарушением F2 с амплитудой порядка 30 м. По замкнутой изогипсе -1910 м поднятие имеет размеры 2.25 * 1.0 км и амплитуду до 35 м.
Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Ю-III (По материалам переинтерпретации сейсмики 3Д, 2010г., ЕЕG, СП "Казгермунай")
1.1.3 Тектоника
Нефтяное месторождение Акшабулак Восточный было открыто в 1989 году получением первого промышленного притока нефти из продуктивного горизонта Ю-III при опробовании поисковой скважины № 2.
Месторождение Акшабулак Восточный в тектоническом отношении расположено в южной части Акшабулакской грабен-синклинали, приуроченной к Арыскумскому прогибу, представляющему южную часть Южно-Тургайской впадины на севере Туранской плиты.
Поднятие Акшабулак Восточный расположено к северо-востоку от выступа и отделяется от Акшабулака Центрального седловиной по юрскому комплексу и разломами (уступами) по поверхности фундамента.
Нарушение F1 - основное тектоническое нарушение, трассирующееся по всему юрско-меловому разрезу (рисунок 1.3). Амплитуда нарушения снизу вверх по разрезу имеет тенденцию к затуханию. Нарушение F2 прослеживается только по Ю-III горизонту. Также западнее скважины № 34 выделяется ряд локальных малоамплитудных нарушений, которые не влияют на структурные построения. Разрывные нарушения F1 и F2 являются тектоническим экраном для залежи продуктивного горизонта Ю-III в западной и центральной части структуры.
Скважина № 5, ранее относимая к структуре Акшабулак Восточный, по данным сейсмики 3Д относится к краевой части поднятия Акшабулак Центральный.
На структуре Акшабулак Восточный вскрыта толща метаморфизованных образований домезозойского фундамента и комплекс осадочных отложений юры и мел-палеогена, до глубины 2200 м.
Рисунок 1.3. Акшабулак Восточный. Профильный разрез по линии скважин: 8-2-33-34
Рисунок 1.4. Акшабулак Восточный. Горизонт Ю-II. Структурная карта по кровле коллектора. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин
Рисунок 1.5. Акшабулак Восточный. Горизонт Ю-III. Структурная карта по кровле коллектора. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Карта проектных и пробуренных скважин
1.1.4 Нефтегазоносность
На месторождении Акшабулак Восточный промышленная нефтеносность установлена в подошвенной части верхнеюрских отложений горизонта Ю-III (среднекумкольская подсвита) и в нижней части верхнекумкольской подсвиты (горизонт Ю-II).
В пределах контура нефтеносности пробурена одна поисковая скважина 2 и две оценочно-эксплуатационные скважины 33 и 34. Кроме того, за территорией лицензионного участка, но в пределах залежи, компанией "Саутс Ойл" пробурено три скважины 1К, 2К, 4К.
Ю-II горизонт. Нефтяная залежь установлена только в одной скважине 34 по результатам опробования, где до абсолютной отметки -1817 м получен приток нефти дебитом 84 м3/сут на 10 мм штуцере. По данным ГИС подошва продуктивного пласта фиксируется на отметке -1817.6 м. Водонасыщенный пласт начинается с отметки -1918.8 м. ВНК принят по подошве продуктивного пласта на отметке -1918 м (рисунок 1.4.).
Залежь пластовая сводовая, размеры ее составили 0.6 х 1.5 км, высота залежи равна 10 м.
Ю-III горизонт. Продуктивный горизонт Ю-III представлен двумя пластами-коллекторами (карбонатно-терригенным и песчаным), которые прослеживаются во всех скважинах.
Нефтяная залежь, приуроченная к карбонатно-терригенному пласту, установлена опробованием скважин: №№ 2, 33, 34, 1К, 2К, 4К. Самая нижняя отметка получения нефти отмечается в скважине 1К на абсолютной отметке -1925.2 м, где после ГРП был получен приток безводной нефти дебитом до 167 м3/сут. Водонасыщенные пласты не выделяются. ВНК принят условно на отметке -1925 м, то есть по самой нижней отметке получения нефти (приложение 3).
Залежь пластовая сводовая, с запада и в центральной части тектонически экранированная, распространяется за пределы лицензионного участка. Размеры ее составляют 2.5 х 3.4 м. Высота залежи равна 50.2 м.
Песчаный пласт. Залежь нефти установлена по результатам опробования скважин №№ 2, 33, 34, 1К, 2К, 4К. Самая нижняя отметка получения нефти зафиксирована в скважине 2К на отметке -1933.5 м. В скважине 4К по данным ГИС ВНК отбивается на отметке -1936.4 м. При опробовании интервала -1930.4-1939.4 м притока не получено. В скважине № 1К с отметки -1936.2 м получена пластовая вода. ВНК принят на абсолютной отметке -1936 м (рисунок 1.3.).
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная в центральной и западной частях, распространена за пределы лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай". Размеры ее составляют 2.7 х 3.4 км, высота ее равна 49.8 м.
В подсчете запасов нефти и газа по состоянию на 01.01.2011 г. [1] обоснование параметров нефти и состава газа было выполнено по скважинам 2 и 33, исследованными лабораториями ОМП п. Тогус и PENCOR. Эти исследования характеризуют параметры нефти Ю-III горизонта. Также были проведены исследования глубинной пробы нефти представляющей залежь Ю-II горизонта, отобранной из скважины 34 месторождения Восточный Акшабулак. Дополнительная информация позволила оценить характеристики нефти Ю-II горизонта.
Горизонт Ю-II. Залежь нефтяная. Отбор и исследования глубинных проб нефти выполнены по скважине №34 (интервал перфорации 1918-1928 м). В таблице 2.3.1 приведены результаты исследований глубинной пробы пластовой нефти, полученные компанией PENCOR International LTD. Параметры нефти полученные по скважине №34, хорошо согласуются между собой и, в связи с отсутствием другой информации, принимаются как представительные.
