Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС₇, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади  Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м³/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения  открыто 42 залежи. Максимальную площадь  имеет основная залежь в пласте АС_12/1-2 (1018 км² ), минимальную (10 км² )- залежь в пласте АС_10/1.   

 

                                                                                                            Таблица 1.1

 

Сводная таблица  параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

 

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина		Открытая Пористость. %	Нефтенасыщенн..%	Коэффициент песчанистости	Расчлененност
		Общая, м	Эффект,м
АС100	2529	10,2	1,9	17,6	60,4	0,183	1,8
АС101-2	2593	66,1	13,4	18,1	71,1	0,200	10,5
АС110	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
АС111	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
АС122	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

 

 

1.6 Характеристика  водоносных  комплексов

 

Приобское месторождение  является частью гидродинамической  системы Западно--Сибирского артезианского  бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых  отложений олигоцен-турона, толщина  которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным  водообменом. В гидродинамическом  отношении этаж представляет собой  водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического  этажа входит три водоносных горизонта:

1- водоносный горизонт  четвертичных отложений;

2- водоносный горизонт  новомихайловских отложений;

3- водоносный горизонт атлымских отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного  хозяйствено-питьевого водоснабжения  может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного  сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт .

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского  возраста и обводненными породами верхней  части доюрского фундамента. На больших  глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время  на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных,  рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

 

1.7 Физико-химические  свойства  пластовых  флюидов

 

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти  пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12  - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов  СН4  - С5Н12 , растворённых в разгазированных  нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной  сепарации высокожирный (коэффициент  жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти  всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней  вязкости , с содержанием фракций  до 350_С  больше 55%, нефти пластов  АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II   Т1П2, пластов АС11 и АС12- II  Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных  индивидуальными характеристикми  нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации следующие:

               1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура  10_С;

               2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура  30_С;                                                                                                                                        

               3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура  40_С;

               4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура  40_С.

 

                                                                                               Таблица 1.2

 

Сопоставление средних значений пористости и проницаемости  коллекторов  пластов АС10-АС12 по керну и ГИС

 

Пласт	ГИС			Керн
	Кол-во Скважин	Кпо, %	Кпр, мД	Кол-во Скважин	Кол-во Образцов	Кпо, %	Кпр, мД
АС100	21	17.7	6.2	5	16	17.4	2.1
АС101-2	58	18.7	21.2	21	297	19.3	13.9
АС110	12	16.5	9.4	33	15	18.1	16.8
АС111	47	18.7	51.8	23	329	20.1	31.9
АС112-4	19	18.1	5.7	9	16	18.5	8.1
АС122	64	18.2	4.7	34	744	17.6	3.4
АС123-4	73	18.1	4.1	31	427	17.5	1.8

 

 

1.8 Оценка запасов нефти

 

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом  по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием  пластовых вод в литологически  ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.

Балансовые запасы нефти Приобского месторождения  оценивались объемным методом.

Основой для расчета моделей  пластов являлись результаты интерпретации  ГИС. При этом в качестве граничных  значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: К_оп ³ 0.145, проницаемость ³ 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.

При подсчете запасов  использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный  нефтенасыщенный объем рассчитывался  отдельно по категориям запасов.

Выделение категорий  запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений ...» (1983 г.) . В зависимости от изученности  залежей Приобского месторождения  запасы нефти и растворенного  газа в них подсчитаны по категориям В, С₁, С₂. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С₁ выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С₂. Граница между категориями С₁ и С₂ проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией ...».                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         

Оценка запасов завершалась  перемножением полученных объемов  нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.

Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены  ниже.

 

1.8.1 Запасы   нефти

По  состоянию  на  01.01.98 г  на  балансе  ВГФ  запасы  нефти  числятся  в  объеме :

Категория  С1                балансовые                1991281 тыс.т.

                                                   Извлекаемые             613380  тыс.т.

                                                    КИН                            0.308

          

Категория  С2               балансовые                 571506  тыс.т.

                                        Извлекаемые               63718  тыс.т.

                                        КИН                               0.111

 

Категория  С1+С2        балансовые                  256287  тыс.т.

                                        Извлекаемые               677098  тыс.т.

                                                  КИН                                0.264

 

Таблица 1.3

Запасы нефти  по пластам

 

Пласт	Категория  ВС1			Категория  С2			Всего
	балансовые	Извл	КИН	балансовые	Извлекаем.	КИН	Балансовые	Извлекаем.	КИН
АС10	278503	74797	0,269	74858	8059	0,11	353361	82856	0,234
АС11	703840	272021	0,386	31624	5519	0,18	735464	277540	0,377
АС12	990308	264360	0,267	404680	44468	0,11	1394988	308828	0,221
АС7	15403	1879	0,122	60344	5672	0,09	75747	7551	0,1
АС9	3227	323	0,1				3227	323	0,1
Итого	1991281	613380	0,308	571506	63718	0,11	2562787	677098	0,264

 

 

По  разбуренному  участку  левобережной  части  Приобского  месторождения   была  проведена  Партией  подсчета  запасов  АО «Юганскнефтегаз».

В  разбуренной  части  сосредоточено  109438  тыс.т.  балансовых  и  31131  тыс.т.  извлекаемых  запасов  нефти   при  КИН  0,284.

По  разбуренной  части  по  пластам  запасы  распределены  следующим  образом: