Разработка Юрчукского месторождения
Физические 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.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 07.08.2015 |
| Размер файла | 2,4 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
Нефть и российская нефтяная промышленность имеют важнейшее значение для страны и мира в целом. Россия в настоящее время занимает лидирующие позиции в мире по уровню нефтедобычи. Кроме того, Россия является одной из стран с самыми большими разведанными месторождениями нефти. Экспорт сырья (и в том числе нефти) является основной доходной статьей российского бюджета и главным условием относительной стабильности экономики.
Современный этап развития российской нефтяной промышленности характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого, наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, является существенное ухудшение их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой продукции, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку - коллектора низкой проницаемости, сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти и т.д.
В курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы: геологическая характеристика месторождения, геолого-физическая характеристика объекта разработки, анализ состояния разработки, анализ эксплуатации скважин, технико-экономическое обоснование рекомендуемых геолого-технических мероприятий.
1. Геологический раздел
скважина нефть газ буровой
1.1 Общие сведения о месторождении
Юрчукское месторождение нефти в административном отношении расположено на юге Соликамского района Пермской области, севернее г. Березники. Областной центр, г. Пермь, находится в 165 км южнее месторождения (рис. 1.1).
Связь с областным центром осуществляется по железной дороге Пермь Соликамск. Рядом с месторождением проходит автодорога Пермь - Чусовой - Березники - Соликамск. Кроме того, в летнее время развита довольно густая сеть грунтовых дорог.
В геоморфологическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину, прорезанную на западе рекой Кама. Наблюдается постепенное повышение рельефа с запада на восток.
Речная сеть представлена многочисленными мелкими притоками реки Камы.
Большая часть площади (80%) покрыта лесом хвойных и лиственных пород, характерна заболоченность пойменных участков рек.
Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и относительно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет около плюс 0,70С, максимальная - плюс 370С (июль), минимальная минус 480С (январь).
Среднегодовое количество осадков около 633 мм, большая их часть выпадает с апреля по октябрь - 73%. Максимальная глубина снегового покрова достигает 80 - 90 см, грунт промерзает на глубину до 176 см. Безморозный период составляет 80 - 105 дней.
Преобладающее направление ветров южное и юго-западное.
Экономика Соликамского района основывается на добыче и переработке калийных солей. Юрчукское нефтяное месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).
Большое развитие в районе получили нефтедобывающая, химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.
Помимо калийно-магниевых солей и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишеры и Камы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.
Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются: Логовское, Сибирское, Уньвинское и Чашкинское.
Нефть с Юрчукского месторождения поступает на перекачивающую станцию «Чашкинское» и далее по магистральному нефтепроводу на Каменноложскую УППН, а затем на ООО «ЛУКОЙЛ-ПНОС».
Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергетической системы. Непосредственное энергоснабжение месторождения ведется от трансформаторной подстанции 110/6кВ «Юрчукская».
Источником производственно-противопожарного водоснабжения является 15 гидрогеологических скважин средней глубиной до 30 метров, пробуренных на территории месторождения, и воды ливнево-сточной канализации, прошедшие соответствующую очистку.
Хозяйственно-питьевое водоснабжение осуществляется от водовода Ду=600 мм «Усолка - Березники».
Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.
Промышленная нефтеносность на месторождении приурочена к терригенным отложениям визейского яруса (пласты Тл2-а, Бб, Мл) и карбонатным отложениям башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и турнейско-фаменского (пласт Т-Фм) ярусов.
С 1978 г. месторождение введено в разработку.
Рис. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
1.2 Геолого-физическая характеристика
Тульский горизонт. Пласт Тл2-а.
Нефтенасыщенная часть пласта довольно слабо освещена представительным керном - немногочисленными образцами из 7 скважин, из них в одной (скв. 45) на Южном куполе.
В нефтенасыщенной части это песчаники мелкозернистые алевритистые слабо глинистые и алевролит песчаный слабо глинистый.
На Северном поднятии средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта 13,8% по 13 определениям и 42,3*10-3 мкм2 по 11 определениям, на Южном поднятии - 13,8% по 13 определениям и 6,2*10-3 мкм2 по 1 определению. Коэффициенты вариации пористости 0,04.
Бобриковский горизонт
Пласт Бб
Этот пласт наиболее полно охарактеризован керном.
Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном на Южном куполе в 5 скважинах (полнее других - в скв.: 17 и 201), и в 25 скважинах - на Северном (более полно - в скв.: 39, 41, 48, 77, 213, 220, 705 - на долю этих семи скважин приходится чуть более половины представительных определений пористости).
В нефтенасыщенной части на Южном куполе это песчаники, по составу - среднемелкозернистые, алевритистые, слабо глинистые. На Северном - значительно преобладают песчаники среднемелкозернистые, алевритистые, слабо известковисто-глинистые; распространены также песчаники мелкосреднезернистые, слабо глинистые, реже - алевролиты песчаные слабо глинистые.
Средние значения пористости и проницаемости нефтенасыщенной части пласта на Южном куполе - 17,3% по 86 определениям и 352,9*10_3 мкм2 по 108 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,135 и 0,83. Распределение проницаемости имеет максимум в интервале 250-500*10-3 мкм2.
На Северном куполе получены значения средней пористости и проницаемости - 17,5% по 621 определению и 426,9*10-3 мкм2 по 578 определениям. Коэффициенты вариации соответственно 0,159 и 0,93. Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 250-500*10-3 мкм2.
Радаевский горизонт
Пласт Мл
Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном из трех скважин, полнее других - из скв.72 (более половины определений). Все скважины - на Северном куполе.
Нефтенасыщенная часть пласта, по данным микроописаний, сложена примерно в равном соотношении песчаниками мелкозернистыми и мелкосреднезернистыми. Мелкозернистые и среднемелкозернистые песчаники, нередко с алевритовой примесью, сложены полуокатанными, плохо и хорошо окатанными, угловатыми кварцевыми зернами, сцементированными, как правило, с помощью уплотнения зерен.
Средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта высокие (лучше, чем в других продуктивных пластах) - 19,8% и 776,5*10_3 мкм2 по 26 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,103 и 0,59 (выборки однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 500-1000*10-3 мкм2
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения (Квт) проведены в лаборатории исследования пород и флюидов в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86.
Модель пласта комплектуется из 7_11 образцов диаметром 0.026 м, общая длина ее достигает 0.26 м. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии. Порядок компоновки составной модели принимается таким, что по направлению вытеснения каждый последующий образец имеет меньшую проницаемость. Отклонение проницаемости отдельных образцов от средней для модели не превышает 30%. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия 1 и 2, расход воды поддерживается постоянным. Опыты проводятся на установке УИПК-1М с нефтями конкретных пластов. Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по объему вытесненной в ловушку нефти и водонасыщенности каждого из образцов после опыта, измеряемой в аппаратах Закса ЛП-4. Далее находится зависимость Квт от коэффициента подвижности (Кподв), представляющего отношение проницаемости коллектора по нефти (Кпр) к вязкости нефти (). На основании этой зависимости по значениям средней проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований, и вязкости нефти рассчитывается коэффициент вытеснения пласта в целом или его отдельных объектов разработки.
Башкирские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на трех моделях проницаемостью 0.167, 0.134 и 0.043 мкм2. Вязкости использованных в опытах моделей нефти были соответственно 10.8, 10.2 и 13.0 мПа*с. Температура проведения опытов поддерживалась около 24.5 0С. Коэффициенты вытеснения моделей составили соответственно 0.625, 0.618 и 0.535 д.ед., причем для модели с проницаемостью 0.043 мкм2 значение Квт=0.535 является средним по двум определениям.
Данные определения коэффициента вытеснения башкирских отложений Юрчукского месторождения тесно коррелируют с результатами определения коэффициентов вытеснения для этих же отложений Логовского и Уньвинского месторождений Соликамской депрессии, расположенных соответственно севернее и южнее Юрчукского. По совокупности данных 6 моделей трех месторождений рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:
Квт=0.0503 Ln Кподв + 0.8247
с высоким коэффициентом корреляции R=0.98.
На основании полученной зависимости при одинаковой вязкости нефти башкирских пластов Юрчукского месторождения, равной 10.86 мПа*с, рекомендуются следующие значения коэффициента вытеснения: пласт Бш1 с проницаемостью 0.055 мкм2 - Квт=0.559 д.ед., пласт Бш2 с проницаемостью 0.033 мкм2 - Квт=0.533 д.ед., пласт Бш3 с проницаемостью 0.027 мкм2 - Квт=0.523 д.ед..
Определения смачиваемости выполнены для 7 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.54 и в среднем равен 0.28, что позволяет охарактеризовать поверхность башкирских пород как преимущественно гидрофобную.
Ввиду одинаковой проницаемости пласта Бш1 в северном и южном районе использована одна кривая капиллярного давления. Расчеты относительных фазовых проницаемостей произведены при значении остаточной нефтенасыщенности (Кон), определенном через коэффициент вытеснения Квт и начальную нефтенасыщенность (Кнн) по формуле:
Кон = Кнн(1-Квт)
Для визейских терригенных отложений коэффициент вытеснения определен методом приближенного лабораторного моделирования на 5 моделях, из которых одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 составлена из образцов тульских отложений, три модели проницаемостью 0.642, 0.236 и 0.098 мкм2 - из образцов тульского и бобриковского пластов, одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 - из образцов малиновского пласта. Вязкость использованных в опытах моделей нефти была в диапазоне 1.09-1.27 мПа*с. Температура проведения опытов - 280С.
По результатам проведенных экспериментов построена зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности для визейских терригенных отложений:
Квт=0.0322 Ln Кподв + 0.7516, R=0.99
Определения смачиваемости выполнены для 15 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.01-0.49 и в среднем равен 0.12, что характеризует поверхность визейских терригенных отложений как гидрофобную.
Турнейско-фаменские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на модели проницаемостью 0.008 мкм2. Вязкость нефти была 1.75 мПа*с, температура проведения опыта поддерживалась 28.5 0С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.619 д.ед.
Данные определения коэффициента вытеснения турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения были дополнены результатами определения Квт для турнейско-фаменских отложений соседних месторождений южной части Соликамской депрессии: Шершневское - модель проницаемостью 0.025 мкм2, вязкость нефти 4.14 мПа*с; Уньвинское 2 модели проницаемостью Кпр=0.012 и 0.006 мкм2, вязкость нефти 1.31 мПа*с; Пихтовское - 4 модели Кпр=0.011, 0.010, 0.008 и 0.002 мкм2, вязкость нефти была в диапазоне 0.80-0.98 мПа*с. По этой совокупности данных рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:
Квт=0.0348 Ln Кподв + 0.7854, R=0.76
На основании полученной зависимости для турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения с проницаемостью 0.021 мкм2 и вязкостью нефти 1.75 мПа*с рекомендуется Квт=0.631.
Определения смачиваемости выполнены для 3 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.05 - 0.38 и в среднем равен 0.24, что характеризует поверхность турнейско-фаменских отложений как преимущественно гидрофобную.
1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды
1.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа
Изучение физико-химических свойств нефти и газа на месторождении проводилось с 1976 по 2001 гг.
Наиболее полно охарактеризованы глубинными пробами отложения бобриковского и турне-фаменского пластов.
При совместном опробовании получены качественные пробы из пластов Бш1, Бш2 и Бш3.
Собственных глубинных проб нефти из тульской залежи не получено. Качественные глубинные пробы при совместном опробовании пластов Тл2_а и Бб1 отобраны в скв. 213. Из отложений радаевского горизонта представительные глубинные пробы получены лишь в скв. 72.
