Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти

 

Продолжение табл. 1.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
2.Газ, растворенный в нефти
Плотность выделившегося газа при  ступенчатой  сепарации	кг/м3	4/13	0.726-0.797	0.773	2/3	0.759-0.820	0.790				3/6	0.749-0.769	0.758	2/7	0.820-0.839	0.830
Коэфициент растворимости газа в нефти при ступенчатом разгазировании	м3/м3*МПа	4/13	0.31-0.45	0.412							3/6	0.414-0.439	0.429	2/5	0.751-0.779	0.766
3.Свободный газ
Давление начала конденсации	МПа													1/		17.35
Давление максимальной конденсации	МПа													1/	5.5-6.5
Плотность	кг/м3							1/2		0.740				1/1		0.744
Вязкость	мПа*с
Содержание стабильного конденсата	г/м3													1/		22.6
4.Стабильный конденсат														1/3	0.723-0.731	0.727
Плотность	г/см3
Температура застывания	0С
Вязкость при 200С	мПа*с													1/3	0.67-0.75	0.71
5.Пластовая вода
Газосодержание	м3/м3	2/13	1.27-1.73	1.51										1/3		2.4
Общая минерализация	г/л	2/13	140.8-148.3	144.43							2/4	37.6-92.3	64.95	3/8	69.9-124	95.90
Плотность пластовой воды	г/см3	2/13	1.085-1.091	1.089										3/8	1.038-1.079	1.058
Вязкость пластовой воды	мПа*с	2/13	0.68-0.75	0.715										3/8	0.71-0.82	0.760

 

 

Залежи II-a, II-b, II-c, II-d (объект II) (C2-3)

Флюиды объекта II охарактеризованы по данным глубинных и поверхностных проб, отобранных в скважинах 21, 23, 31, 36, 35, 1, 3, 4 и 205. Практически во всех глубинных пробах давление насыщения равно пластовому, что соответствует наличию газовой шапки, т.е. в пластовых условиях нефть насыщена растворенным газом, содержание которого по данным дифференциального разгазирования колеблется от 73.2 до 90.9 м3/т. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 0.782 г/см3, вязкость – 2.17 МПа*с, газосодержание по данным дифференциального разгазирования – 83.98 м3/т, объемный коэффициент составил 1.169.

Разгазированная нефть является средней по плотности (0.861 г/см3), вязкой (17.2 МПа*с), сернистой (0.60%), парафинистой (5.67%), малосмолистой (4.39%), малоасфальтенистой (0.59%). Количество бензиновых фракций, выкипающих до 200оС,  занижено и составляет в среднем  12.1%. Нефть принадлежит к циклано-алкановому типу с повышенным содержанием ароматических углеводородов.

При сравнении индивидуального состава бензинов нефтей залежи II-а замечено общее утяжеление нефти по мере приближения к поверхности водонефтяного контакта, т.е. содержание легких углеводородов нС3-нС5 снижается.

Состав и свойства растворенного в нефти газа определялся по данным однократного и дифференциального разгазирования глубинных проб. Выделившийся при дифференциальном разгазировании газ имеет плотность 0,777 кг/м3 и характеризуется высоким содержанием метана. Из агрессивных компонентов присутствуют углекислый газ (1.2%) и сероводород (0.1%). Гелий определен в количестве 0.005%.

Газ газовой шапки охарактеризован устьевой пробой из скв.21 (интервал 1859-1876, дебит 28.9 тыс.м3/сут). Газ азотно-метановый, плотностью 0.740 кг/м3, сухой.

Залежь III (P1as)

Физико-химические свойства нефти и газа  III залежи проанализированы по данным поверхностных проб и дифференциального разгазирования глубинных проб, отобранных из скважин 21, 23, 102 и 103.

При пластовой температуре 42-440С и пластовом давлении 16.79-18.52 МПа (среднее значение 17.74 МПа) давление насыщения составляет 17.35 МПа, т.е. давление насыщения практически равно пластовому, что может свидельствовать о наличии газовой шапки. Пластовая нефть характеризуется средней плотностью 0.781 г/см3,  низкой вязкостью 1.59 МПа*с, средним газосодержанием 88.8 м3/т, объемный коэффициент составил 1.161.