Пластовый флюид Ю-II горизонта имеет значительный запас пластовой энергии. Недонасыщенность нефти достигает 15 МПа. Газосодержание нефти составляет 30.6 м3/м3 или 36.7 м3/т. Давление насыщения нефти газом получено на уровне 3.88 МПа. Пластовая нефть Ю-II горизонта имеет объемный коэффициент 1.137, плотность - 0.771 г/см3, вязкость - 2.05 мПа*с.
Свойства пластовой нефти, принятые для Ю-II горизонта месторождения Восточный Акшабулак, представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 Свойства пластовой нефти. Горизонт Ю-II
|
Наименование |
Горизонт Ю-II |
||||
|
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Принятое значение |
|||
|
скв. |
проб |
||||
|
Давление насыщения газом, МПа |
1 |
1 |
- |
3.88 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
1 |
1 |
- |
36.7 |
|
|
Плотность пластовой нефти, г/см3 |
1 |
1 |
- |
0.771 |
|
|
Плотность дегазированной нефти при 200С, г/см3 |
1 |
1 |
- |
0.834 |
|
|
Вязкость, мПа·с |
1 |
1 |
- |
2.05 |
|
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании,, доли ед. |
1 |
1 |
- |
1.137 |
Горизонт Ю-III. Залежь нефтяная. Отбор и исследования глубинных проб нефти выполнены по скважинам № 2 (интервал перфорации 2025-2035 м) и № 33 (интервал перфорации 1998-2025 м). В таблице 1.2 приведены результаты исследований глубинных проб пластовой нефти, полученных ОМП п. Тогус и лабораторией компании PENCOR International LTD.
Свойства пластовой нефти по скважине № 2, полученные двумя организациями хорошо согласуются между собой по газосодержанию и плотности дегазированной нефти. Остальные параметры имеют различия. Так, один из важных параметров - давление насыщения отличается в два раза (13.3 и 6.55 МПа). Значения вязкости составляют 2.74 и 1.747 мПа·с, плотности пластовой нефти - 0.755 и 0.7393 г/см3, коэффициенты растворимости - 3.48 и 7.28 м3/м3·МПа. Учитывая, что компания PENCOR выполнила исследования на более совершенном оборудовании и полученные по скважинам №№ 2 и 33 параметры физически хорошо согласуются между собой, для характеристики свойств пластовой нефти рекомендуется использовать усредненные данные полученные лабораторией PENCOR International LTD .
Свойства пластовой нефти, принятые для Ю-III горизонта месторождения Восточный Акшабулак, представлены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти. Горизонт Ю-III
|
Наименование |
Горизонт Ю-III |
||||
|
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Принятое значение |
|||
|
скв. |
проб |
||||
|
Давление насыщения газом, МПа |
2 |
6 |
6.21-13.3 |
6.55 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
2 |
6 |
50.6-57.3 |
53.9 |
|
|
Плотность пластовой нефти, г/см3 |
2 |
6 |
739.3-755.0 |
0.746 |
|
|
Плотность дегазированной нефти, г/см3 |
2 |
4 |
814.0-832.4 |
0.826 |
|
|
Вязкость, мПа·с |
2 |
3 |
1.38-2.74 |
1.564 |
|
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. |
2 |
6 |
1.15-1.2376 |
1.215 |
Горизонт Ю-II. В данной дипломной работе представлен компонентный состав растворенного в нефти газа Ю-II горизонта, раннее эта информация отсутствовала. Состав нефтяного газа скважины №34 отличается от состава газа из Ю-III горизонта более "жирным" составом. Содержание метана составляет всего 32.06 % мол., этана - 13.25 % мол., пропана - 28.2 % мол., бутанов - 15.38 % мол., пентанов и высших углеводородов - 6.99 % мол. Неуглеводородных компонентов содержится: азота - 3.99 % мол, СО2 - 0.13 % мол., сероводород отсутствует.
В связи с низким газосодержанием пластового флюида состав пластовой нефти тяжелый, молекулярная масса ее равна 177.7 г/моль. Содержание метана составляет менее 10 % моль.
Горизонт Ю-III. Компонентный состав растворенного в нефти газа представлен в таблице 1.3. Из этой таблицы видно, что по скважине № 2 состав газа, полученный PENCOR International LTD, отличается от состава полученного ОМП п. Тогус более "жирным" составом. Так содержание пропана составляет 19.48 и 14.38 % мол., бутанов - 10.62 и 5.66 % мол., пентанов - 3.39 и 4.11 % мол. соответственно. Учитывая, что свойства нефти, полученные PENCOR International LTD, имеют хорошую согласованность параметров, а от состава растворенного газа зависят основные параметры пластовой нефти, более представительными принят состав нефтяного газа компании PENCOR.
Состав пластовой нефти определен по двум пробам скважин №№ 2 и 33, лабораторией PENCOR International LTD. Он рассчитан по составам дегазированной нефти и нефтяного газа с учетом газосодержания. Пластовая нефть имеет довольно "тяжелый" для юрских залежей состав. Молекулярная масса С8+в равна 634 г/моль и составляет в составе газа 48.78 % моль. Содержание углеводородов С5+в составляет 62.99 % мол., метана - 15.78 % мол..
В таблице 1.3 приведены составы нефтяного газа и пластовой нефти, принятые для Ю-III горизонта Акшабулака Восточного.
