Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС Министерство общего образования РФ Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ по курсу: «Разработка нефтяных месторождений» Тема: «Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС10 » Выполнил: Студент гр. НГР – 6 Гарипов Р.С. Проверил: Кузьмина Т.М. Тюмень – 2001 г. Содержание Введение 1. Общая часть 1.1 Характеристика района работ 1.2 История освоения месторождения 2. Геологическая часть 2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения 2.2 Характеристика продуктивных пластов 2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов 3. Технологическая часть 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения 3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин 3.3 Контроль за разработкой месторождения 4. Техническая часть 4.1 Описание ГРП 4.2 Материалы и оборудование применяемые при ГРП 4.3 Осложнения при ГРП 4.4 Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования 5. Специальная часть 5.1 Расчет параметров ГРП 5.2 Анализ технологических параметров проведения ГРП 5.3 Результаты применения технологии ГРП на Усть-Балык-Балыкском, Б10 месторождении 5.4 Типовой план проведения ГРП 6. Организационно-экономическая часть 6.1 Обоснование экономической эффективности проведение ГРП скважины №7082 пласта БС10 Усть-Балыкского месторождения 6.2 Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче 6.3 Анализ влияния НТП на основные технико-экономические показатели 6.4 Расчет показателей НПДН и ЧТС 6.5 Анализ чувствительности проекта к риску 7. Безопасность и экологичность проекта 7.1 Обеспечение безопасности рабочих 7.2 Экологичность проекта 7.3 Чрезвычайные ситуации Заключение Литература ВВЕДЕНИЕ Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм2 , может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии. ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как пра вило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка. Гидравлический разрыв пласта применяется: 1. Для увеличения продуктивности нефтяных скважин; 2. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин; 3. Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин; 4. Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах. В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса: 1. Однократный разрыв пласта; 2. Многократный разрыв пласта; 3. Направленный (поинтервальный) разрыв пласта. Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины. Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий: 1. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти; 2. Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; 3. Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих; 4. Скважины с загрязненной призабойной зоной; 5. Скважины с высоким газовым фактором; 6. Нагнетательные скважины с низкой приемистостью; 7. Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу. Разрыв пласта не рекомендуется проводить 1. В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности; 2. В скважинах, технически неисправных. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: 1. Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин; 2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины; 3. Созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта. 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Характеристика района работ Усть-Балыкское месторождение (площадь горизонта БС10 ) находится в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты: г. Нефтеюганск, г. Сургут, г. Пыть-Ях, п. Пойковский, п. Каркатеево, п. Чеускино, п. Усть-Юган. С югом Усть-Балыкское месторождение связывают: железнодорожные пути, аэрофлот, речное сообщение и асфальтированная федеральная автодорога. Промысловые автодороги по месторождению представлены в большей части грунтово-лежневыми дорогами. Усть-Балыкская (БС10 ) площадь является одной из четырех площадей Усть-Балыкского месторождения. Куда входят еще Усть-Балыкское (БС1-5 ), Солкинское, Западно-Усть-Балыкское месторождения. На юге Усть-Балыкская, БС10 площадь непосредственно переходит