Товарная характеристика нефти представлена по всем промышленно-нефтеносным объектам. Всего изучено 133 глубинных пробы, в том числе 64 качественных, и 79 устьевых проб нефти.
Ниже подробно изложены свойства и состав нефти и газа по визейским отложениям.
Пласт Тл2-а
Отдельно из тульского горизонта пластовая нефть не отбиралась.
Из скв. 212 (81 г.) и 213 (79 г.) были получены глубинные пробы нефти при совместном опробовании пластов Тл2-а и Бб1. Скв. 212 была плохо подготовлена к отбору, поэтому все пробы оказались частично дегазированными.
В скв. 213 было отобрано 2 глубинные пробы, по соотношению давлений отбора, открытия и насыщения одна признана качественной. Физические параметры пластовой нефти, полученные при анализе данной пробы, близки характеристикам пластовой нефти бобриковского горизонта, предполагаем близость свойств нефти в пластах Тл2-а и Бб1. Поэтому в технологической схеме для нефти из пласта Тл2-а на обоих поднятиях рекомендуется использовать усредненные данные по нефти пластов Тл2-а+Бб1, Бб1 (Северного поднятия), Бб1 (Южного поднятия): давление насыщения - 12.72 МПа, объемный коэффициент, в зависимости от метода дегазации, составляет - 1.258-1.204, газонасыщенность нефти при КД - 110.1 м3/т, при ДД - 94.7 м3/т. Нефть как в пласте, так и после разгазирования легкая (0.765 и 0.829 г/см3) и маловязкая (1.17 мПа*с и 6.63 мм2/с).
Устьевая нефть тульского горизонта представлена собственной пробой из скв. 77. По результатам ее анализа нефть классифицируется как легкая (0.836 г/см3), маловязкая (6.96 мм2/с), смолистая (10.73%), парафинистая (3.79%), сернистая (0.92%).
Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из высокомолекулярных компонентов 51.66-42.87% (в зависимости от метода извлечения), легких компонентов в нем соответственно меньше: азота 14.36-16.55%, метана - 33.98-40.58%. Газ такого состава классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный. Сероводород в газе не обнаружен.
Пласт Бб
В структурном отношении бобриковская залежь подразделяется на Северную и Южную. Пластовую нефть на Северном поднятии отбирали в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 211, 219.
В 1978 г. из скв. 28 были отобраны 2 глубинные пробы нефти, обе находились в однофазном состоянии и признаны представительными. Давление насыщения их в среднем составило 13.05 МПа. В следующем году был произведен повторный отбор из этой же скважины, параметры пластовой нефти, полученные при анализе качественных глубинных проб (Рнас 13.05 МПа), лишь подтвердили характеристику нефти, полученную ранее. Два года спустя из скв. 28 был произведен третий отбор, все пробы признаны представительными. Вновь полученная характеристика пластовой нефти аналогична параметрам нефти, выявленным ранее, поэтому можно заключить, что нефть, отобранная в 1981 г., не изменила своего качества (Рнас - 13.3 МПа). По усредненным данным газонасыщенность нефти из скв. 28 составляет 113.0 (при КД) и 97.2 м3/т (при ДД), отношение объема пластовой нефти к объему разгазированной составляет 1.259-1.205, плотность нефти при разгазировании изменяется от 0.770 г/см3 до 0.833 г/см3, вязкость - от 1.23 мПас до 7.14 мм2/с.
В скв. 46 отбор глубинных проб нефти производился трижды. Первично полученные пробы находились в двухфазном состоянии, поэтому признаны некачественными. В двух последующих отборах параметры нефти близки. По усредненным данным одна тонна нефти содержит 108.6-93.4 м3 газа, ее объем при разгазировании изменяется в 1.254-1.200 раза, плотность при этом увеличивается с 0.770 до 0.833 г/см3.
В 1979 г. из скв. 48 был произведен отбор глубинных проб, все пробы признаны качественными, давление насыщения их в среднем составило 12.75 МПа, газонасыщенность - 109.1-93.8 МПа, объемный коэффициент - 1.252-1.198.
Скв. 47 расположена вблизи контура нефтеносности, поэтому параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных проб, резко отличаются от характеристик нефти в остальных скважинах: Рнас 9.8 МПа, газонасыщенность - 89.9-77.2 м3/т. Несмотря на это, параметры нефти из данной скважины включены в расчет средних по пласту Бб1 Северного поднятия, так как они согласуются с гипсометрическим положением скважины на структуре.
Все глубинные пробы, отобранные из скв. 211 в 1980 и 1981 гг., содержали свободный газ, поэтому параметры пластовой нефти, полученные по ним, признаны недостоверными и в расчет средних не включены.
Параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных глубинных проб, отобранных в скв. 219, близки характеристикам нефти из вышеупомянутых скважин: Рнас - 13.25 МПа; газонасыщенность - 114.9-98.8 м3/т; ее плотность и вязкость в пластовых условиях составили 0.765 г/см3 и 1.1 мПа*с.
В скв. 39 отбор производили дважды: в феврале и марте 1984 г. Из 10 полученных глубинных проб нефти лишь две находились в однофазном состоянии. В среднем давление насыщения в представительных пробах составляет 12.8 МПа. При дегазировании одной тонны нефти из нее выделяется 114.6-98.6 м3 газа; объем при этом уменьшается в 1.277-1.222 раза.
В целом по залежи давление насыщения в представительных пробах изменялось от 9.8 МПа (скв. 47) до 13.25 МПа (скв. 219). По площади залежи плотность нефти в пластовых условиях колеблется незначительно: в северной скв. 39 плотность минимальна 0.760 г/см3, в центре структуры (скв. 219) увеличивается до 0.765 г/см3, на юге поднятия (скв. 46, 47, 48) возрастает до 0.770 - 0.774 г/см3. Величина вязкости нефти в условиях пласта по площади поднятия варьирует также незначительно (1.08-1.36 мПас).