Таблица 1.3 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Месторождение Восточный Акшабулак. Горизонт Ю-III
|
Наименование |
Горизонт Ю-III |
|||
|
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
Пластовая нефть |
|||
|
выделившийся газ |
нефть |
|||
|
Сероводород |
0.00 |
0.00 |
0.00 |
|
|
Углекислый газ |
0.22 |
0.00 |
0.07 |
|
|
Азот + редкие в т.ч. гелий |
3.69 |
0.00 |
1.24 |
|
|
Метан |
47.23 |
0.02 |
15.78 |
|
|
Этан |
14.51 |
0.21 |
4.96 |
|
|
Пропан |
20.33 |
2.16 |
8.21 |
|
|
Изо-бутан |
2.90 |
0.91 |
1.57 |
|
|
Н-бутан |
7.44 |
4.04 |
5.18 |
|
|
Изо-пентан |
1.39 |
2.05 |
1.83 |
|
|
Н-пентан |
1.51 |
3.49 |
2.83 |
|
|
Гексаны |
0.59 |
5.74 |
4.01 |
|
|
Гептаны |
0.11 |
8.27 |
5.54 |
|
|
Остаток (С8+высшие) |
0.08 |
73.11 |
48.78 |
|
|
Молекулярная масса |
30.85 |
221.1 |
158.1 |
|
|
Молекулярная масса остатка |
634.0 |
|||
|
Плотность - газа при стандартных условиях, кг/м3 - газа относительная (по воздуху), доли ед. - нефти, кг/м3 |
1.304 1.082 |
829.7 |
746.2 |
По состоянию на 01.01.2011 г. по месторождению Акшабулак Восточный были подсчитаны и утверждены запасы нефти и растворенного газа Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан по категориям С1+С2 в целом по месторождению в количестве 1372.6 тыс.т и 70.5 млн.м3 (Протокол ГКЗ РК № 503-06-У от 05.05.2006 г).
По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы нефти составили 1164.6 тыс.т или 84.8% от всех геологических запасов, растворенного газа - 59.3 млн.м3 (84.1%).
По категории С2 запасы нефти составили 208.1 тыс.т (район скважины №34 в песчаном пласте Ю-III горизонта, так как при опробовании получена водная эмульсия).
Для залежи Ю-II горизонта запасы нефти составили 148.9 тыс.т или 10.8% от всех подсчитанных запасов по месторождению.
На Ю-III горизонт по категории С1 в целом в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" приходится 41.9% (575.8 тыс.т), из них на песчаный пласт - 486 тыс.т (84.4%) от подсчитанных по этому горизонту. По категории С2 запасы в пределах Лицензионной территории составили 208.1 (110.3) тыс. т. и 11.2 (5.9) млн.м3 растворенного в нефти газа. Суммарные запасы по залежам Ю-III горизонта в пределах Лицензионной территории составили 783.9 (389.4) тыс. т и 42.3 (20.9) млн.м3 растворенного в нефти газа.
По сравнению с запасами, числящимися на Государственном балансе РК, вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти по категории С1 в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" увеличились на 320% (было 137.2 тыс.т), запасы нефти по категории С2 уменьшились на 38.4 % (было 338.1 тыс.т).
Это произошло в результате уточнения геологического строения залежи по результатам сейсмики 3Д, бурения опережающих эксплуатационных скважин №№33, 34 и разведочных скважин, пробуренных на Лицензионной территории ТОО "Саутс Ойл", вследствие чего произошли изменения параметров, принятых для подсчета запасов нефти и газа. Это, в первую очередь, касается площади нефтеносности, которая значительно увеличилась по сравнению с предыдущим подсчетом. Кроме того, положение водонефтяного контакта, принятое ранее условно, было уточнено в результате бурения новых скважин и понизилось на 10 м. Также, выросло значение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины, принятое для расчетов.
В целом по месторождению суммарные запасы нефти, подсчитанные по категориям С1 и С2 на 01.01.11 составили: 1372.6 (615.2) тыс.т, газа - 70.5 (32.2) млн. м3.
2. Технологическая часть
2.1 Система разработки месторождения
2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, основных показателей разработки.
Скважина №2, бурением которой была выявлена Акшабулакская структура, была пробурена в 1989 году. В течение 11 лет скважина находилась в консервации, вплоть до 2000 года, после чего на ней велись длительные испытания с целью определения возможности стабильной работы скважины на разных режимах и промышленной значимости участка.
В течение трех лет (до мая 2011 года) на месторождении Акшабулак Восточный велась пробная эксплуатация на основе Проекта пробной эксплуатации, составленного АО "НИПИнефтегаз" и утвержденного ЦКР РК в апреле 2008 года.
По состоянию на 01.01.2011 г. в пробной эксплуатации находились два объекта: залежь нефти горизонта Ю-III, как и было предусмотрено проектом пробной эксплуатации и залежь нефти горизонта Ю-II, выявленная бурением скважины №34.
Разработка, в течение первого года пробной эксплуатации, велась единственной скважиной №2 на естественном режиме истощения упругой пластовой энергии. Скважина №2 по причине 35% обводненности прекратила фонтанировать, в связи с чем с 01.01.10 была временно переведена в наблюдательный фонд.
В апреле 2009 года было завершено бурение опережающей эксплуатационной скважины №33, которая подключилась к пробной эксплуатации с июня 2009 г. В марте 2010 года была пробурена скважина №34, в которой был получен фонтанирующий приток нефти из горизонта Ю-II.
Три разведочные скважины: №№1К, 2К и 4К были пробурены на территории компанией "Сауц Ойл", и по состоянию на 01.01.08 находились в испытании после бурения.
В таблице 2.1 приведена характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2011г.
На 01.01.11 по месторождению Восточный Акшабулак в целом отобрано нефти: 193.3 тыс.т, жидкости: 206.4 тыс.тонн, из них 4% приходится на горизонт Ю-II и 96% на Ю-III горизонт. Накопленная добыча горизонта Ю-III по лицензионным территориям делится следующим образом. На СП "Казгермунай" приходится 88% добытого объема: нефти - 163.1 тыс.т, жидкости - 168.2 тыс.тонн; на ТОО "Саутс Ойл" 12%: нефти - 22.7 тыс.т, жидкости - 28.8 тыс.тонн.