в Мамонтовское месторождение. С северо-востока, в центральную часть месторождения, вклинивается пласт БС1 Усть-Балыкского (БС1-5 ) месторождения. Ближайшие разрабатываемые месторождения – Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское. Рельеф местности представляет сильно заболоченную равнину. Территорию Усть-Балыкского месторождения пересекают реки Обь и Юганская Обь. Абсолютные отметки рельефа меняются незначительно от 26 до 44 метров, причём минимальные отметки приурочены к берегам рек, а максимальные – к лесным массивам. В весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами. Климат района резко-континентальный. Минимальная температура воздуха -55°С, снежный покров лежит около 200 дней в году. Летом температура выше +20°С держится около 30 дней. За летний период осадков выпадает около половины годового количества. Леса - смешанные с преобладанием ольхи, пихты, лиственницы, кедра. Главная водная магистраль – река Обь и её протока Юганская Обь с многочисленными протоками, из которых наиболее крупными являются Большой Балык, Сингапайская и др. Между реками Обь и Юганская Обь располагаются многочисленные озёра разнообразных форм и размеров. Объекты нефтедобычи Усть-Балыкского месторождения снабжаются электроэнергией от следующих головных подстанций: 1. Подстанция 220/35 кВ – «Усть-Балык». 2. Подстанция 110/35 кВ – «Нефтеюганская» 3. Подстанция 110/35 кВ – «Юганская» 4. Подстанция 110/35 кВ – «Парус». От головных подстанций двухцепными ВЛ 35 кВ запитаны ПС 35/6 кВ. От ПС 35/6 кВ по кабельным линиям 6 кВ электроэнергия поступает на ДНС, КНС. С этих же подстанций по ВЛ 6 кВ запитаны ТП 6/0,4 кВ. От которых по кабельным линиям 0,4 кВ энергия поступает потребителям на скважинах и на базы цехов. Потребление электроэнергии в 2000 году составило 264358 тыс. кВт×час, а средний годовой максимум нагрузки 34556 кВт. Через территорию месторождения проходит нефтепровод Усть-Балык – Омск. 1.2 История освоения месторождения Промышленная разработка горизонта БС10 Усть-Балыкского месторождения ведется с 1974 г., хотя первая скважина введена в разработку в 1966 г. В период пробной эксплуатации 1966-1973г.г. на площади работало 8 добывающих скважин. Интенсивное разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию началось с 1974г. Горизонт БС10 выделен в самостоятельное месторождение ввиду того, что основная залежь горизонта расположена за контуром нефтеносности пластов БС1-5 и имеет самостоятельную историю разведки, освоения и разработки. В настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Максимальная добыча нефти и жидкости (соответственно 4615,2 тыс. т. и 8631,6 тыс. т.) достигнута в 1988 году. Максимальный действующий эксплуатационный фонд (884 скважины) достигнут в 1989 г. В дальнейшем с уменьшением действующего эксплуатационного фонда и добычи жидкости и с ростом обводненности, добыча нефти падает, составив в 1999 г. 1006,0 тыс. т. Необходимо отметить, что начиная с 1999 года, были начаты работы направленные на повышение добычи нефти, в том числе и за счет запуска простаивающего фонда, так в 2000 году действующий добывающий фонд составил 466 скважин, против 423 в 1999 году. Проведенный комплекс мероприятий позволил нарастить добычу нефти 2000 года относительно 1999 года и выйти на показатели разработки 1996 года (1210 тыс. т в 2000 и 1250 в 1996 году). Компенсация отбора закачкой изначально превышала единицу и на 1.01.2001 г. текущая компенсация составляет 153 %, накопленная 137%. На 01.01.2000 г. отобрано 21 % балансовых запасов и 59 % извлекаемых при текущей обводненности продукции 71 %. Таким образом, темп обводнения продукции опережает темп выработки извлекаемых запасов на 12%. Средняя обводненность последние 4 года практически не меняется, что объясняется рядом причин: форсированным отбором из скважин низкообводненного фонда, отключением высокообводненных скважин и расширенное применение физико-химических МУН (табл. 1.1 и 1.2). Таблица 1.1. Фактические показатели разработки горизонта БС10 Усть-Балыкского месторождения. Год Добыча нефти, тыс. т