Давление насыщения в среднем по залежи составило 12.41 МПа; газа из нефти при различных методах извлечения выделяется от 108.4 до 93.2 м3/т; объем ее после дегазирования уменьшается в 1.255-1.201 раза. Нефть легкая и в условиях пласта (0.769 г/см3) и в разгазированном состоянии (0.832 г/см3). По величинам вязкости она относится к классу маловязких (1.22 и 7.06 мм2/с, соотвественно).
Свойства поверхностной нефти на Северном поднятии представлены пробами, отобранными в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 73, 74, 211, 219.
Пробы из скв. 73, 74, 219 были сильно обводнены, в результате чего оказались завышены значения плотности (0.856-0.866 г/см3), вязкости (10.85-15.33 мм2/с), температуры начала кипения по отношению к пробам из необводненных скважин, поэтому данные характеристики обводненной нефти в расчет средних не приняты. Остальные параметры нефти во всех пробах близки. По усредненным данным нефть Северного поднятия бобриковской залежи легкая (0.839 г/см3), маловязкая (7.67 мм2/с), смолистая (9.75%), парафинистая (4.03%), сернистая (0.92%), с высоким выходом светлых фракций (47%).
Соответствующий нефти газ малометановый (34.54% (при КД) и 41.30% (при ДД)), среднеазотный (12.46-14.48%), высокожирный (52.93-44.07%). Сероводорода в пробах не обнаружено.
На Южном поднятии свойства пластовой нефти изучены в меньшей степени.
Глубинные пробы отбирали трижды в скв. 17 (1976, 78, 81 гг.), в скв. 201 (80 г.) и скв. 205 (81 г.). Всего было проанализировано 23 пробы, 14 из них признаны представительными.
Физические параметры пластовой нефти в качественных пробах близки: Рнас варьирует в небольших пределах 13.25-14.24 МПа. Плотность и вязкость нефти в условиях пласта для всех скважин сопоставимы (0.760-0.765 г/см3, 1.05-1.24 мПа*с). После разгазирования характеристики нефти также близки.
Установленно, что в 1 тонне пластовой нефти бобриковского горизонта Южного поднятия содержится 115.23-99.1 м3 газа, объемный коэффициент при этом равен 1.267-1.208. Как в пластовых условиях, так и после разгазирования нефть легкая (0.762 и 0.824 г/см3) и маловязкая (1.13 мПа*с и 6.06 мм2/с).
Сепарированная нефть Южного поднятия (скв. 1-р, 17, 201, 205), в сравнении с устьевой нефтью Северного поднятия, более легкая (0.830 против 0.839 г/см3), менее вязкая (3.05 против 7.67 мм2/с), с меньшим содержанием асфальто-смолистых (8.06 против 10.54%) и сернистых (0.59 против 0.92%) соединений, с большим выходом светлых фракций (49 против 47%).
В целом по поднятию нефть легкая, маловязкая, малосмолистая (7.67%), парафинистая (4.45%), с высоким содержанием светлых фракций.
Растворенный в нефти газ обогащен высокомолекулярными компонентами (53.6-44.61%), на долю метана приходится лишь 31.87-38.67%, азота в нем 14.49-16.67%. Сероводород в газе не обнаружен.
Пласт Мл
Пластовая нефть представлена качественными пробами из скв. 72. По результатам их анализа в зависимости от метода дегазации из нефти выделилось от 112.6 м3/т до 96.4 м3/т газа. Объем нефти после разгазирования изменяется в 1.264-1.207 раза, вязкость и плотность при этом возрастают от 1.85 мПа*с, 0.769 г/см3 до 7.97 мм2/с, 0.831 г/см3.
Проба поверхностной нефти отобрана на устье той же скважины, что и глубинные пробы. По результатам ее анализа нефть легкая (0.832 г/см3), маловязкая (6.04 мм2/с), смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким выходом светлых фракций.
В зависимости от метода дегазации содержание метана в растворенном газе менялось от 35.97 до 40.05%, азота - 10.40-12.52%. В нем довольно высокое содержание высокомолекулярных компонентов (53.08-46.86%). Сероводород не обнаружен.
1.4.2 Физические свойства и химический состав подземных вод
Согласно схемы гидрогеологического районирования Юрчукское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Предуральского артезианского бассейна второго порядка. Изучаемая территория относится к Предуральскому сложному бассейну пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод. По условиям формирования подземного стока изучаемый район четко подразделяется на три гидрогеологических этажа: в надсолевой части разреза - этаж местного стока (I) и этаж регионального стока (II); в подсолевой части разреза - этаж местного глубокого стока (III). По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью первые два этажа соответствуют зонам активного и затрудненного водообмена с земной поверхностью. Третий гидрогеологический этаж, включающий все газонефтеводоносные комплексы (ГНВК) палеозоя, соответствует зоне весьма затрудненного водообмена. От верхних этажей он отделен глинисто-ангидритово-галогенными отложениями иренского горизонта толщиной до 715 м (В.З.Хурсик и др., 1974, 1977-1984гг.).
Термодинамические условия исследуемого района, необходимые для расчетов объемного коэффициента и вязкости подземных вод, оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления (Р, МПа) и начальной температуры (Т,°С) от глубин их измерения (Н, м):
Р = 0,0104 * Н + 0,006; r = 0,92
Т = 0,0109 * Н + 5,6
Объемный коэффициент рассчитывался с учетом рекомендаций Ю.П. Гаттенбергера, коэффициент сжимаемости - по формулам В.Н. Щелкачева и В.Н. Мамуна (1959, 1961) с применением графика Джонса-Додсона-Стендинга, а вязкость воды в пластовых условиях - по зависимости М.И. Зайдельсона и А.И. Чистовского (1960). Степень насыщения вод сульфатами кальция определялась по методике А.И. Чистовского [24].
