Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых – 39 проб, поверхностных – 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.
Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице
Таблица 1 Физико-химические свойства
|
Наименование
| Пашийский горизонт | |||
| Кол-во исследованных | Диапазон | Среднее | ||
| скважин | проб | изменения | значение | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Нефть |
|
|
|
|
| Давление насыщения газом, МПа | 4 | 7 | 4.4-9.5 | 7,56 |
| Газосодержание, при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, м3/т | 4 | 7 | 32.77-60.2 | 57,6 |
| Объемный коэффициент при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, доли ед. | 4 | 7 | 1.1060-1.1700 | 1,1411 |
| Плотность, кг/м3 | 4 | 7 | 804.3-865.0 | 815,4 |
| Вязкость, мПа*с | 4 | 7 | 7.32-9.12 | 6,6 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном |
|
|
|
|
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 2 | 2 | 1,1078 | 1,1078 |
| Пластовая вода |
|
|
|
|
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Газосодержание, м3/т |
|
| 0.25-0.42 | 0,335 |
| в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
| н.о. | н.о. |
| Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
| 0,9987 |
| Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 |
| Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 |
| Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 |
| Кыновский горизонт | ||||
| Нефть |
|
|
|
|
| Давление насыщения газом, МПа | 6 | 14 | 4.5-9.1 | 7,25 |
| Газосодержание, при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, м3/т | 6 | 14 | 42.8-68.0 | 59,28 |
| Объемный коэффициент при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, доли ед. | 6 | 14 | 1.1131-1.1680 | 1,1501 |
| Плотность, кг/м3 | 6 | 14 | 810.0-860.0 | 823,1 |
| Вязкость, мПа*с | 6 | 14 | 4.95-8.51 | 5,45 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном |
|
|
|
|
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 3 | 1,1387 | 1,1387 |
| Газосодержание, м3/т |
|
| 0.25-0.42 | 0,335 |
| в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
| н.о. | н.о. |
| Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
| 0,9987 |
| Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 |
| Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 |
| Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 |
| Бурегский горизонт | ||||
| Нефть |
|
|
|
|
| Давление насыщения газом, МПа | 1 | 2 |
| 7 |
| Газосодержание, при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, м3/т | 1 | 2 |
| 50,7 |
| Объемный коэффициент при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, доли ед. | 1 | 2 |
| 1,124 |
| Плотность, кг/м3 | 1 | 2 |
| 826,3 |
| Вязкость, мПа*с | 1 | 2 |
| 7,39 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном |
|
|
|
|
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 2 |
| 1,1129 |
| Пластовая вода |
|
|
|
|
| Газосодержание, м3/т |
|
| 0.1-0.13 | 0,12 |
| в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
| н.о. |
|
| Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
| 0,9989 |
| Вязкость, мПа*с | 1 |
|
| 1,74 |
| Общая минерализация, г/л | 1 |
|
| 209,77 |
| Плотность, кг/м3 | 1 |
|
| 1168 |
| Турнейский ярус | ||||
| Нефть |
|
|
|
|
| Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 4.95-5.05 | 4,99 |
| Газосодержание, при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 16.6-20.6 | 18,6 |
| Объемный коэффициент при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.056-1.060 | 1,058 |
| Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 853.93-854.0 | 853,9 |
| Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 10.69-15.9 | 13,3 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном |
|
|
|
|
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0475 | 1,0475 |
| Продолжение таблицы 1 |
| |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Пластовая вода |
|
|
|
|
| Газосодержание, м3/т |
|
| 0.20-0.25 | 0,225 |
| в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
| н.о. |
|
| Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
| 0,9982 |
| Вязкость, мПа*с | 1 | 1 |
| 1,69 |
| Общая минерализация, г/л | 1 | 1 |
| 236,05 |
| Плотность, кг/м3 | 1 | 1 |
| 1161 |
| Бобриковский горизонт | ||||
| Нефть |
|
|
|
|
| Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 1.6-4.5 | 2,46 |
| Газосодержание, при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 5.03-11.38 | 1,0216 |
| Объемный коэффициент при однократном |
|
|
|
|
| разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.0140-1.0282 | 1,0216 |
| Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 895.0-907.0 | 905,9 |
| Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 28.91-88.43 | 55,54 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном |
|
|
|
|
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0001 | 1,0001 |
|
|
|
|
|
|
| Пластовая вода |
|
|
|
|
| Газосодержание, м3/т |
|
| 0.08-0.12 | 0,1 |
| в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
| н.о. |
|
| Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
| 0,998 |
| Вязкость, мПа*с | 2 | 2 | 1.71-1.72 | 1,71 |
| Общая минерализация, г/л | 2 | 2 | 235.27-260.80 | 248,04 |
| Плотность, кг/м3 | 2 | 2 | 1164.0-1165.0 | 1164,5 |
Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда
Скважин
Девонские отложения месторождения.
Фонд скважин на горизонт Д0+Д1, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.
Фактически на 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6 оценочных.
Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.
В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.
На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).
В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины – в ожидании ПРС.