Таблица 2.1 Месторождение Акшабулак Восточный. Характеристика фонда скважин
|
Характеристика фонда скважин |
Количество скважин |
№№ скважин |
|
|
Эксплуатационный добывающий фонд: |
5 |
33, 34, 1К, 2К, 4К |
|
|
Действующий |
2 |
33, 34 |
|
|
Бездействующий |
- |
||
|
Характеристика фонда скважин |
Количеств о скважин |
№№ скважин |
|
|
Наблюдательный |
1 |
2 |
|
|
В испытании / освоении |
3 |
1К, 2К, 4К |
|
|
Ликвидированные |
2 |
5, 8 |
|
|
Всего |
8 |
2, 5, 8, 33, 34, 1К, 2К, 4К |
На рисунках 2.1. а-в приведены графики, характеризующие работу скважин №2, 33 и 34 в течение всего периода пробной эксплуатации.
Дебит скважины №2, посредством которой длительное время велась пробная эксплуатация нефтяной залежи горизонта Ю-III, за период эксплуатации снизился с 180 т/сут до 84 т/сут. В декабре 2009 года она была переведена в наблюдательный фонд по причине обводнения (35%) и отсутствия фонтанного притока. Скважина №33, также эксплуатирующая залежь Ю-III, на 01.01.11 добывала безводную нефть с дебитом 184 т/сут.
Скважина №34 эксплуатирующая залежь нефти горизонта Ю-II, была введена в пробную эксплуатацию в апреле 2010 года с незначительным процентным содержанием воды в продукции: 0,1%. Но за 8 месяцев длительных испытаний обводненность возросла до 37 %, дебит нефти снизился с 65 т/сут до 38 т/сут.
Скважина № 1К на 01.01.11г. фонтанировала со средним дебитом безводной нефти 140 т/сут. По скважине №2К в период длительных испытаний был получен нефонтанный приток с дебитом нефти 142 т/сут и обводненностью 30%.
Среднесуточный дебит скважин месторождения по нефти/ жидкости составил, т/сут:
Горизонт Ю-III - 129.8 / 139.8
Горизонт Ю-II - 51.6 / 64.1
В целом по месторождению - 90.7/ 101.5
На 01.01.2011 г. коэффициент нефтеизвлечения из залежи горизонта Ю-III достиг 20.5 %, отбор от извлекаемых запасов составил 44%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 12 %.
Таблица 2.2 Показатели пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный за 2005-2010 гг
|
Лицензионные территории |
ТОО СП "Казгермунай" |
ТОО "Саутс Ойл" |
Месторождение в целом |
|||||||||
|
Нефтяные залежи горизонтов |
Ю-II |
Ю-III |
ВСЕГО за период ПЭ |
Ю-III |
Ю-III |
Ю-II |
ВСЕГО |
|||||
|
за период 2005 - 2010 гг. |
||||||||||||
|
Показатели |
Ед.изм. |
2010г. |
2007г. |
2008г. |
2009г. |
2010г. |
2010г. |
|||||
|
Добыча нефти |
тыс.т |
7,6 |
8,5 |
14,3 |
41,7 |
58,0 |
170,7 |
22,7 |
185,7 |
7,6 |
193,3 |
|
|
Накопленная добыча нефти |
тыс.т |
7,6 |
49,1 |
63,4 |
105,1 |
163,1 |
170,7 |
22,7 |
185,7 |
7,6 |
193,3 |
|
|
Добыча жидкости |
тыс.т |
9,5 |
8,6 |
15,1 |
46,0 |
58,0 |
177,6 |
28,8 |
197,0 |
9,5 |
206,4 |
|
|
Накопленная добыча жид. |
тыс.т |
9,5 |
49,2 |
64,2 |
110,2 |
168,2 |
177,6 |
28,8 |
197,0 |
9,5 |
206,4 |
|
|
Эксп. фонд доб. скв. |
ед. |
1 |
1 |
1 |
2 |
2 |
3 |
3 |
5 |
1 |
6 |
|
|
в т.ч. действующих |
ед. |
1 |
1 |
1 |
2 |
1 |
2 |
0 |
1 |
1 |
2 |
|
|
бездействующих |
ед. |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
1 |
|
|
Средний дебит действующих скв. по нефти |
т/сут |
51,6 |
83,0 |
146,2 |
118,4 |
166,4 |
116,9 |
141,5 |
129,8 |
51,6 |
90,7 |
|
|
Средний дебит действующих скв. по жид. |
т/сут |
64,1 |
84,0 |
153,7 |
130,5 |
166,4 |
121,6 |
184,4 |
138,8 |
64,1 |
101,5 |
|
|
Газовый фактор |
м3/т |
36,7 |
57,3 |
56,9 |
53,9 |
54,7 |
54,7 |
53,9 |
55,8 |
36,7 |
53,6 |
|
|
Обводненность |
% |
19,5 |
1,2 |
4,9 |
9,3 |
0,0 |
3,9 |
21,3 |
5,7 |
19,5 |
6,3 |
Рисунок 2.1. а График работы скважины №2
Рисунок 2.1. б График работы скважины №33
Рисунок 2.1. в График работы скважины №34
По залежи нефти горизонта Ю-II достигнут коэффициент нефтеизвлечения 5.1 %, отбор от извлекаемых запасов составил 20.3 %.
Нефтяного газа добыто по горизонту Ю-III 10.3 млн.м3 при текущем газовом факторе 55.8 м3/т.
По горизонту Ю-II нефтяного газа добыто 0.28 млн.м3 при текущем газовом факторе 36.7 м3/т.
Коэффициент эксплуатации скважин изменялся от 0.2 до 1 и в среднем составил 0.5.
2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки
В основу гидродинамических расчетов положены фактические данные о дебитах скважин, продуктивности пластов, их неоднородности полученные в период опробования и пробной эксплуатации горизонтов Ю-III и Ю-II. Дебит новых скважин № 39, 40 и 41 обосновывался с учетом удельного коэффициента продуктивности действующих скважин и ожидаемой нефтенасыщенной толщины.
Технологические показатели разработки объектов и месторождения в целом представлены в таблицах 2.3-2.8.