Пластовые воды палеозойских отложений представлены высокометаморфизованными (отношение rNа/rСl = 0,62 - 0,76) рассолами хлоркальциевого типа. Вниз по разрезу наблюдается уменьшение вязкости и коэффициента сжимаемости.
Подземные воды тульско-бобриковских отложений характеризуются низкой сульфатностью. Пластовые воды башкирских и турнейско-фаменских отложений, в основном, полностью насыщены сульфат-ионом, насыщение по Чистовскому составляет 82 - 98,7% и 66- 126%, соответственно.
Пластовые воды продуктивных горизонтов являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию целого ряда ценных компонентов: иода, брома, магния, калия, стронция и лития. В целом по разрезу можно отметить, что приведенные гидрохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей в толще палеозойских отложений.
Судя по немногочисленным данным, попутно-добываемые воды Юрчукского месторождения отличаются крайне разнообразным составом. Большинство проб разбавлено закачиваемыми водами и имеют нехарактерный состав, но встречаются и воды пластового облика (в двух пробах из девяти). Степень разбавления такова, что даже магний, превышавший кондиционное значение в пластовых водах башкирского и турнейско-фаменского продуктивных пластов в 4,5-13 раз, в трех пробах из шести не кондиционен. В попутно-добываемых водах тульско-бобриковского продуктивного пласта содержание магния уменьшилось, но представляет практический интерес. Иод сохраняет промышленную кондицию только в двух, бром - в трех пробах из девяти.
1.5 Запасы нефти, газа,
Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.
Запасы УВ утверждены ГКЗ СССР (протоколы: №9236 от 20.05.1983г. и № 10742 от 17.11.1989 г.).
В период с 1990 по 2006 г. месторождение разрабатывалось по утвержденной технологической схеме.
В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.
Результаты глубокого бурения в комплексе с сейсморазведкой позволили уточнить строение Юрчукского месторождения, что внесло коррективы в оценку запасов нефти.
Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки. Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.), поставлены на баланс РГФ.
Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти пласта Бш1 составляют:
по категории В+С1 - 6160 / 1712 тыс.т.,
по категории С2 - 2688 / 747 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш2 отнесены к категориям В+С1 и С2 и составляют:
по категории В+С1 - 5081 / 1411 тыс.т.,
по категории С2 - 2326 / 648 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш3 отнесены к категориям В и С2 и составляют:
по категории В - 6168 / 1715 тыс.т.,
по категории С2 - 616 / 171 тыс.т.
По пласту Тл2-а начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории С1 - 1815 / 252 тыс.т.,
по категории С2 - 700 / 98 тыс.т.
По пласту Бб начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории В+С1 - 19823 / 9672 тыс.т.,
по категории С2 - 11409 / 4104 тыс.т.
По пласту Мл начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории С1 - 66 / 13 тыс.т.,
по категории С2 - 123 / 24 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Т-Фм оценены по категориям В и С2 и составляют:
по категории В - 3964 / 1189 тыс.т.,
по категории С2 - 89 / 27 тыс.т.
В целом по месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти по промышленным категориям В+С1 составляют - 43077 / 15964 тыс.т., по категории С2 - 17951 / 5819 тыс.т.
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
Геологический разрез Юрчукского месторождения, изученный на глубину 2735 м (скв.16-огн) по материалам бурения параметрических, опорных, разведочных и добывающих скважин, является типичным для месторождений Соликамской впадины и представлен четвертичными отложениями, пермской, каменноугольной и девонской системами, и отложениями вендского комплекса.
Юрчукское нефтяное месторождение расположено на Березниковском выступе, в центральной части Соликамской впадины в зоне внутренних участков ККСВ.
В основу стратиграфического деления разреза положена Унифицированная стратиграфическая схема Русской платформы (Восточный район, Волго-Уральская область, 1988 г.).
Отложения вендского комплекса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина 98 м.
Девонская система представлена в разрезе средним и верхним отделами.
Отложения среднедевонского возраста, которые несогласно залегают на породах вендского комплекса, представлены эйфельским и живетским ярусами. Толщина 30-47м.
Отложения эйфельского яруса, представлены переслаиванием алевролитов и аргиллитов, иногда переходящие в песчаники.
Живетский ярус сложен аргиллитами и алевролитами, с редкими прослоями песчаников.
В составе нижне-среднефранского подъяруса выделяются: нижняя терригенная пачка (пашийского и тиманского возраста) и верхняя битуминозно-глинистая карбонатная пачка (саргаевского и доманикового возраста).
Терригенная пачка представлена неравномерно глинистыми алевролитами с прослоями песчаников. В кровле тиманского горизонта выделяются прослои плотных известняков. Толщина пашийского горизонта - 4,0_16,0 м, тиманского 8,0-23,0 м.
Карбонатная пачка сложена плотными темно-коричневыми битуминозно-глинистыми известняками, толщина 46-53 м.
Франско-фаменская карбонатная толща верхнедевонской системы сложена известняками, прослоями доломитизированными, участками битуминозными.
Генетический анализ карбонатных отложений франско-турнейского комплекса по скважинам Сибирского месторождения, образовавшегося в идентичных с Юрчукским месторождением условиях, позволил сделать вывод о мелководных обстановках их седиментации в условиях подводного размыва на значительном удалении от источников сноса терригенного материала. На мелководные условия указывают и прослои терригенных глинистых пород в разрезах фаменских и турнейских отложений.
В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами. Юрчукское поднятие является структурой облекания двух рифогенных тел, расположенных на едином основании, сложенных водорослевыми известняками нередко доломитизированными с биогермной структурой.
