Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Объемная плотность δп имеет диапазон 1,8-2,2 г/см3 со средним 1,9 г/см3 для пластов ПК, 1,9-2,2г/см3 со средним значением 2,0 г/см3 для пластов АП.

Коэффициент карбонатности Скарб в коллекторах меняется от 0,3 до 3,7% при среднем значении 1,3% для пластов ПК и от 0,1 до 1,8% при среднем значении 0,8% для пластов АП.

Гранулометрические исследования выполнены на 30 образцах керна для пластов ПК и на 23 образцах для пластов АП. Диапазоны изменения коэффициента песчанистости от 0,0 до 84,1% при среднем значении 54,4% (пласты ПК) и от 7,0 до 90,0% при среднем значении 52,6% (пласты АП); коэффициента алевролитистости – 9,4-90,2% при среднем значении – 39,7% (пласты ПК) и 8,5-90,5% при среднем значении – 43,4% (пласты АП); коэффициент глинистости – 1,98-14,5% при среднем значении – 5,9% (пласты ПК) и 1,0-17,4% при среднем значении – 4,0% (пласты АП).

2.4.2 Пласты группы БП

 Для пластов БП выполнено 5336 исследований образцов керна (скважины, пробуренные после 1991 г.). По результатам анализа керна  пласты БП6 имеют отличные от пластов БП свойства.

Коэффициент открытой пористости Кп по выборке керна коллекторов меняется от 14,6 до 25,7% со средним значением 20,6% (пласты БП) и от 14,5 до 25,3% со средним значением 18,6% (пласты БП6), средние значение коэффициента пористости пластов БП6 ниже на 2,0 %.

Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр по выборке керна по коллекторам меняется в пределах 0,6–573,0 мД со средним значением 51,3 мД (пласты БП) и 0,7-611,0 мД со средним значением 66,9 мД (пласты БП6), средние значения и диапазоны изменения коэффициента проницаемости для всех пластов БП практически одинаковые.

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво меняется в коллекторах от 18,4 до 74,4% со средним значением – 39,7% (пласты БП) и от 18,6 до 63,4% со средним значением 33,7% (пласты БП6).

Объемная плотность δп по выборке коллекторов имеет диапазон 1,9-2,4 г/см3 со средним значением 2,1 г/см3 (пласты БП) и 1,9-2,2г/см3, среднее значение – 2,2г/см3 (пласты БП6).

2.5 Геолого-физическая характеристика  продуктивных пластов 

Основные запасы нефти сосредоточены в пределах восточного купола в 42 пластах: ПК310, ПК11, ПК12, ПК018, ПК118, ПК1+218, ПК0+1+218, ПК218, ПК19, ПК22, АП3, АП14, АП24, АП15, АП25, АП36, АП37, АП9, АП10АП, 111, БП1-10, БП1-20, БП2-10, БП2-20, БП1, БП0-12, БП0-22, БП0-32, БП22, БП4, БП15, БП25, БП1-36, БП26, БП36, БП17, БП27, БП37, БП08, БП1-18, БП1-28, БП28.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов группы ПК представлена в таблице 2.5.1.

  Таблица 2.5.1 - Геолого-физическая  характеристика продуктивных пластов          группы ПК.

Параметр	Объекты разработки
	I			II
	ПК310	ПК11	ПК12	ПК0+218	ПК118	ПК218
Средняя глубина залегания кровли	1237	1241	1248	1449	1467	1490
Тип залежи	Пластово-сводовая	Водоплавающая	Пластово-сводовая	Литолог. экраниров.	Пластово-сводовая	Экранированая Пластово-сводовая

 

 

 

Продолжение таблицы 2.5.1

Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	29504,0	17438,0	7907,0	21798,0	56470,0	24213,0
Средняя общая толщина, м	10,2	12,4	11,7	9,3	29,5	16,8
Средняя газонасыщенная толщина, м	2,8	1,2	1,6	-	3,4	5,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,6	3,7	1,8	1,8	6,3	4,3
Абсолютная отметка ГНК, м	1234, 1	1235,2	1252,1	-	1453,4	1483,4
Абсолютная отметка ВНК, м	1240,3	1245,8	1258,1	1452,4	1480,0	1496,4