Технологические расчеты по вариантам проводились по месторождению в целом (на категории запасов С1). По рекомендуемому варианту разработки основные технологические показатели были дифференцированы по лицензионным территориям ТОО СП "Казгермунай" и ТОО "Саутс Ойл", в соответствии с величиной приходящихся извлекаемых запасов (таблицы 2.9-2.14).
|
Таблица 2.3 Характеристика основных технологических показателей разработки месторождения Акшабулак Восточный |
|||||||||||||||||
|
Годы |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов, % |
Накоплен-ная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлекаемых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накоплен-ная добыча жидкости, тыс.т |
Обводнен-ность продук-ции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенса-ция отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Началь-ных |
Текущих |
Всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накоплен-ная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накоплен-ная |
||||||||
|
2011 |
72,8 |
31,1 |
14,5 |
28 |
273,5 |
55 |
23,5 |
127,3 |
51,0 |
334,9 |
43 |
0 |
0 |
0 |
4,0 |
13,4 |
|
|
2012 |
72,5 |
59,7 |
14,5 |
43 |
346,0 |
69 |
29,7 |
152,6 |
119,9 |
487,5 |
52 |
0 |
0 |
0 |
4,0 |
17,4 |
|
|
2013 |
65,3 |
65,3 |
13,0 |
71 |
411,3 |
82 |
35,3 |
183,3 |
183,3 |
670,8 |
64 |
68,2 |
68,2 |
31 |
3,6 |
20,9 |
|
|
2014 |
42,8 |
42,8 |
8,5 |
87 |
454,1 |
90 |
39,0 |
125,0 |
125,0 |
795,8 |
66 |
148,0 |
216,1 |
100 |
2,3 |
23,3 |
|
Таблица 2.4 Характеристика основного фонда скважин месторождения Акшабулак Восточный |
|||||||||||||
|
Годы |
Фонд добыва-ющих скважин на начало года |
Ввод скважин из бурения |
Перевод добывающих |
Выбытие добыва-ющих скважин |
Фонд добывающих скважин на конец периода |
Фонд нагнета-тельных скважин |
Среднегодовой дебит на 1 скважину |
Приемис-тость нагнета-тельных скважин, м3/сут |
|||||
|
Всего |
Добыв. |
с объекта на объект |
под нагнетание |
Всего |
в т.ч. механизи-рованных |
Нефти, т/сут |
Жидкости, т/сут |
||||||
|
2011 |
6 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
7 |
3 |
0 |
43,8 |
76,7 |
0 |
|
|
2012 |
7 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
8 |
7 |
0 |
37,8 |
79,6 |
0 |
|
|
2013 |
8 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
7 |
7 |
1 |
30,1 |
90,5 |
186,7 |
|
|
2014 |
7 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
6 |
6 |
2 |
25,8 |
75,3 |
202,7 |
Таблица 2.5 Характеристика основных технологических показателей горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный
|
Год |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов, % |
Накоплен-ная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлекаемых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность продук-ции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенсация отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Начальных |
Текущих |
Всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накопленная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накопленная |
||||||||
|
2011 |
62,2 |
31,1 |
13,1 |
28 |
255,3 |
53,9 |
25,1 |
102,0 |
51,0 |
300,2 |
39 |
0 |
0 |
0 |
3,4 |
12,5 |
|
|
2012 |
65,7 |
56,3 |
13,9 |
43 |
320,9 |
67,8 |
31,6 |
122,0 |
104,6 |
422,2 |
46 |
0 |
0 |
0 |
3,5 |
16,0 |
|
|
2013 |
60,5 |
60,5 |
12,8 |
66 |
381,4 |
80,5 |
37,6 |
126,0 |
126,0 |
548,2 |
52 |
68,2 |
68,2 |
43 |
3,3 |
19,3 |
|
|
2014 |
42,8 |
42,8 |
9,0 |
87 |
424,2 |
89,6 |
41,8 |
125,0 |
125,0 |
673,2 |
66 |
148,0 |
216,1 |
100 |
2,3 |
21,6 |
|
Таблица 2.6 Характеристика основного фонда скважин горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный |
||||||||||||
|
Фонд добыва-ющих скважин на начало года |
Ввод скважин из бурения |
Перевод добывающих |
Выбытие добыва-ющих скважин |
Фонд добывающих скважин на конец периода |
Фонд нагнета-тельных скважин |
Среднегодовой дебит на 1 скважину |
Приемистость нагнетательных скважин, м3/сут |
|||||
|
Всего |
Добыв. |
с других горизонтов |
под нагнетание |
Всего |
в т.ч. механизи-рованных |
Нефти, т/сут |
Жидкости, т/сут |
|||||
|
5 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
6 |
3 |
0 |
44,3 |
72,6 |
0 |
|
|
6 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
7 |
6 |
0 |
39,6 |
73,5 |
0 |
|
|
7 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
7 |
7 |
1 |
31,6 |
70,5 |
186,7 |
|
|
7 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
6 |
6 |
2 |
25,8 |
75,3 |
202,7 |
Таблица 2.7 Характеристика основных технологических показателей горизонта Ю-II месторождения Акшабулак Восточный
|
Годы |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов, % |
Накопленная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлекаемых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность продук-ции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенсация отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Начальных |
Текущих |
всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накопленная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накопленная |
||||||||
|
2011 |
10,6 |
0,0 |
28 |
55 |
18 |
49 |
12,2 |
25 |
0 |
35 |
58 |
0 |
0 |
0 |
0,4 |
0,7 |
|
|
2013 |
6,8 |
3,4 |
18 |
54 |
25 |
67 |
16,8 |
31 |
15 |
65 |
78 |
0 |
0 |
0 |
0,2 |
0,9 |
|
|
2015 |
4,8 |
4,8 |