Нефти по данным устьевых проб относятся к категории легких по плотности (0.851 г/см3), вязких (10.8 мкм2/с), парафинистых (5.1%), малосмолистых (4.3%), малоасфальтенистых (0.57%), сернистых (0.57%).

Нефти III залежи характеризуются более низкой плотностью, вязкостью и температурой застывания по сравнению с нефтями залежи II, отличаются повышенным выходом фракций, выкипающих до 200 и 300 0С (17.8 и 49.8%, соответственно).

Состав и свойства попутного газа определен по данным анализа глубинных проб нефти. Газ по данным дифференциального разгазирования плотностью 0.758 кг/м3, метановый  (90%), с незначительным содержанием гелия (0.029%) и углекислого газа (0.2%).

Состав и свойства свободного газа охарактеризованы глубинной пробой, полученной из скв.103 с глубины 2115 м. Состав газа метановый (СН4 92.4%), содержание гелия и углекислого газа низкое, сероводород практически отсутствует.

Залежь IV (P1as+s)

Физико-химические свойства нефти и газа  IV залежи проанализированы по данным поверхностных проб и  данным дифференциального разгазирования  глубинных проб, отобранных из скважин 23,1-GN и 10.

Пластовая нефть полностью насыщена газом. При пластовой температуре 420С и пластовом давлении в среднем 16.89 МПа давление насыщения составляет в среднем 16.73 МПа. Пластовая нефть имеет небольшую плотность 0.773 г/см3, среднюю вязкость 1.68 МПа*с, среднее газосодержание 93.45 м3/т, объемный коэффициент составил 1.18.

Разгазированная нефть по своей плотности (в среднем 0.851 г/см3), вязкости (9.5 МПа*с), содержанию серы (0.54%) и фракционному составу очень близка к нефтям III залежи.

Попутный газ охарактеризован глубинными пробами из скв.23 и 1-GN, имеет плотность 0.766 кг/м3, по составу метановый. Как и в III залежи, имеет незначительное содержание углекислого газа и практически такое же содержание азота. Сероводород отсутствует.

Пробы свободного газа отобраны из скв. 23 (из двух объектов) и 32, однако две из трех проб непредставительны, поэтому характеристики свободного газа приняты по сепараторной пробе газоконденсатного флюида из скв.23 (интервалы 1693-1699 и 1710-1731 м), отобранной  при работе скважины с дебитом газа 46.1 тыс. м3/сут. Выделившийся газ содержит 90.6% метана, 4.8% азота, 0.1% углекислого газа, довольно «сухой» и неагрессивный.

В  скв. 23 при опробовании тех же интервалов (1693-1699 и 1710-1731 м) был получен приток газоконденсатного флюида  дебитом  1.1 м3/сут при давлении в сепараторе 47.5 атм. Стабильный конденсат характеризуется удельным весом 0.727 г/см3, вязкостью 0.71 МПа*с, молекулярным весом 101.1, представлен, в основном, бензиновыми фракциями, при разгонке по Энглеру до 2500С выкипает весь, 91% выкипает до 2000С. Содержание серы в конденсате 0.09%. По углеводородному составу конденсат имеет метановое основание (47.5%), содержание нафтенов 21%, ароматических углеводородов – 10.1%.

 

 

 

 

 

1.6 Подсчет запасов нефти, газа  и конденсата

 

29.10.1976 г. запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ СССР протоколом № 7714 по данным сейсмических исследований и бурения 15 поисково-разведочных скважин в следующих объемах (по состоянию  изученности на 1.06.1976 г):

• нефти по категории С1 – 64465 тыс.т балансовые, 22701 тыс.т извлекаемые;
• растворенного газа по категории С1 – 5849 млн.м3 балансовые, 1523 млн.м3 извлекаемые;
• свободного газа по категории С1 – 1630  млн.м3 балансовые;
• конденсата по категории С1 – 21 тыс.т балансовые, 19 тыс.т извлекаемые.

В 2004 г. специалистами ЗАО «ИНКОНКО» выполнен пересчет запасов нефти и газа с предоставлением результатов  в ЦКЗ МПР.