Темп отборов от извл. зап. Накопл. добыча нефти, тыс. т. Отбор извл. запас. % Коэф. нефте извл. % Годовая добыча жидкости, тыс. т Накоплен. добыча жидкости, тыс. т Обводненность, % вес. Закачка раб. агентов, тыс. м3 Компенсация отбора закачкой всего мех. сп. Нач. Тек. Всего мех. сп. всего Мех. сп. всего Мех. сп. годовая накопленная текущие накопленные 66 3 0 0 0 3 0 0 0 3 0 3 0 0 0 0 0 0 67 4 0 0 0 6 0 0 0 4 0 6 0 0 0 0 0 0 68 7 0 0 0 13 0 0 0 7 0 13 0 0 0 0 0 0 69 22 0 0 0 35 0 0 0 22 0 35 0 0 0 0 0 0 70 14 0 0 0 49 0 0 0 14 0 49 0 0 0 0 0 0 71 23 16 0 0 72 16 0 0 27 20 76 20 15 0 0 0 0 72 39 23 0 0 111 40 0 0 40 25 116 45 3 0 0 0 0 73 51 25 0 0 162 65 0 0 53 26 169 71 3 0 0 0 0 74 117 110 0 0 279 175 0 0 117 111 286 181 0 0 0 0 0 75 186 138 0 0 465 313 1 0 186 138 472 320 0 0 0 0 0 76 284 127 0 0 749 441 1 0 285 128 757 448 0 1050 1050 308 116 77 411 175 1 1 1159 616 1 1 426 189 1183 637 4 1325 2375 261 168 78 894 641 1 1 2053 1257 2 1 942 683 2124 1320 5 1318 3692 118 146 79 1159 971 1 1 3212 2228 4 1 1254 1019 3378 2339 8 2201 5893 148 147 80 1268 1171 1 2 4480 3399 5 2 1392 1255 4770 3594 9 2432 8326 148 147 81 1401 1297 2 2 5880 4696 7 2 1530 1380 6300 4974 8 2614 10939 145 146 82 1616 1461 2 2 7496 6156 8 3 1730 1541 8030 6514 7 2908 13847 142 145 83 1781 1544 2 2 9277 7700 10 4 1918 1658 9948 8173 7 3419 17266 151 146 84 2395 2168 3 3 11672 9868 13 5 2631 2378 12578 10551 9 4542 21808 146 146 85 3265 3133 4 4 14937 13001 17 6 4044 3893 16623 14444 19 6175 27983 132 143 86 3938 3847 4 5 18875 16848 21 8 5785 5667 22408 20110 32 7806 35789 119 137 87 4544 4485 5 6 23420 21333 26 9 8002 7888 30410 27998 43 10541 46330 119 132 88 4615 4575 5 7 28035 25907 31 11 8632 8526 39041 36524 47 12444 58774 131 132 89 4343 4290 5 7 32378 30197 36 13 8533 8308 47574 44832 49 13187 71961 141 134 90 3799 3769 4 7 36176 33966 40 15 7732 7559 55307 52391 51 11461 83422 136 134 91 3320 3299 4 6 39496 37264 44 16 7562 7426 62869 59817 56 11503 94925 141 135 92 2750 2724 3 6 42246 39988 47 17 7230 7021 70098 66838 62 10650 105575 138 135 94 1576 1560 2 4 45945 43652 51 18 4692 4619 80989 77528 66 5847 120773 118 134 95 1351 1346 2 3 47296 44998 53 19 4103 4046 85092 81574 67 6245 127018 144 135 96 1250 1241 1 3 48548 46239 54 19 3947 3919 89039 85492 68 5440 132458 130 135 97 1134 1125 1 3 49681 47364 55 20 3243 3206 92282 88699 65 5428 137886 157 136 98 1066 1052 1 3 50746 48416 57 20 3389 3337 95671 92036 69 5419 143305 151 136 99 1006 997 1 3 51752 49413 58 21 3432 3390 99103 95426 71 5379 148684 149 136 2000 1210 1206 1 3 52962 50619 59 21 4135 4093 103238 99519 71 6670 155354 153 137 2001 113 113 0 0 53075 50732 59 21 389 382 103627 99901 71 700 156054 171 137 Таблица 1.2. Фактические показатели фонда скважин горизонта БС10 Усть-Балыкского месторождения до 01.03.2001 г. Год Ввод скважин в эксплуатацию Фонд скважин с начала разработки Эксплуатационный фонд Среднегодовой дебит, т/сут Приемистость, м3 /сут Выбытие скважин всего Добыв. Нагн. Добывающие Нагнетательные нефти жидкости Добывающие нагнетательные Дейст. Мех. дейст. Б/д Дейст. Б/д Ликв. Под закачку На др. пласт Ликв. На др. пласт 66 1 1 0 1 0 0 1 0 0 20,7 20,7 0 0 0 0 0 0 67 0 0 0 1 1 0 0 0 0 17,7 17,7 0 0 0 0 0 0 68 1 1 0 2 2 0 0 0 0 21,0 21,0 0 0 0 0 0 0 69 0 0 0 2 2 0 0 0 0 46,9 46,9 0 0 0 0 0 0 70 0 0 0 2 2 1 0 0 0 26,8 26,8 0 0 0 0 0 0 71 1 1 0 3 3 2 0 0 0 22,9 26,8 0 0 0 0 0 0 72 1 1 0 4 4 2 0 0 0 30,5 31,6 0 0 0 0 0 0 73 4 4 0 8 7 2 1 0 0 23,6 24,3 0 0 0 0 0 0 74 3 3 0 11 11 6 0 0 0 42,6 42,7 0 0 0 0 0 0 75 36 36 0 47 42 12 3 0 0 25,9 25,9 0 0 0 0 0 0 76 62 48 14 97 78 18 1 14 0 19,8 19,9 460,9 0 12 0 0 0 77 35 32 3 129 88 38 3 17 0 19,9 20,6 280 0 3 0 0 0 78 35 30 5 159 117 81 2 21 1 27,4 28,9 219,2 0 5 0 0 0 79 32 18 14 177 128 89 4 33 3 28,0 30,3 394,9 0 14 0 0 0 80 18 7 11 184 124 93 6 45 2 29,2 32,1 196,7 0 11 0 0 0 81 27 20 7 207 135 92 4 52 2 32,3 35,2 159,9 1 4 0 0 0 82 29 18 11 229 142 112 7 60 5 33,9 36,3 155,6 0 7 0 0 0 83 77 61 16 297 186 155 3 74 2 31,3 33,7 169,5 4 9 0 2 0 84 157 135 22 439 