13 |
72 |
30 |
79 |
20,0 |
57 |
57 |
123 |
92 |
0 |
0 |
0 |
0,1 |
1,0 |
|
|
Таблица 2.9 Характеристика основных технологических показателей горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный |
|||||||||||||||||
|
Год |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов, % |
Накоплен-ная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлека-емых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накоплен-ная добыча жидкости, тыс.т |
Обводнен-ность продук-ции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенса-ция отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Началь-ных |
Текущих |
всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накоплен-ная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накоплен-ная |
||||||||
|
2011 |
26,7 |
8,9 |
9,5 |
28,5 |
189,8 |
67,1 |
33,0 |
43,9 |
14,6 |
212,0 |
39 |
0 |
0 |
0 |
1,4 |
10,5 |
|
|
2012 |
28,2 |
18,8 |
10,0 |
43,0 |
218,0 |
77,0 |
37,9 |
52,5 |
35,0 |
264,5 |
46 |
0 |
0 |
0 |
1,5 |
12,0 |
|
|
2013 |
26,0 |
26,0 |
9,2 |
65,7 |
244,1 |
86,2 |
42,4 |
54,2 |
54,2 |
318,7 |
52 |
68,2 |
68,2 |
100 |
1,4 |
13,4 |
|
|
2014 |
18,4 |
18,4 |
6,5 |
86,8 |
262,5 |
92,7 |
45,6 |
53,8 |
53,8 |
372,4 |
66 |
63,6 |
131,8 |
100 |
1,0 |
14,4 |
|
Таблица 2.10 Характеристика основного фонда скважин горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный |
|||||||||||||
|
Годы |
Фонд добыва-ющих скважин на начало года |
Ввод скважин из бурения |
Перевод добывающих |
Выбытие добыва-ющих скважин |
Фонд добывающих скважин на конец периода |
Фонд нагнета-тельных скважин |
Среднегодовой дебит на 1 скважину |
Приемис-тость нагнета-тельных скважин, м3/сут |
|||||
|
Всего |
Добыв. |
с других горизонтов |
под нагнетание |
Всего |
в т.ч. механизи-рованных |
Нефти, т/сут |
Жидкости, т/сут |
||||||
|
2011 |
2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
1 |
0 |
52,3 |
85,8 |
0 |
|
|
2012 |
2 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
3 |
2 |
0 |
44,2 |
82,1 |
0 |
|
|
2013 |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
0 |
3 |
3 |
1 |
29,1 |
72,4 |
186,7 |
|
|
2014 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
3 |
1 |
24,0 |
75,5 |
174,3 |
Таблица 2.11 Характеристика основных технологических показателей разработки месторождения Акшабулак Восточный
|
Год |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов |
Накопленная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлекаемых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
Обводненность продукции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенсация отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Начальных |
Текущих |
всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накоплен-ная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накопленная |
||||||||
|
2011 |
37,3 |
8,9 |
11,9 |
35,4 |
208,0 |
66,4 |
28,7 |
69,2 |
14,6 |
246,8 |
46 |
0 |
0 |
0 |
1,8 |
11,3 |
|
|
2012 |
35,0 |
22,2 |
11,2 |
49,8 |
243,1 |
77,5 |
33,5 |
83,1 |
50,0 |
329,8 |
58 |
0 |
0 |
0 |
1,8 |
13,1 |
|
|
2013 |
30,8 |
30,8 |
9,8 |
77,8 |
273,9 |
87,4 |
37,8 |
111,5 |
111,5 |
441,3 |
72 |
68,2 |
68,2 |
53 |
1,6 |
14,7 |
|
|
2014 |
18,4 |
18,4 |
5,9 |
86,8 |
292,3 |
93,2 |
40,3 |
53,8 |
53,8 |
495,1 |
66 |
63,6 |
131,8 |
100 |
1,0 |
15,7 |
|
Таблица 2.12 Характеристика основного фонда скважин месторождения Акшабулак Восточный (Ю-III+Ю-II) |
|||||||||||||
|
Годы |
Фонд добыва-ющих скважин на начало года |
Ввод скважин из бурения |
Перевод добывающих |
Выбытие добыва-ющих скважин |
Фонд добывающих скважин на конец периода |
Фонд нагнета-тельных скважин |
Среднегодовой дебит на 1 скважину |
Приемис-тость нагнета-тельных скважин, м3/сут |
|||||
|
Всего |
Добыв. |
с объекта на объект |
под нагнетание |
Всего |
в т.ч. механизи-рованных |
Нефти, т/сут |
Жидкости, т/сут |
||||||
|
2011 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
1 |
0 |
48,7 |
90,2 |
0 |
|
|
2012 |
3 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
4 |
3 |
0 |
39,2 |
92,9 |
0 |
|
|
2013 |
4 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
3 |
3 |
1 |
26,8 |
115,3 |
186,7 |
|
|
2014 |
3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
3 |
3 |
1 |
24,0 |
75,5 |
174,3 |
Таблица 2.13 Характеристика основных технологических показателей горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный
|
Годы |
Добыча нефти, тыс. т. |
Темп отбора от извлекаемых запасов, % |
Накопленная добыча нефти, тыс.т. |
Отбор от извлека-емых запасов, % |
Коэф. нефтеотд., % |
Годовая добыча жидкости, тыс.т |
Накоплен-ная добыча жидкости, тыс.т |
Обводнен-ность продук-ции, % |
Закачка рабочих агентов |
Компенса-ция отбора закачкой, % |
Добыча нефтяного газа, млн м3 |
||||||
|
всего |
в т. ч. мех. способом |
Началь-ных |
Текущих |
всего |
в т. ч. мех. способом |
Годовая закачка, тыс.м3 |
Накоплен-ная закачка, тыс.м3 |
Годовая |
Накоплен-ная |
||||||||
|
2011 |
35,5 |
17,7 |
18,6 |
28,4 |
65,5 |
34,4 |
14,9 |
58,1 |
29,1 |
88,1 |
39 |
0 |
0 |
0 |
1,9 |
3,5 |
|
|
2012 |
37,4 |
37,4 |
19,7 |
42,7 |
102,9 |
54,0 |
23,4 |
69,5 |
69,5 |
157,7 |
46 |
0 |
0 |
0 |
2,0 |
5,5 |
|
|
2013 |
34,5 |
34,5 |
18,1 |
64,9 |
137,4 |
72,1 |
31,2 |
71,8 |
71,8 |
229,5 |
52 |
0 |
0 |
0 |
1,9 |
7,4 |
|
|
2014 |
24,4 |
24,4 |
12,8 |