В результате уточнения начальные запасы в целом по Южно-Шапкинскому куполу с учетом не пересчитываемой залежи V составили:

• нефти по категории С1 – 56039 тыс.т балансовые, 18569 тыс.т извлекаемые;
• растворенного газа по категории С1 – 4873 млн.м3 балансовые, 1601 млн.м3 извлекаемые;
• свободного газа по категории С1 – 1431 млн.м3 балансовые;
• свободного газа по категории С2 – 214 млн.м3 балансовые;
• конденсата по категории С1 – 18 тыс.т балансовые, 16 тыс.т извлекаемые
• конденсата по категории С2 – 5 тыс.т балансовые, 5 тыс.т извлекаемые.

Пересчет запасов выполнен по состоянию изученности на 1.01.2004 г и базировался на результатах бурения 12 поисково-разведочных и 17 эксплуатационных скважин, а также на данных 3Д сейсмических исследований. Подсчет выполнен по 6 выделенным продуктивным пластам (снизу вверх):

1. Газонефтяная залежь II-a в карбонатах среднего и верхнего карбона
2. Газонефтяная залежь II-b в карбонатах верхнего карбона
3. Газонефтяная залежь II-c в карбонатах верхнего карбона
4. Газонефтяная залежь II-d в карбонатах верхнего карбона
5. Нефтяная залежь III в карбонатах ассельского яруса нежней перми
6. Газонефтяная залежь IV в карбонатах ассельского и сакмарского ярусов нижней перми

Пересчет запасов газа по залежи I в карбонатах серпуховского яруса нижнего карбона, по залежи V в карбонатах нижнеартинского подъяруса нижней перми и подсчет запасов УВ в терригенной части разреза (верхняя пермь-триас) в 2004 г, перед подготовкой настоящего проектного документа, согласно Технического задания не предусматривался.

Оценка балансовых запасов проведена объемным методом, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности определялись по скважинным данным как средневзвешенные значения. Коэффициенты нефтеизвлечения и конденсатоизвлечения не пересматривались и приняты в размере утвержденных ранее ГКЗ СССР.

Запасы нефти залежей Южно-Шапкинского купола отнесены к категории С1. Запасы газа и конденсата залежей II-a, II-b, II-c отнесены к категории С2, так как не подтверждены опробованием.

Запасы нефти и растворенного газа подсчитаны раздельно по зонам насыщения по каждой залежи. В этой же таблице показаны текущие (по состоянию на 1.01.2004 г) балансовые запасы по залежам. Вновь подсчитанные запасы прошли государственную экспертизу и утверждены Центральной Комиссией Министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (протокол № 517(М)-2004 от 09.07.2004г.).

 

2. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

 

2.1 История проектирования разработки месторождения, характеристика основных проектных решений

 

Первый проектный документ на разработку месторождения – «Технологическая схема разработки II залежи Южно-Шапкинского месторождения» – составлен в апреле 1976 года институтом ПечорНИПИнефть. В соответствии с письмом министра нефтяной промышленности Н.А.Мальцева «Технологическая схема...» прошла апробацию на научно-техническом совете объединения «Коминефть» и утверждена протоколом заседания Центральной комиссии  по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений за №485 от 05.04.1976г. Согласно рекомендуемому варианту утверждённой техсхемы на месторождении предусматривалась:

• реализация блоковой трёхрядной системы размещения скважин по сетке 400´400м;
• общее число скважин – 130, в т.ч.:

основной фонд – 100 скважин;

резервный фонд – 30 скважин;

• максимальный годовой уровень добычи нефти – 1,2 млн.тонн.

До момента составления последующего проектного документа (см.ниже) решения данной «Технологической схемы...» не выполнялись.

Подсчёт запасов нефти и сопутствующих компонентов выполнен Ухтинской тематической экспедицией по состоянию на 1 июня 1976 года. Подсчёт запасов проведён объёмным методом, представлялся в ГКЗ впервые. Геологические и извлекаемые запасы утвёрждёны протоколом №7714 от 12.10.1976г..

После утверждения в установленном порядке запасов нефти, газа и конденсата, на заседании бюро Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений 18.06.1980г. состоялось рассмотрение следующей «Технологической схемы разработки Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения» (протокол №865). Комиссия утвердила технологическую схему со следующими принципиальными основными положениями:

• выделение залежей II и III, вмещающих более 85% утверждённых геологических запасов нефти, как единого эксплуатационного объекта;
• реализация системы размещения скважин по равномерной сетке 400´400м;
• общее число скважин – 150, в т.ч.:

основной фонд – 120 скважин, из них 94 - добывающих;