Курсовая работа (т): Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

месторождение пласт нефть газ

По результатам исследований качественных проб методом однократного разгазирования нефть плотностью 837 кг/м³ содержит 94.98 м³/т растворенного в ней газа.

По данным ступенчатой сепарации в нефти плотностью 829,1 кг/м³ растворено 80,9 м³/т нефтяного газа.

По результатам анализов газа, полученного при разгазировании глубинных проб нефти, нефтяной газ - жирный с содержанием С2 + высшие - 26,5%. Относительная плотность по воздуху составила 1,039.

Пласт ЮС2 охарактеризован 4 поверхностными пробами нефти.

Нефти горизонта тяжелые (плотность составила 891-899 кг/м³), смолистые (7,69-9,36%), сернистые (1,76-1,86%), парафиновые (2,35-3,54%).

Растворенный газ изучался по 5 поверхностным пробам, одна из которых забракована. Нефтяной газ преимущественно полужирный, содержание С2 + высшие колеблется от 2,02 до 16,1%. Газ характеризуется высоким содержанием азота (4,7-21,5%).

.7 Запасы углеводородов

Запасы нефти и растворенного газа Равенского месторождения подсчитаны по семи пластам: ЮС2, ЮС1, ЮС02, ЮС01+2, Ач6, Ач32 и Ач31. Подсчет запасов нефти и газа по Равенскому месторождению выполнен ЗапСибГеоНАЦ по состоянию изученности на 01.01.2002 г. Начальные геологические запасы составили по категории С1: геологические - 9699 тыс.т., извлекаемые - 3402 тыс. т.; по категории С2: геологические - 48450 тыс.т., извлекаемые - 8144 тыс. т. В 2003 г. в результате уточнения строения пласта ЮС2 были оперативно изменены запасы нефти по пласту ЮС2 и в целом по месторождению (протокол ГКЗ РФ №857 от 25.07.2003 г.). По промышленной категории С1 запасы нефти не изменились, по категории С2 начальные геологические запасы нефти уменьшились на 27069 тыс. т. и составили 21381 тыс. т; извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили 4193 тыс. т. Данные запасы были приняты при проектировании в Технологической схеме разработки 2005 г.

По состоянию на 01.01.2014 г. на государственном балансе по Равенскому месторождению числятся геологические запасы нефти категории С1 в количестве 11107 тыс. т, С2 - 12220 тыс. т, извлекаемые - 3983 и 1719 тыс. т. соответственно.

В связи с уточнением геологической модели произошло увеличение начальных геологических запасов по промышленным категориям, по основному объекту разработки Ач31 на 32,5%, извлекаемые - на 33,8% (протокол №18/928 от 22.11.2007 г.).

По категории С2 вследствие сокращения площади залежи произошло списание 91,8% начальных извлекаемых запасов нефти.

По объекту ЮС1 были оперативно уточнены площадь залежи и нефтенасыщенные толщины (экспертное заключение №1077-07 оп от 31 октября 2007 г), в результате чего произошло списание 4.7% начальных геологических запасов нефти и 5,1% начальных извлекаемых запасов по промышленной категориям.

В период после утверждения технологической схемы (2005 г.), по результатам бурения 21 эксплуатационной скважины и переинтерпретации сейсмики 3Д была скорректирована геологическая модель залежи пласта Ач31, уточнены нефтенасыщенные толщины.

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.

В связи с новыми данными, на Государственном балансе по Равенскому месторождению начальные геологические запасы в целом по месторождению по промышленным категориям по сравнению с утвержденными ГКЗ РФ увеличились на 14,5% извлекаемые - 17,1%, по категории С2 произошло списание 74,8% геологических запасов и 78,9% извлекаемых как не подтвердившихся.

Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа на Госбалансе РФ на 01.01.2014 г. представлено в таблице (таблица 7).

Состояние запасов нефти на 01.01.2014 г. показывает таблица 8.

Выводы:

В период после утверждения Технологической схемы 2005 г. уточнение геологического строения месторождения осуществлялось за счет эксплуатационного бурения, что позволило уточнить границы залежей пластов основных объектов разработки (Ач31 и ЮС1). В результате этого произошло сокращение площади нефтеносности по залежи пласта Ач31 за счет категории С2 и основной залежи пласта ЮС1 за счет категории С1. По пласту Ач31 часть запасов из категории С2 переведена в категорию С1 и из категории С1 в категорию В.

Таблица 7

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа на госбалансе РФ на 01.01.2014 г.

Таблица 8

Состояние запасов нефти на 01.01.2014г.