 

 

 

 

Продолжение таблицы 2.5.1

Параметр	Объект разработки
	III
	ПК191	ПК192	ПК20	ПК221		ПК222
Средняя глубина залегания кровли, м	1526,0	1539,0	1549,0	1642,0		1652,0
Тип залежи	Сводная литолого-экранированая	Пластово-сводовая	Пластово-сводовая литолого-экранированая			Водоплавающая Литолог. экраниров.
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	27913,0	30135,0	6470,0		30095,0	5602,0
Средняя общая толщина, м	7,4	19,2	10,6		13,1	21,5
Средняя газонасыщенная толщина, м	-	2,3	-		3,4	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,3	4,6	2,3		4,9	4,4
Абсолютная отметка ГНК, м	-	1530,0	-		1637,7	-
Абсолютная отметка ВНК, м	1533,9	1547,2	1554,5		1647,1	1663,5

 

 

 

2.6 Свойства нефти, газа и пластовых вод

      Физические свойства  пластовой нефти и газа представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1- Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Пласты ПК	Пласты АП	Пласты БП0–БП22	Пласты БП4 -БП6	Пласт БП7	Пласт ПБ8
Пластовое давление Рпл, МПа	12,5-15,5	17,3-19,0	20,9-21,0	22,6-23,4	22,1-23,0	23,0-25,7
Пластовая температура tпл, 0С	43,0-45,0	53,0-56,0	61,0-64,0	67,0-73,0	71,0-80,0	70,0-78,0
Давление насыщения нефти газом  Рнас, МПа	5,8-12,4	4,96-18,8	8,1-21,0	12,5-16,4	24,0-27,1	13,0-14,8
Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т	17,1-94,6	18,3-155,9	77,3-82,3	72,9-137,6	122,1-149,5	96,5-129,8
Газовый фактор Гф, м3/т	16,0-17,0	27,0	42,0-51,0	66,0-81,5	81,5	81,5-99,5
Плотность нефти в условиях пласта ρпл, кг/м3	754,0-886,0	752,9-854	768,0-783,0	709,0-777,0	730,0-747,0	713,0-758,0

 

Продолжение таблицы 2.6.1

Вязкость нефти в условиях пласта µпл,  мПа⋅с	3,3-11,6	2,9-19,6	0,5-3,8	1,5-2,2	0,9-1,5	0,8-1,0
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти β, 10-4 1/МПа	7,2-16,8	1,8-18,2	10,4-11,5	13,1-13,9	20,6-27,3	13,9-24,2
Плотность нефтяного газа ρг при 0 0С , кг/м3	0,7	0,8	0,8	1,0	0,9	1,0
Плотность дегазированной нефти ρдег при температуре  20 0С,  кг/м3	889,0-910,0	869,0-881,0	824,3-859,0	846,0-853,0	870,0	840,0-851,0
Объемный коэфф.нефти,дол.ед	1,1-1,3	1,1-1,4	0,9- 1,1	1,2-1,3	1,3	0,8-1,2
Кол.исследованных проб (скважин)	21(7)	48(15)	60(28)	37(9)	12(8)	14(5)

 

   

         2.6.1 Свойства  пластовых вод

Свойства пластовых вод по продуктивным пластам, представлены в сводной таблице 2.6.1.1

Таблица 2.6.1.1- Свойства пластовых вод

Наименование параметра	Пласты ПК	Пласты АП	Пласты БП22 , БП1 ,БП72	Пласты БП
Плотность воды, кг/м3 -в стандартных условиях - в условиях пласта	1010-1014	1000	1010	1008-1010
Вязкость воды в условиях пласта, мПа·с	0,624	1,040	0,408-0,464	0,377-0,408
Общая минерализация, г/л	16,80-21,53	12,73	15,83	13,68-15,39
Водородный показатель, pH	6,7-7,8	7,7	7,6	7,8-7,87
Химический тип воды (по В.А. Сулину)	Хлоридно-кальциевый	Хлоридно-кальциевый	Гидрокарбонатно-натриевый	Хлоридно-кальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	8(8)	1(1)	7(6)	18(14)

 

 

 

 

2.7 Характеристика фонда скважин по месторождению в целом

По состоянию на 01.01.07 г. на месторождении пробурено 516 скважин, в т.ч. 39 боковых скважин, 57 горизонтальных скважин. С начала разработки в эксплуатационном фонде перебывали 496 скважин, из них 401 - только в добывающем фонде, 19 - только в нагнетательном, 76 скважин находились во временной отработке на нефть и в настоящее время работают как нагнетательные. В процессе разработки из эксплуатационного добывающего и нагнетательного фондов выбыло 25 скважин (4,7 %).