298 251 5 86 1 30,1 33,1 187,9 2 15 0 4 0 85 226 182 44 630 431 373 9 118 20 27,5 34,1 196 2 35 0 3 0 86 357 278 79 920 632 558 5 165 49 20,9 30,7 157,6 3 67 0 2 0 87 320 240 80 1175 772 725 9 243 6 18,6 32,8 151,7 1 65 0 1 0 88 156 128 28 1310 842 800 21 246 4 16,3 30,5 146,7 1 21 0 0 0 90 39 30 9 1449 793 775 98 190 2 12,9 26,2 184,4 0 8 0 0 0 91 0 0 0 1449 774 734 108 172 5 11,9 27,1 198,3 2 0 0 0 0 92 14 14 0 1463 743 705 139 164 5 10,2 26,7 190,6 9 0 0 0 0 93 0 0 0 1463 682 645 178 159 5 8,5 24,8 185,6 2 0 0 0 0 94 0 0 0 1463 530 523 222 74 72 8,3 24,7 243,1 3 0 0 0 0 95 0 0 2 1463 495 490 224 92 58 7,8 23,7 252,5 0 2 0 0 0 96 1 1 0 1464 458 447 270 89 63 7,8 24,7 228,3 1 0 0 1 0 97 0 0 0 1464 444 432 273 89 66 7,7 22,0 238,6 6 0 0 1 0 98 0 0 0 1464 461 449 219 92 66 7,5 23,9 220,7 16 0 0 3 0 99 0 0 0 1464 423 412 257 108 72 6,8 23,0 199,4 1 0 0 0 0 2000 3 3 0 1460 466 458 118 137 47 7,91 27,03 174,31 9 7 0 0 0 2001 0 0 0 1460 0 0 0 0 0 8,62 29,65 172,03 0 0 0 0 0 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду – положительной структуре первого порядка, которая осложнена рядом структур второго порядка, такими как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура (третьего порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала. В геологическом строении месторождения, принимают участие породы древнего складчатого палеозойского фундамента и платформенные терригенные осадочные образования юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В настоящее время промышленно нефтеносными являются пласты БС1 , БС2+3 , БС4 , БС5 , БС10 и пласты АС7 и БС1 на Солкинской площади Усть-Балыкского месторождения. Усть - Балыкское поднятие представляет собой наибольшую крупную антиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы – 2700 м и имеет размеры 8 х 16 км. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет – 2540 м. Амплитуда поднятия составляет 120 – 125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой – 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7 х 1,5 км до 1,5 х 2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо асимметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 1°30¢ (северо-восточного) до 2°30¢ (юго-западного). Продуктивный горизонт БС10 залегает в верхней части Южно-Балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитами, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются средне- и крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевролитовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевролитовые породы горизонта БС10 относятся полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2%) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От выше залегающих водоносных пластов БС9 и БС8 Южно-Балыкская пачка перекрыта аргилито-алевролитистыми породами Чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта БС10 . По материалам скважин, вскрывших горизонт Б10 , установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и простираются в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном плане граница залегания песчано-алевролитовой толщи горизонта БС10 протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры. Строение продуктивного горизонта БС10 весьма сложное. Вся толща горизонта Б10 на Усть-Балыкском месторождении разделена на три объекта: БС10 (1), БС10 (2), БС10 (3), которые индексируются сверху – вниз. Пласт БС10 (1) в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5-6 м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысока. Коллекторы основного пласта БС10 (1) отличаются от пород пласта БС10 (3) более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций. Пласт БС10 (1) изучен достаточно детально, проницаемость по керну составила 0,0658 мкм3 . Пласт БС10 (2) выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б10 . Общая мощность пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19 м. Пласт БС10 (2) в песчаной фации протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднороден, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость по керну составляет 0,0642 мкм3 . Песчаники пласта БС10 (3) прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные насыщенные толщины колеблются от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая - 0,0544 мкм3 . Водонефтяной контакт для пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами всей площади не прослеживается. Горизонт Б10 является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м. Продуктивность горизонта различна от нескольких тонн нефти до 65 т/сут. на 8 мм штуцера. В целом по горизонту БС10 средняя проницаемость по керну составляет 0,0654 мкм3 . 