Эти породы, как правило, развиты на бровке мелководного шельфа и по периферии палеоподнятий и образуют структурно-выраженные геологические тела, находящиеся гипсометрически выше одновозрастных им отложений других фациальных типов. Водорослевые известняки выделены в фацию «рифы», характерными признаками которых являются: обилие одиночных и колониальных форм каркасостроителей; отсутствие седиментационной слоистости; выполнение пустот в известняках инкрустационными корками; автохтонность прослоев обломочных известняков среди водорослевых; явно вторичное происхождение доломитов из водорослевых известняков с сохранением реликтовых органогенных структур. Высота рифогенных построек более 500 м (скв.29).
Мощность отложений франского яруса составляет 260-299 м, фаменского - 157-243 м.
Каменноугольная система представлена в разрезе нижним, средним и верхним отделами.
На значительной территории Юрчукского месторождения турнейские отложения размыты в период предвизейского перерыва в осадконакоплении. Они представлены карбонатными и глинистыми отложениями, толщина изменяется от 0 до 30 м.
К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).
Нижняя часть визейского яруса сложена породами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.
Палеогеографические и фациальные обстановки в период с радаевского по раннетульское время были благоприятны для формирования терригенных коллекторов. Территория исследования представляла собой прибрежную зону морского бассейна. В переносе, перераспределении и аккумуляции обломочного материала большая роль принадлежала энергии движения водных масс. В этих условиях трансгрессивно-регрессивного перемещения береговой линии происходило накопление песчаников и формирование песчаных пластов, что обусловило полифациальное строение визейской терригенной толщи.
Радаевский горизонт сложен песчаниками и аргиллитами. Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, глинистые, встречены в единичных скважинах. Толщина отложений горизонта колеблется от 2 до 20 м.
В целом для радаевского времени характерна общая регрессивная направленность в осадконакоплении. Структурные и текстурные особенности свидетельствуют о том, что эти породы представляют собой осадки старичных, пойменных и болотных фаций.
Бобриковский горизонт сложен, в основном, кварцевыми песчаниками, алевролитами. Толщина 16-33 м.
На раннебобриковское время приходится максимальная за всю историю визейского осадконакопления регрессия. Речные долины значительно расширяются, а выполняющие их аллювиальные песчаники образуют мощные (10-15м) пачки и отличаются наиболее грубозернистым составом и латеральной выдержанностью. Бобриковские отложения Юрчукского месторождения представлены, преимущественно русловыми фациями.
В позднебобриковское время в истории визейского осадконакопления наметилась общая трансгрессивная направленность. Значительно ослабевает активность речной деятельности, уже доминируют пойменные и болотные фации.
В отложениях тульского горизонта выделяются терригенная и карбонатная пачки (в верхней части разреза). Терригенные отложения представлены алевролитами, аргиллитами и песчаниками, а карбонатные - в основном известняками. Толщина соответственно до 18,0 и 13,0 м.
Тульские терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные и другие диагностические признаки которых, отмечаемые в описаниях керна, позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья. Песчаные пласты, отмечаемые в разрезах скважин, относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений и часто являются литологически замкнутыми ловушками. Это указывает на то, что они сформировались в иной, чем речная обстановке, скорее всего в условиях прибрежно-морского мелководья, свидетельством чего служат и такие их признаки, как хорошая отсортированность, тонкозернистость, известковистость, косоволнистая слоистость и положение в разрезе между лагунными фациями. Для такой обстановки характерны фации речных выносов в море, различные формы песчаных аккумулятивных тел типа кос, баров, подводных валов и т. п. образований, отлагавшихся под воздействием течений и волнений.
К терригенным отложениям визейского яруса приурочены залежи нефти (пласты Тл2-а, Бб, Мл).
Верхняя часть визейского яруса представлена известняками окского надгоризонта. Толщина отложений 93-161 м.
Отложения серпуховского яруса представлены известняками и доломитами с прослоями ангидритов. Толщина 83-123 м.
В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский и московский ярусы.
К известнякам башкирского яруса приурочена промышленно значимая залежь нефти. Толщина отложений 41-78 м.
Московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Промышленной нефтеносности в этих отложениях не установлено. толщина около 250 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков толщиной 43-119 м.
Нижний отдел пермской системы сложен отложениями сакмарского, ассельского, артинского и кунгурского ярусов.
Отложения сакмарского, ассельского и артинского ярусов представлены в нижней части известняками серыми и темно-серыми, местами окремнелыми, в верхней - мергелями, ангидритами, реже песчаниками. Общая толщина около 511 м.
Отложения кунгурского яруса представлены филипповским и иренским горизонтами.
Филипповский горизонт представлен чередованием мергелей, известняков, доломитов и ангидритов общей толщиной 42-80 м.
В отложениях иренского горизонта выделяются соляная и глинисто-ангидритовая толщи.
Соляная толща подразделяется на переходную пачку, покровную каменную соль, сильвинит-карналлитовую, сильвинитовую пачки и подстилающую каменную соль.
Переходная пачка представлена двумя пластами каменной соли и двумя пластами мергеля. Покровная каменная соль сложена мелко-зернистыми разностями с полосчатой текстурой. Сильвинито-карналлитовая пачка состоит из девяти пластов калийных и калийно-магниевых солей (от Б до К). В сильвинитовой пачке выделяется полосчатый сильвинитовый пласт А и красные сильвинитовые пласты КрI, КрII и КрIII. Пласт КрII имеет наибольшее распространение и является основным промышленным пластом Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС). Подстилающая каменная соль представлена светло-серыми, серыми, мелко- и среднезернистыми разностями.
Общая толщина иренского горизонта 365-732 м.
Верхнепермские отложения представлены уфимским ярусом в составе соликамского и шешминского горизонтов.
В отложениях соликамского горизонта выделяются в нижней части горизонта переслаивание каменной соли и аргиллитов, а в верхней части переслаивание известняков и мергелей с прослоями аргиллитов и редко алевролитов. В целом, толщина отложений соликамского горизонта составляет 55-329 м.
Шешминский горизонт представлен в нижней части мергелями, с прослоями каменной соли, известняков, доломитов и гипсов. Верхняя часть горизонта сложена аргиллитами, песчаниками, с прослоями известняков и мергелей. Толщина изменяется от 41 до 207 м.
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и аллювиально-делювиальными образованиями толщиной от 0,6 до 2,0 м.
2. Технологический раздел
2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
Залежь была введена в эксплуатацию в 1978 г. пуском разведочных скважин №№ 17 и 28. Разбуривание залежи проектным фондом скважин по “Технологической схеме” осуществлялось с 1985 г. Темпы бурения невысокие - в среднем вводилось по 2-5 новых скважин в год. Максимальное количество новых добывающих скважин введено в 1991 г. - 6 скважин. Фактически бурение продолжалось до 1998 г.
Первые два года разработка визейской залежи велась на естественном режиме. За этот период происходило резкое снижение пластового давления от начального, принятого равным 22,2 МПа до 16,7 МПа к концу 1982 г. Закачка в приконтурные скважины была организована в 1980 г. В 1983 г. освоены под закачку внутриконтурные скважины в южной части Северного поднятия (скв. №№ 215, 216, 218). В результате внедрения системы ППД в 1980 г. пластовое давление начинает расти и, как следствие, происходит замедление темпов снижения дебитов.
Динамика обводнения визейского объекта является характерной для аналогичных залежей северной группы месторождений Пермской области (Уньвинское, Чашкинское, Сибирское). В первые несколько лет скважины давали безводную продукцию. Затем в течение 11 лет разработки обводнённость не превышала 10%. Следующие 10 лет разработки характеризуются постепенным ростом обводнённости до 30%.
Уровни добычи нефти в течение первых 30 лет разработки оставались высокими. Темпы годовых отборов изменялись в небольшом диапазоне: 2,3-3,2% от утверждённых НИЗ, что было связано с поэтапным вводом новых скважин сначала в южной части и центральной части Северного поднятия, затем в восточной и северной части.
Максимальный уровень добычи получен в 2001 г. и составил 299,5 тыс. т при фонде добывающих скважин 37 единиц. С 2007 г. наблюдается тенденция интенсивного снижения годовых уровней добычи нефти.
По состоянию на 01.01.2013 г. объект находится на 3 стадии разработки. Всего пробурено 68 скважин (рис. 4.2.1). Действующий добывающий фонд составляет 44 скважин, 8 - пьезометрических, действующий нагнетательный фонд - 8 скважин (в т.ч. 3 в простое), 3 - бездействующие, 3 - в консервации; 1 - ликвидированная, 1 - в ожидании ликвидации.
В 2012 г. добыча нефти составила 178,8 тыс. т., жидкости - 425,0 тыс. т., среднегодовая обводнённость - 57,9 %. Годовой объем закачки воды - 295,2 тыс. м3.
Всего с начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2013 г. из визейского объекта эксплуатации отобрано 8560,1 тыс. т. нефти (75,9 % от НИЗ), жидкости - 10867,7 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,453 д.ед. Темп отбора от НИЗ - 1,6 %. В продуктивную толщу закачано 14258,7 тыс. м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 94,1 %. При выработке запасов 75,9 % обводненность составляет 57,9 %, что свидетельствует о потенциале залежи.
По состоянию на 01.01.2013 г. 8 скважин работают с дебитами по жидкости до 5 т/сут, 17 скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируются с дебитами жидкости от 5 до 25 т/сут. 11 скважин имеют дебит от 25 до 50 т/сут, 6 скважин - от 50 до 70 т/сут. Скважины №№ 1, 17, 736 работают с дебитами по жидкости 77,3, 71,3 и 82,5 т/сут соответственно.
19 скважин (43,2 % действующего фонда) по состоянию на 01.01.2013 г. работают с дебитами нефти до 5 т/сут, 16 скважин - от 5 до 20 т/сут, 5 скважин (№№ 2, 41, 742, 757 882) - от 20 до 35 т/сут. Пять скважин (№№ 1. 17. 208, 610, 732) эксплуатируются с дебитами по нефти свыше 35 т/сут.
Средний дебит по залежи по состоянию на 01.01.2013 г. равен 13,3 т/сут по нефти и 27,6 т/сут по жидкости.
Большинство скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируется с обводненностью от 10 до 50 %, менее 10 % - 13 скважин (29,5 % добывающего фонда), от 50 до 90 % - 6 скважин. 9 скважин имеют обводненность продукции более 90 %.
В 2013 году добыто 194,1 тонн нефти и 512,9 тонн жидкости. При этом выработка запасов нефти достигла 77,3%. Фонд добывающих скважин -42 ед., фонд нагнетательных скважин - 11 ед.
В целом изучая график разработки мною сделан вывод, что залежь нефти находится на третьей стадии.
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
Юрчукское месторождение нефти разрабатывается с 1978 года и в настоящее время находится в третьей стадии разработки.
В связи с тем, что месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей, к его разработке предъявлялись особые требования, направленные на обеспечение сохранности соленосной толщи. Ввод в разработку отдельных участков месторождения осуществлялся поэтапно, по мере получения согласований с объединением “Уралкалий” и другими заинтересованными организациями.
Первый проектный документ «Проект опытно-промышленной эксплуатации» был составлен институтом «ПермНИПИнефть» в 1979 году. Опытно-промышленная эксплуатация была рассчитана на 7 лет. Объектом опытно-промышленной эксплуатации являлась залежь нефти в бобриковских отложениях.
В 1984 году выполнена «Технологическая схема разработки» на базе запасов нефти, утверждённых ЦКЗ МНП по состоянию на 1.01.1984 г. В работе приведены расчёты технологических показателей по трём объектам: пласты Бш, Бб и Т-Фм, пласт Тл в данном проектном документе рассматривался как возвратный объект.