84,9 |
161,8 |
84,9 |
36,8 |
71,3 |
71,3 |
300,8 |
66 |
84,4 |
84,4 |
100 |
1,3 |
8,7 |
|
Таблица 2.14 Характеристика основного фонда скважин горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный |
||||||||||||
|
Годы |
Фонд добыва-ющих скважин на начало года |
Ввод скважин из бурения |
Перевод добывающих |
Фонд добывающих скважин на конец периода |
Фонд нагнета-тельных скважин |
Среднегодовой дебит на 1 скважину |
Приемистость нагнета-тельных скважин, м3/сут |
|||||
|
Всего |
Добыв. |
с других горизонтов |
под нагнетание |
Всего |
в т.ч. механизи-рованных |
Нефти, т/сут |
Жидкости, т/сут |
|||||
|
2011 |
3 |
1 |
1 |
0 |
0 |
4 |
2 |
0 |
39,6 |
65,0 |
0 |
|
|
2012 |
4 |
0 |
0 |
0 |
0 |
4 |
4 |
0 |
36,6 |
68,0 |
0 |
|
|
2013 |
4 |
0 |
0 |
0 |
0 |
4 |
4 |
0 |
33,7 |
75,7 |
0 |
|
|
2014 |
4 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
3 |
1 |
27,3 |
79,7 |
231,1 |
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа
По состоянию на 01.01.2011 г. по месторождению Акшабулак Восточный были подсчитаны и утверждены запасы нефти и растворенного газа Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан по категориям С1+С2 в целом по месторождению в количестве 1372.6 тыс.т и 70.5 млн.м3 (Протокол ГКЗ РК № 503-06-У от 05.05.2006 г).
По категории С1 в целом по месторождению начальные геологические запасы нефти составили 1164.6 тыс.т или 84.8% от всех геологических запасов, растворенного газа - 59.3 млн.м3 (84.1%).
По категории С2 запасы нефти составили 208.1 тыс.т (район скважины №34 в песчаном пласте Ю-III горизонта, так как при опробовании получена водная эмульсия).
Для залежи Ю-II горизонта запасы нефти составили 148.9 тыс.т или 10.8% от всех подсчитанных запасов по месторождению.
На Ю-III горизонт по категории С1 в целом в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" приходится 41.9% (575.8 тыс.т), из них на песчаный пласт - 486 тыс.т (84.4%) от подсчитанных по этому горизонту. По категории С2 запасы в пределах Лицензионной территории составили 208.1 (110.3) тыс. т. и 11.2 (5.9) млн.м3 растворенного в нефти газа. Суммарные запасы по залежам Ю-III горизонта в пределах Лицензионной территории составили 783.9 (389.4) тыс. т и 42.3 (20.9) млн.м3 растворенного в нефти газа.
По сравнению с запасами, числящимися на Государственном балансе РК, вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти по категории С1 в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" увеличились на 320% (было 137.2 тыс.т), запасы нефти по категории С2 уменьшились на 38.4 % (было 338.1 тыс.т).
Это произошло в результате уточнения геологического строения залежи по результатам сейсмики 3Д, бурения опережающих эксплуатационных скважин №№33, 34 и разведочных скважин, пробуренных на Лицензионной территории ТОО "Саутс Ойл", вследствие чего произошли изменения параметров, принятых для подсчета запасов нефти и газа. Это, в первую очередь, касается площади нефтеносности, которая значительно увеличилась по сравнению с предыдущим подсчетом. Кроме того, положение водонефтяного контакта, принятое ранее условно, было уточнено в результате бурения новых скважин и понизилось на 10 м. Также, выросло значение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины, принятое для расчетов.
В целом по месторождению суммарные запасы нефти, подсчитанные по категориям С1 и С2 на 01.01.11 составили: 1372.6 (615.2) тыс.т, газа - 70.5 (32.2) млн. м3.
Рисунок 2.2. График разработки месторождения Акшабулак Восточный
2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки
Месторождение Акшабулак Восточный по запасам отнесено к категории очень мелких [1].
Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа.
На рисунке 2.3. приведен график фактического снижения пластового давления при существующем отборе жидкости и расчетное, которое имело бы место при наличии чисто упругого режима.
Рисунок 2.3. График фактического снижения пластового давления
Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора.
Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти).
Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа.
В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: №№ 2, 5, 8, три разведочные №№1К, 2К и 4К и две оценочно-эксплуатационные скважины №№ 33 и 34 вскрывших в отложениях среднекумкольской подсвиты верхней юры горизонт Ю-III, за исключением скважины №8. Бурением скважины №34 была также выявлена небольшая нефтяная залежь, приуроченная к горизонту Ю-II. По остальным скважинам данный горизонт водонасыщен.
Таким образом, в разрезе месторождения Акшабулак Восточный была выделена залежь нефти в продуктивном горизонте Ю-III, приуроченная к двум пластам-коллекторам: песчаным и терригенно-карбонатным. Эта залежь выделяется в качестве основного объекта разработки. Вторым объектом разработки является нефтяная залежь горизонта Ю-II.
Системы разработки нефтяных месторождений классифицируются на системы с воздействием и без воздействия, а также по сетке расположения скважин.
Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводились, исходя из анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовых систем месторождения Акшабулак Восточный, опыта пробной эксплуатации месторождения, а также с учетом запасов нефти каждой залежи.