. Состояние разработки Равенского месторождения

3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа (таблица 9).

Таблица 9 Проектные документы по разработке Равенского месторождения

С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненной ООО "КогалымНИПИнефть" (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.), где предусматривалось:

•        Выделение двух основных эксплуатационных объектов разработки - Ач31 и ЮС1.

•        По объекту Ач31 разбуривание залежи осуществлять по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формированием приконтурного очагово-избирательного заводнения.

•        По объекту ЮС1 в оси структуры пробурить 2 горизонтальные скважины протяженностью участка 600 м, режим работы залежи - естественный.

•        Проектные уровни:

добыча нефти - 339.5 тыс. т;

добыча жидкости - 1638.5 тыс. т.;`

закачка воды - 1824 тыс. м³;

•        Фонд скважин всего - 107 ед.,

в т.ч. добывающих - 63;

нагнетательных - 39;

водозаборных - 3;

контрольных - 2.

•        Фонд скважин для бурения всего - 91 ед.,

в т.ч. добывающих - 52;

нагнетательных - 35;

водозаборных - 2;

контрольных - 2.

•        По объекту Ач31 в зоне развития максимальных толщин рассмотреть возмож-ность бурения горизонтальных скважин.

•        Для объекта Ач31 отработать технологию ГРП.

.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

Фактические показатели разработки

Месторождение разрабатывается с 1996 года. На месторождении в разработке находятся 2 объекта: Ач31, ЮС1.

На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 1890,4 тыс. т, добыча жидкости - 3154,66 тыс. т, закачка - 2507,9 тыс. м³. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 60,81%, текущая - 119,15%. Отбор от НИЗ составляет 24.5%, при текущей обводненности продукции 65,5%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.09. Основную долю добычи нефти по месторождению определяет объект Ач31 (84,3% накопленной и 94,5% текущей).

Распределение текущих извлекаемых запасов нефти на месторождении по объектам выглядит следующим образом (таблица 10).

Таблица 10

Динамика основных показателей разработки Равенское месторождения по объектам эксплуатации на 01.01.2014 год

С начала разработки в целом по месторождению в добыче участвовало 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Количество скважин, накопленный отбор нефти которых не превышает 20 тыс. т составляет большую часть фонда 65,6% (21 ед.), (рисунок 8). 12,5% скважин (4 ед.) с отборами 20-50 тыс. т и 7 скважин (21,9%) с отборами нефти более 50 тыс.т. Максимальный отбор нефти 114,9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 26,8 тыс.т.

В половине скважин, участвовавших в добыче (50,0%, 16 ед.) накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т, с отборами от 20 до 100 тыс. т - 37,5% (12 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 12,5% (4 ед.). Максимальный отбор составляет 157,0 тыс. т (скв. №318Г). Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 37,3 тыс. т. При среднем дебите нефти действующих скважин - 20,8 т/сут, диапазон изменения дебита довольно широк - от 0,8 до 94,4 т/сут. Доля низкодебитного фонда (0-2,5 т/сут) составляет 25,0% (7 ед.), с дебитом нефти 2,5 -10 т/сут работает 32,1% скважин (9 ед.), от 10-50 т/сут. 32,1% (9 ед.) и в 3 скважинах (10,7%) дебит превышает 50 т/сут. (рисунок 9).

Рисунок 8. Распределение добывающих скважин. Равенское месторождение.

Рисунок 9. Распределение действующего фонда добывающих скважин. Равенское месторождение.

Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции большей части действующего фонда - 15 скважин или 53,6% фонда не превышает 20%, в 42,9% фонда (12 ед.) обводненность в пределах 20-90% и только в 1 скважине (3,6% фонда) обводненность превысила 90%. Средняя обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда - 34,8%.

Дебиты жидкости действующего фонда изменяются от 0,8 до 101,7 т/сут, при среднем дебите - 31,9 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут. в эксплуатации находится 7 скважин (25,0% фонда). С дебитами 5-50 т/сут. работает большая часть фонда 57,0% (16 ед.). В 14,0% скважин дебиты более 50 т/сут. и в том числе 1 скважина (4,0% фонда) работает с дебитом более 100 т/сут.

Все 6 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 10).

Рисунок 10. Распределение нагнетательных скважин. Равенское месторождение.

Всего с начала разработки под закачкой находилось 6 скважин. В половине из них (рисунок 10) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м³ (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м3 - 1 скважина или 16,7% фонда и с накопленной закачкой более 200 тыс. м³ - 20% фонда или 2 скважины.