2.2 Характеристика продуктивных пластов 2.2.1 Открытая пористость Расчёт средних значений открытой пористости проводился по данным лабораторных исследований керна, по данным промысловой геофизики. Средняя величина пористости по горизонту БС10 составляет 21,0%. 2.2.2 Проницаемость Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС10 составляет 103 мд, пласта БС10 (1) – 92 мд, БС10 (2) – 130 мд, БС10 (3) – 83 мд. 2.2.3 Коэффициент нефтенасыщенности Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС10 – 63,3%, пласта БС10 (1) – 65%, БС10 (2) – 66%, БС10 (3) – 59%. Таблица 2.1 Содержание сер, смол, асфальтенов и парафинов в массовых долях. Серы 1,73 Смол силикагеливых 7,16 Асфальтенов 3,42 Парафинов 3,17 По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС10 более тяжёлый, молярная концентрация метана 69,18%. Доля пропан-бутановой фракции достигает 18,64%. Доля тяжёлых углеводородов С6+ в нефтяном газе около 1,5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2%. 2.2.4 Основные параметры других продуктивных пластов Усть-Балыкского месторождения Таблица 2.2. Параметры Пласт АС7 Пласт БС1 Пласт БС2-3 Пласт БС4 Пласт БС5 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 5,7 8 9,9 3,2 4,7 Средняя пористость, % 23 23 23,6 23,4 24,6 Проницаемость, мд 238 372 367 575 278 Физико-химические свойства пластовой нефти Плотность, кг/м3 846 806 819 820 837 Вязкость, мПа × с 12,4 3,23 3,79 4,07 3,85 Давление насыщения, МПа 9,15 9,68 8,86 9,1 8 Газосодержание, м3 /т 37,48 46,08 41,57 46,35 47,22 Плотность сепарированной нефти, кг/м3 873 879 884 891 887 Вязкость при 20°С, мПа × с 25 30,32 33,6 48,2 35,25 Содержание Серы, % 1,45 1,4 1,4 1,9 1,5 Парафинов, % 3,57 3,8 3,4 5,2 4,7 Смол, % 10,56 10,8 13,7 10,5 8,8 Асфальтенов, % 3,7 2,7 2,1 3,3 3,5 2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов 2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов Нефть продуктивного горизонта БС10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа × с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 – С5Н12 составляет 5,97%. Таблица 2.3 Свойства пластовой нефти горизонта БС10 . Пластовое давление, МПа 23,1 Пластовая температура, °С 73 Давление насыщения, МПа 8,8 Газосодержание, м3 /т 57,2 Газовый фактор, м3 /т 53,3 Объёмный коэффициент 1,147 Плотность нефти, кг/м3 815 Объёмный коэффициент при условиях сепарации 1,130 Вязкость нефти, мПа × с 3,22 Коэффициент сжимаемости 1/мПа × 10-4 10,02 Таблица 2.4 Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС10 . Плотность, кг/м3 879,8 Вязкость, мПа × с, при 20°С 27,0 При 50°С 9,3 Температура застывания, °С -5 Температура насыщения нефти парафином, °С 30,6 Температура плавления парафинов, °С 54 Температура начала кипения нефти, °С 72 2.3.2 Физико-химические свойства воды Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в небольших пределах 1010 – 1011 кг/м3 . Общая минерализация вод 15,6 г/л – 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт – скважина – сборный трубопровод возможно отложение солей. Таблица 2.5. Свойства и ионный состав пластовой воды. Газосодержание, Rг, м3 /т 2,62 В т.ч. сероводорода, м3 /т - Объёмный коэффициент bв 1,015 Вязкость mв, мПа×с 0,43 Общая минерализация, г/л 15,6 Cl 8720,3/245,8 SO4 - HCO3 908,9/14,9 Ca 120,2/6,0 Mg 6,2/0,51 Na + K 5842/254 Таблица 2.6. Компонентный состав пластовой нефти Компоненты Содержание компонентов, % СО2 0,1 N2 0,63 C1 H4 26,8 C2 H6 2,39 C3 H8 4,99 i-C4 H10 1,15 n-C4 H10 3,43 i-C5 H12 1,28 n-C5 H12 2,05 C6 + 57,18 Молекулярная масса, г/моль 166,3 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения По Усть-Балыкскому, БС10 месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке: 1. Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП №349 от 28.10.71 г. 2. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №592 от 10.05.78 г. 3. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №964 от 21.04.82 г. 4. Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП №1259 от 10.06.87г. Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему. 1. Первым проектным документом является технологическая схема Гипротюменнефтегаза 1971 г., которая предусматривала: · Площадное заводнение по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 750 м (ПСС=48,7 га/скв). · Бурение 200 эксплуатационных и 97 нагнетательных скважин. · Максимальный годовой уровень добычи нефти 2,75 млн. т. · Среднегодовая закачка воды 5,17 млн. м3 . · Резервный фонд в количестве 90 скважин. · Обводнение к концу периода 41,7%. · Местоположение нагнетательных скважин при необходимости уточнять с учетом особенностей литологического строения коллекторов. · В периферийные скважины (вблизи зоны замещения коллекторов и контура нефтеносности) закачку воды не производить. 2. В 1978 г. МНП утверждена вторая технологическая схема разработки. Тех схема предусматривала: · Проектный уровень добычи нефти – 1,7 млн. т/год (с поддержанием полки стабильной добычи 5 лет). · Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме 750х650 м (ПСС=48,7 га/скв). · Бурение 117 добывающих и 57 нагнетательных скважин при общем пробуренном фонде 374 скважины. · Резервный фонд 77 скважин. · Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г. · Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т. · Максимальный объем закачки воды – 3,8 млн. м3 /год. · Давление на устье нагнетательных скважин 120 кгс/см2 . 3. В 1982 г. МНП утверждена еще одна технологическая схема разработки. Вследствие выявления сложного строения горизонта БС10 в тех схеме рекомендуются крупномасштабные мероприятия по усовершенствованию системы разработки путем уплотнения сетки скважин в 4 раза. Приняты следующие положения: · Проектный уровень добычи нефти – 2,8 млн. т/год. · Применение площадной семиточечной системы разработки с размещением проектных скважин по равномерной сетке 375х325 м (ПСС=12,2 га/скв). · Бурение пласта на залежь БС10 1390 скважин, в т.ч. 909 добывающих, 431 нагнетательных и 50 резервных при общем проектном фонде 1600 скважин. · Проектный объем закачки воды – 9,896 млн. м3 /год. · Давление на устье нагнетательных скважин – 150 кгс/см2 . 4. Последним проектным документом, по которому в течении 13 лет разрабатывается Усть-Балыкское, БС10 месторождение, является проект разработки, утвержденный МНП в 1987 г. Составление проектного документа вызвано опережающим бурением скважин в 1,8 раза относительно предусмотренного в тех схеме 1982 г. и нерентабельностью разбуривания краевых зон с высокой плотностью сетки скважин – 12 га/скв. В связи с этим в проекте предусмотрен отказ от бурения части уплотняющих скважин на юге залежи, в результате чего плотность в этой зоне уменьшится до 22 га/скв. В целом по площади проектом рекомендовано: · Выделение двух эксплуатационных объектов (горизонт БС10 , пласт БС16-20 ). · Реализация площадной семиточечной системы воздействия по объекту БС10 (плотность сетки 12,2 га/скв., категория С1 ) и объекту БС16-20 (категория С2 ) с расстояние между скважинами 500 м, раздельной закачкой воды в пласты БС16-17 и БС18-19-20 и их совместной эксплуатацией в добывающих скважинах. · Применение по объекту БС10 (категория С2 ) блоковой трех рядной системы с расстоянием между скважинами 500 м. · Бурение на запасы категории С1 (объект БС10 ) 745 скважин, в т.ч. 485 добывающих, 117 нагнетательных, 75 резервных и 8 контрольных при общем проектном фонде 1465 скважин. · Бурение на запасы категории С2 (объект БС16-20 ) 31 скважины, в т.ч. 15 добывающих, 11 нагнетательных и 5 резервных при общем проектном фонде 32 скважины.