После завершения разбуривания месторождения по утверждённому варианту тех. схемы, в связи с уточнением геологического строения залежей, возникла необходимость составления «Дополнения к технологической схеме разработки». С 1990 года разработка Юрчукского месторождения ведется в соответствии с “Дополнением”. Это последний проектный документ, составленный институтом ПермНИПИнефть и утвержденный ОПН (протокол ТЭС № 6 от 9.07.1990 г.).
Дополнение к технологической схеме было составлено на запасах, утвержденных в ГКЗ в количестве 37102 тыс. т балансовых (категории АВС1) и 14559 тыс. т извлекаемых (протокол №10742 от 17.11.89г.).
По этому документу на месторождении выделено три самостоятельных объекта разработки: залежи нефти в башкирских (пласты Бш1+Бш2+Бш3), бобриковских (пласт Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях и предусмотрено их разбуривание самостоятельными сетками скважин. Фактически уже на дату составления «Дополнения» пласты Тл и Мл разрабатывались совместно с пластом Бб, но поскольку пласты Тл и Мл были перфорированы лишь в единичных скважинах (18% действующего фонда), объект был назван «бобриковским» и при размещении скважин по сетке использовалась карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Бб.
Проектные скважины размещались по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 х 500 м для пластов Бб и Бш и 450 х 450 м для пласта Т+Фм.
По каждому эксплуатационному объекту были рассчитаны технологические показатели разработки в пределах разрешенной зоны и технологические показатели разработки Северного участка, разбуривание которого по бобриковскому и башкирскому объектам предполагалось начать в 1992 году (после получения согласований с заинтересованными организациями).
Для разработки Юрчукского месторождения был утвержден суммарный вариант 1, предусматривающий разработку всех залежей в пределах разрешенной зоны (в границах горного отвода), с переходом к суммарному варианту 2, включающему разработку Северного участка (в пределах зоны с запасами нефти категорий В+С1, на участке некондиционного содержания калийных солей).
Разработка объектов по 2 суммарному варианту, как и планировалось, осуществляется с 1992 года.
В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.
В 1999 году была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период действия лицензионных соглашений. В составе этой работы уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2409 от 09.09. 1999 г.) в качестве прогнозных, технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.
В 2002 г. выполнена работа «Уточнение показателей разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период до 2014 года». В составе этой работы вновь уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2858 от 30.05.2002 г.) технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.
Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки.
Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.) и поставлены на баланс РГФ.
Действующий проектный документ «Проект разработки юрчукского месторождения нефти» разработанный ООО «ПермНИПИнефть» в 2006 году.
2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
Годовые отборы нефти за 2008-2011 гг. ниже проектного уровня на 1,6 % - 11,5 % соответственно, при этом действующий фонд добывающих скважин в 2008 г. выше проектного на 2 единицы, а в 2009 - 2011 ниже на 3 - 4 единицы (табл. 4.4.1). По добыче жидкости отмечается превышение проектных уровней за период 2008-2009 г. на 4,6 -19,2 % (максимум достигнут в 2008 г., факт - 450,4 т/сут, проект - 378,0 т/сут). В 2010 - 2011 гг. фактическая добыча жидкости была практически равна проектной.
Среднесуточные дебиты скважин по нефти за 2008 - 2011 гг. ниже проектных значений на 8,1 - 16,8 %.
Фактический годовой уровень закачки в 2008 г. выше проектного на 7,2 % (проект - 413,3 тыс.м3, факт - 443,0 тыс.м3) вследствие более высокой приемистости нагнетательных скважин. В 2009-2011 гг. фактический показатель закачки меньше проектного на 8,0-15,9 %, что связано с меньшим действующим фондом нагнетательных скважин (факт - 8 ед., проект - 9 ед).
На 01.01.2013 г. действующий фонд добывающих скважин меньше проектного значения на 1 единицу (45 - проект, 43 - факт)
За 2012 г. уровни добычи нефти и жидкости выше проектных на 0,1 % и 4,1 % соответственно. Накопленные показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне (расхождение не превышает 2 %). Прогнозный уровень закачки воды ниже проектного на 28,3 %, действующий нагнетательный фонд меньше проектного на 1 скважину. По состоянию на 01.01.2013 г. текущий КИН составляет 0,453 д.ед. при утвержденном 0,455 д.ед.
В целом расхождение в проектных и фактических показателях разработки объекта Тл-Бб находится в допустимых пределах, утвержденных ЦКР (+/- 20%), следовательно, можно сделать вывод об адекватности проектных решений.
Таблица Сравнение проектных и фактических показателей разработки Юрчукское месторождение. Объект Тл-Бб
|
№ |
Показатели |
ед.изм. |
2010 |
2011 |
2012 |
||||
|
п/п |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|||
|
1 |
годовая добыча нефти, всего |
тыс.т |
200,7 |
177,6 |
189,5 |
171,4 |
178,6 |
178,8 |
|
|
2 |
фонд добывающих скважин на конец года |
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 21.06.2013Характеристика 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 28.04.2015Дренируемые запасы сухого газа, их физические свойства. Разработка нефтяных и газовых скважин, их эксплуатация и методы повышения дебитов. Анализ состояния разработки месторождения "Денгизкуль", технологические показатели и гидрохимический контроль.
диссертация [9,9 M], добавлен 24.06.2015Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014История освоения Приобского нефтяного месторождения. Геологическая характеристика: продуктивные пласты, водоносные комплексы. Динамика показателей разработки и фонда скважин. Подбор установки электрического центробежного насоса. Расчет капитальных затрат.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 26.02.2015Характеристика 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 21.01.2014Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012Геолого-физическая и литолого-стратиграфическая характеристика Туймазинского месторождения. Описание продуктивных горизонтов. Строительство буровой вышки. Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник". Лабораторные исследования нефти.
отчет по практике [2,3 M], добавлен 13.10.2015Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010
