Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Состав газа –
азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м3/т. Присутствует сероводород
в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.
Серпуховский ярус
Исследования свойств нефти серпуховского яруса в
пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее
значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб
следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т,
объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа×с. Плотность пластовой нефти –883,8
кг/м, сепарированной – 906,8 кг/м3,
пластовая температура 23 °С. По данным анализов поверхностных
проб нефти серпуховского
яруса относятся к группе тяжелых нефтей –
плотность в поверхностных условиях составляет917,3 кг/м3. По содержанию
серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой,
парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 109,4 мПа×с. Подземные воды
серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и
хлоркальциевыми (по В.А. Сулину).
Сульфатные воды в основном связаны с процессами
выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до
23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м, вязкость
1,03–1,8 мПа×с. (табл. 3)
Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303
залежи
Наименование
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
Газосодержание, м/т
|
0,14
|
0,14
|
в т.ч. сероводорода, м/т
|
0,008
|
0,008
|
Вязкость, мПа×с
|
1,03–1,8
|
1,1
|
Общая минерализация, г/л
|
17,775–229,0226
|
47,105
|
Плотность, кг/ м
|
1009–1175
|
1036
|
Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т.
Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м3/т.
объемный коэффициент – 1,0003.
Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских
отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового
оборудования от коррозии.
Наиболее полные результаты исследований свойств
нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и
фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых
вод,
содержание ионов и примесей в пластовых водах
представлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значения
параметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских и
башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес
– с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать
вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержание
ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
Наименование
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
CL
|
55,16–4141,8
|
893,21
|
SO
|
0,0–81,51
|
37,53
|
HCO
|
0,4–13,4
|
5,39
|
Ca
|
9,9–677,3
|
83,21
|
Mg
|
1,55–168,02
|
38,48
|
KNa
|
93,82–3144,15
|
731,72
|
Таблица 5. Содержание
ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
Наименование
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
CL
|
164,58–3982,5
|
694,42
|
SO
|
0,03–90,89
|
50,41
|
HCO
|
0,0–14,26
|
5,76
|
Ca
|
13,06–600
|
66,44
|
Mg
|
11,29–162,13
|
34,84
|
KNa
|
218,26–3092,74
|
601,32
|
Таблица 6. Свойства
пластовой нефти
Наименование
|
Серпуховский ярус
|
Башкирский ярус
|
Среднее значение
|
Давление насыщения газом, МПа
|
1,3
|
1,4
|
Газосодержание, м3/т
|
4,72
|
5,9
|
Плотность, кг/м3
|
в пластовых условиях
|
883,8
|
877
|
сепарированной нефти
|
906,8
|
898,7
|
в поверхностных условиях
|
917,3
|
908,6
|
Вязкость, мПа×с
|
52,87
|
43,62
|
Объемный коэффициент при дифференциальном
разгазировании в рабочих условиях, доли единиц
|
1,032
|
1,034
|
Содержание сероводорода в попутном газе,
м3/т
|
0,008
|
0,006
|
Пластовая температура, °С
|
23
|
|
Свойства пластовых нефтей и газа практически не
оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При
выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая
температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за
отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на
изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
2. Анализ
текущего состояния разработки
2.1
Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
По состоянию
на 1.01.10 г. по залежам 301–303 пробурено 679 скважин, в том числе
переведены с других горизонтов (Д1 и С1ВВ) 154
скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв)
на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетном
году по скважинам верей – башкир – серпуховских отложений отобрано 352 тыс.
тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от
НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302–303.
Средний дебит
по нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с.
Характеристика
пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристика
фонда скважин
Расшифровка фонда
|
1.01.2009
|
1.01.2010
|
1. Действующий фонд в том числе:
а) фонтан
б) ЭЦН
в) СКН
|
508
0 24 484
|
518
0
28
490
|
2. Бездействующий фонд
|
51
|
38
|
3. В ожидании освоения
|
0
|
0
|
Расшифровка фонда
|
1.01.2009
|
1.01.2010
|
4. Эксплуатационный фонд
|
559
|
556
|
5. Нагнетательный фонд в том числе:
а) нагнет. действующ
б) нагн. бездейств
в) ожид. освоения
|
28
27
0
1
|
29
28
0
1
|
6. Контрольные в том числе:
а) наблюдательные
б) пьезометрические
|
37
5
32
|
49
5
44
|
7. В консервации
|
22
|
20
|
8. Ожидающие ликвидации
|
0
|
1
|
9. Ликвидированные
|
25
|
25
|
10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и
Д1)
|
151
|
154
|
11. Всего скважин на данном объекте
|
670
|
679
|
В отчетном
году по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила
5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины – 5,6 т/с по нефти, 7,9
т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.
2.2 Анализ
выработки пластов
По состоянию на
1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т.
нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения
равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой
продукции
за период разработки
составила 73%.
В 2009 г.
с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных
и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. т воды.
Обводненность
добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518.
Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24
т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин
составляет 7,2 и 5,7 МПа.
В продуктивные
пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м3 воды, компенсация отбора
жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.10 г.
равен 29.
2.3
Динамика основных показателей разработки
Динамика
основных показателей разработки залежей 302–303 приведены в табл. 8.
Таблица 8. Состояние
разработки залежей 302, 303
Год
|
Показатели
|
Qн, тыс. т
|
Qж, тыс. т
|
В, %
|
Рпл, атм
|
Рзаб, атм
|
Темп отбора от НИЗ, %
|
Темп отбора от ТИЗ, %
|
Отобрано от НИЗ, %
|
Отобрано от НБЗ, %
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
2000
|
76,3
|
254,6
|
70
|
70,3
|
57,1
|
0,26
|
0,28
|
7,2
|
1,6
|
2001
|
99,1
|
306,6
|
67,7
|
70,8
|
56,7
|
0,34
|
0,36
|
7,6
|
1,65
|
2002
|
139,3
|
479,5
|
70,9
|
71,3
|
56,9
|
0,47
|
0,52
|
8
|
1,75
|
2003
|
182,0
|
603,7
|
69,8
|
70,1
|
56,3
|
0,62
|
0,51
|
8,55
|
1,86
|
2004
|
233,8
|
773,5
|
69,7
|
72,4
|
58,8
|
0,79
|
0,87
|
9,5
|
2,1
|
2005
|
303,6
|
1125,3
|
73
|
70,6
|
58,7
|
1,03
|
1,13
|
10,5
|
2,3
|
2006
|
342,9
|
1881,6
|
81,8
|
71,8
|
57,3
|
1,16
|
1,27
|
11,6
|
2,5
|
2007
|
371,1
|
2416,8
|
84,6
|
71,8
|
57,3
|
1,26
|
1,42
|
12,9
|
2,8
|
2008
|
411,8
|
2783,3
|
85,2
|
71,6
|
56,6
|
1,40
|
1,6
|
14,3
|
3,1
|
2009
|
352,0
|
2674,0
|
86,8
|
71,4
|
56,8
|
1,19
|
1,34
|
15,5
|
3,4
|
Динамика
добычи нефти и жидкости показана на рис. 1.
Рис. 1
Динамика добычи нефти и жидкости
Динамика
среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ,
темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 2.
Рис. 2
Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора
от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
|
|