Обоснование величины коэффициента извлечения нефти горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный при подсчете запасов УВ [1] исходило из единственного метода его разработки: с поддержанием пластового давления закачкой воды. Но в Технологической схеме был рассмотрен также вариант разработки, который применяется на месторождении на сегодняшний день, то есть на естественном режиме истощения пластовой энергии и существующем фонде скважин.
Для залежи нефти горизонта Ю-II, содержащей геологические запасы нефти 148.9 тыс.т и нефтенасыщенная площадь которого вся отнесена к ВНЗ, предлагается единственный вариант разработки существующей скважиной №34 на режиме истощения пластовой энергии.
2.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов
На месторождении Акшабулак Восточный опробованы в 140 мм эксплуатационной колонне скважины №№2, 8, 33 и 34.
Скважина №5 опробована в процессе бурения пластоиспытателем МИГ - 146 и ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны.
Продуктивность горизонта Ю-III была доказана опробованием одного объекта в скважине № 2, в декабре 1989 года, и подтверждено опробованием новой пробуренной скважины №33, в июне 2009 года. Из интервала 2025-2035 м (скв.№2) был получен фонтанный приток нефти с дебитом от 40.4 м3/сут на 3 мм штуцере при депрессии 0.07 МПа до 180.4 м3/сут на 9 мм штуцере при депрессии 1.99 МПа.
При опробовании интервала 1998 - 2025м в скважине № 33 был получен приток нефти с дебитом от 85 м3/сут на 8 мм штуцере при депрессии 1.33 МПа до 173 м3/сут на 14 мм штуцере при депрессии 3 МПа.
В скважине №34 были испытаны 5 интервалов: 1918 - 1928м, 2025-2027,5м, 2008-2014м, 2007-2011м и 1996-2000м. Из интервала1918 - 1928м, соответствующего горизонту Ю-II, был получен фонтанирующий приток нефти с дебитом 84 м3/сут и начальной обводненностью 0.1% на 10мм штуцере. Из интервала 2007-2011м, соответствующего песчаному пласту горизонта Ю-III, при свабировании был получен незначительный приток нефти с водой (65% воды). Из остальных испытанных интервалов притока не получено.
Также по данным, предоставленным компанией "Сауц Ойл", были опробованы три скважины, пробуренные на восточном участке структуры Акшабулак Восточный №№ 1К, 2К и 4К.
Гидродинамические исследования скважин месторождения Акшабулак Восточный методами МУО и КВД, с целью определения текущих продуктивных характеристик скважин и фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. проводятся регулярно. Результаты исследований с начала реализации проекта пробной эксплуатации по декабрь 2009 года приведены в таблице 3.1. На рисунке 3.1 показаны индикаторные диаграммы скважин №2, 33 и 1К.
В целом горизонт Ю-III характеризуется высокими фильтрационными свойствами и достаточно высокой продуктивностью. Так, средний коэффициент продуктивности по скважинам составил 82.85 м3/(МПа*сут), проницаемость определена в пределах: 1.04 - 4.82 мкм2. Пластовая температура составляет порядка 78.5 0С, с градиентом - 4.39 0С/ м.
С целью оценки степени взаимодействия скважин и определения средних параметров пласта в районе между скважинами были проведены гидродинамические исследования по гидропрослушиванию.
Для исследования изменения давления в реагирующей скважине №2 при неоднократном изменении режима работы возмущающей скважины №33, выделены наиболее характерные участки, где наблюдается максимальное изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину (значительный импульс): остановка скважины на КВД, смена одного установившегося режима на другой. Для каждого участка определено изменение давления, которое бы имело место при отсутствии рассматриваемого импульса, то есть фон.
Обработка кривых реагирования проведена параллельно двумя методами: интегральным и дифференциальным, что дало возможность сопоставить полученные результаты. По найденным аналитическим путем участкам, для соответствующих моментов времени, построены графики, представляющие собой прямые линии. По наклону этих прямых к оси абсцисс и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определены коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности.
Расчет показал хорошую сходимость результатов двух методов интерпретации и соответствие, полученных коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности, средним пластовым характеристикам в этих скважинах, определенным по КВД. Коэффициент гидропроводности на участке пласта между скважинами №2 и 33 составил 1.87 мкм2*м/мПа*с, коэффициент пьезопроводности - 2.14 м2/с.
Проведенные исследования методом гидропрослушивания подтвердили высокие фильтрационные характеристики пласта и наличие хорошей гидродинамической связи между работающими пропластками горизонта Ю-III. Время реагирования составило порядка 12 часов (рисунок 2.4).
Горизонт Ю-II также имеет высокие емкостно-фильтрационные свойства и достаточно высокую продуктивность. Средний коэффициент продуктивности по скважине №34 составил 25.7 м3/(МПа*сут), проницаемость: 0.2-0.3 мкм2. Пластовая температура составляет порядка 76.90С.
Рисунок 2.4. а Кривая реагирования скважины №2 от 13.06.2009г.
Рисунок 2.4. б Кривая реагирования скважины №2 от 20.06.2009г.
2.1.6 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов
Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа.
Подобные документы
Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Использование энергии взрыва для интенсификации скважной добычи геотехнологическим способом. Характеристика газлифтного способа добычи нефти. Принципиальная схема гидродобычи, опыт эксплуатации скважин плунжерным лифтом и установкой с перекрытым выкидом.
реферат [162,6 K], добавлен 30.01.2015Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015Горно-геологический анализ участка №7 разреза "Восточный". Параметры карьера; вскрытие месторождения и строительство разреза. Выемка и погрузка горных пород; электроснабжение, автоматизация производства; расчет себестоимости добычи угля; охрана труда.
дипломная работа [347,0 K], добавлен 02.06.2013Гипотезы происхождения нефти. Содержание химических элементов в составе нефти. Групповой состав нефти: углеводороды и остальные соединения. Фракционный состав, плотность. Классификация природных газов. Особенности разработки газонефтяного месторождения.
презентация [2,4 M], добавлен 31.10.2016Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.
курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014