По состоянию на 01.01.07 г. эксплуатационный фонд составляют 437 скважин, в т.ч. 357 добывающих из них 9 скважин работают совместно на несколько объектов. В действующем фонде числится 356 скважин, в бездействующем 1 скважина. Преобладающим на месторождении является механизированный способ добычи нефти. На 01.01.07 г. 238 скважин оборудованы ЭЦН (66,8 %), 86 скважин – ШГН (24,1%), в действующем фонде насчитывается 25 фонтанирующих скважин (7,0 % отдействующего фонда). Фонд скважин в целом по месторождению выше проектного на 20,0 %, при этом отбор нефти практически соответствует проектному.

Большая часть фонда (196 скважин или 55,6 %действующего фонда) на данный момент имеет обводненность 40,0–90,0 %. В интервале обводненности до 10,0 % работают 17 скважин (4,7 %). С обводненностью более 90,0 % работают 58 скважин (16,2%), из них 14 скважин обводнены на 98,0 % и выше.

Наибольшее количество скважин - 254 (71,3%) работает с дебитом жидкости до 50 т/сут, из них 34 - малодебитные. С максимальным дебитом жидкости (100 – 200 т/сут) работают 47 скважин ( 13,2%).

Основная добыча нефти (59,0 %) ведется из 138 скважин (38,7 % от действующего фонда) при обводненности до 50,0 %. Максимальную суммарную суточную добычу нефти - 1225 т или 21,2 % от общей суточной добычи нефти обеспечивает 17 скважин низкообводненного фонда. В эту категорию входят горизонтальные скважины, пробуренные за последние 3 года.

Почти 60,0 % суточной добычи нефти дают 243 скважины (68,2 % от действующего фонда) с дебитом жидкости 10 – 100 т/сут. Максимальную суммарную суточную добычу нефти – 1625 т/сут или 28,1 % - обеспечивают 108 скважин (30,3 %) со средним дебитом 20 – 50 т/сут.

Максимальный среднесуточный дебит нефти составляет 68,1 т/сут в интервале обводненности 2,0 – 10,0 %. Минимальный среднесуточный дебит нефти составляет 0,3 т/сут в интервале обводненности 98,0 – 100,0 %.

Таким образом, 25,0 % действующего фонда скважин являются малодебитными или высокообводненными.

В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 27,5 тыс.т нефти, по утвержденному проекту прогнозируется отобрать до 70 тыс.т/скв.

По состоянию на 01.01.07 г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению составил 82 скважины, из них 80 - действующих, 2 – в освоении после бурения.

Анализ работы нагнетательного фонда показал, что более 60,0 % фонда скважин работает с приемистостью 150-250 м3/сут. Низкая приемистость (менее 100 м3/сут) характерна для 5,0 % скважин, высокая (более 300 м3/сут) – для 5,0 % нагнетательного фонда.

2.8 Анализ выработки запасов 

Анализ выработки запасов проводился комплексно с применением промысловых данных по добыче нефти и жидкости и закачке воды, промысловых исследований по контролю разработки методами ГИС и трассеровке потоков закачиваевых вод.

Эксплуатационные объекты Комсомольского месторождения являются многопластовыми, состоящими из 2-8 отдельных геологических объектов. Наличие обширных газо- и водонефтяных зон позволяет отнести запасы объектов к трудноизвлекаемым. Характерная особенность пластов месторождения – высокая степень неоднородности по площади и разрезу. В продуктивной части выделяется как монолитная часть коллекторов, так и тонкослоистое чередование песчано-глинистых пород. Четкой закономерности распространения коллекторов по разрезу и по площади не

прослеживается. Неоднородность строения продуктивной толщины – объективный фактор, обуславливающий неравномерность выработки запасов.