Динамика добывающего фонда приведена ниже:
Таблица 1 Динамика добывающего фонда
| Категория | Количество скважин | |||||
| скважин | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- | |||
| 1. Добывающий фонд | 27 | 28 | +1 | |||
| в том числе: фонт | 1 | 1 | - | |||
| ЭЦН | - | 8 | +8 | |||
| ШГН | 26 | 19 | -7 | |||
| 2. Действующий фонд | 21 | 25 | +4 | |||
| в том числе: фонт | - | - | - | |||
| ЭЦН | 5 | 8 | +3 | |||
| ШГН | 16 | 17 | +1 | |||
| 3.Бездействующий фонд | 6 | 3 | -3 | |||
| 4.В освоении | - | - | - | |||
Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:
Таблица 2 Среднесуточный дебит скважины.
| на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- | |||||||
| Способ эксплуатации | нефть | жидк. | нефть | жидк. | нефть | жидк. | |||
| Сред. дебит 1 скв., т/сут | 4,2 | 20,1 | 4,1 | 31,9 | -0,1 | +11,8 | |||
| фонт. | - | - | - | - | - | - | |||
| ЭЦН | 6,6 | 50,5 | 7,2 | 82,4 | +0,6 | +31,9
| |||
| Продолжение таблицы 2 | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
| ШГН | 3,5 | 10,4 | 2,6 | 8,0 | -0,9 | -2,4 | |||
На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.
Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:
Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин
| Категория | Количество скважин | ||
| скважин | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- |
| Весь нагнетательный фонд | 1 | 1 | - |
| а) скважины под закачкой | 1 | 1 | - |
| б) бездействующий фонд | - | - | - |
| в) работающие на нефть | - | - | - |
| г) пьезометрические | - | - | - |
| д) в освоении | - | - | - |
Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).
Прочие скважины.
К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.
На 1.01.2005 года фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического фонда ушла в добычу 1 скважина.
Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.
По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.
Добыча нефти за 2004 год по горизонту Д0 и Д1 Бухарского месторождения планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 % от текущих извлекаемых запасов.
В отчетном году введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.
За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.
За 2004 год добыто: ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных извлекаемых запасов
За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.
Закачка воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м3. Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 14,2 %.
В целом по горизонту Д0+Д1 на 1.01.2005 года работают с водой 25 скважин, все скважины обводнены пластовой водой.
По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 4.
Таблица 4 Обводненость добываемой продукции.
Степень
Количество скважин
обводненности
на 1.01.2004 г.
на 1.01.2005 г.
+,-
до 2%
-
-
-
2 – 20%
3
-
-3
20 – 50%
2
5
+3
50 – 90%
9
9
-
Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
Больше 90%
7
11
+4
Всего
21
25
+4
Состояние пластового давления.
На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило 163,1 ат, против 164,2 ат в прошлом году.
Бобриковские отложения месторождения.
1997 году введены в разработку отложения бобриковского горизонта.
Фонд скважин на бобриковский горизонт, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 25 единиц, в том числе добывающих - 20, резервных – 1, оценочных – 2, разведочных - 2.
Плотность сетки при этом 16,0 га/скв.
Фактически на 1.01.2005 года пробурены 17 скважин, из них 13 добывающих, 2 разведочных, 2 оценочных.
Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 23 скважины.
На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 23 скважины. В 2004 году выведены из бездействия 2 скважины (№№1022,1029). В бездействующем фонде скважин нет.
Динамика добывающего фонда приведена в таблице 5.
Таблица 5 Динамика добывающего фонда.
| Категория | Количество скважин | ||||
| скважин | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- | ||
| 1. Добывающий фонд | 23 | 23 | - | ||
| В том числе: фонт | - | - | - | ||
| ЭЦН | - | - | - | ||
| ШГН | 23 | 23 | - | ||
| Продолжение таблицы 5 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 2. Действующий фонд | 21 | 23 | +2 | ||
| в том числе: фонт | - | - | - | ||
| ЭЦН | - | - | - | ||
| ШГН | 21 | 23 | +2 | ||
| Бездействующий фонд | 2 | - | -2 | ||
| В освоении | - | - | - | ||
Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице 6.
Таблица 6 Дебит среднесуточный действующий скважины.
| на 1.01.2004 г. | на 01.2005 г. | +,- | ||||
| Способ эксплуатации | нефть | жидк. | нефть | жидк. | нефть | жидк. |
| Сред. дебит 1 скв. т/сут. | 6,5 | 13,5 | 4,4 | 11,6 | -2,1 | -1,9 |
| Фонт. | - | - | - | - | - | - |
| ЭЦН | - | - | - | - | - | - |
| ШГН | 6,5 | 13,5 | 4,4 | 11,6 | -2,1 | -1,9 |
Прочие скважины.
К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.
На 1.01.2005 года в пьезометрическом фонде находится 1 скважина (№ 25490), как в прошлом году.
В наблюдательном фонде также находится 1 скважина (№ 25489), как в прошлом году.
Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 2 скважины.
По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.
За 2004 год по бобриковскому горизонту Бухарского месторождения планировалось добыть 39,884 тыс. тонн, фактически добыто 38,075 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 2,95 % от начальных извлекаемых запасов и 3,27% от текущих извлекаемых запасов.
В 2004 году за счет ввода из бездействия 2 добывающих скважин получено 0,367 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 0,7 т/сут, по жидкости – 2,6 т/сут.
С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 163,089 тыс.тонн нефти или 12,7% от начальных извлекаемых запасов.
Обводненность на 1.01.2005 года составляет 61,9%. В 2004 году отобрано 50,408 тыс. тонн воды, водонефтяной фактор - 1,18.
В целом по бобриковскому горизонту на 1.01.2005 года работают с водой 23 скважины. Все скважины обводнены пластовой водой.
По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 7.
Таблица 7 Обводненость добываемой продукции
| Степень |
Количество скважин | ||
| обводненности | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- |
| до 2% | - | - | - |
| 2 - 20% | 8 | 6 | -2 |
| 20 - 50% | 5 | 5 | - |
| 50 - 90% | 5 | 8 | +3 |
| больше 90% | 3 | 4 | +4 |
| Всего | 21 | 23 | +2 |
На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило89,6 ат, против 88,5 ат в прошлом году.
Дата: 2019-05-28, просмотров: 234.