Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки Чикулаевского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Свою первую производственную практику я проходил на предприятии нефтедобывающего комплекса ЦДНГ-1. Продолжительность практики составляла 6 недель, с 30 июня по 10 августа 2008 года.

В административном отношении Чикулаевское месторождение расположено в Чернушинском районе Пермской области, в 10 км южнее города Чернушка, в 15 км юго-западнее Павловского нефтегазового месторождения.

От областного центра месторождение находится к югу в 168 км. Связь с областным центром осуществляется по Горьковской железной дороге через г.Екатеринбург, а также автотранспортом по трассе Чернушка- Кукуштан- Пермь.

Гидрографическая сеть в районе развита слабо. Площадь Чикулаевского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып, протекающих в меридиональном направлении одна западнее, другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш, Атняшка - левые притоки Таныпа; Трунок, Бизяр - правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов Чикулаевского месторождения и населенных пунктов, находящихся на территории месторождения, производится от существующей системы фильтровально-насосной станции на р.Б.Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения, а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов.

Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Долины рек покрыты мелким кустарником, нередко заболочены.

Основными полезными ископаемыми является нефть и газ, среди прочих можно отметить глины, галечник, песчаники, которые имеют лишь местное значение.

Тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» я выбрала для того, чтобы рассмотреть эффективна ли применяемая система разработки.

1. История открытия Чикулаевского месторождения и проектирование разработки

Чикулаевское нефтяное месторождение открыто в 1983 году при бурении поисково-оценочных скважин. Открытию Чикулаевского месторождения предшествовали региональные и детальные геолого-геофизические исследования, которые приведены в таблице:

Таблица 1.1

1	Геологическая и аэрогеологическая съемка	Масштаб 1:25000, 1:200000. Установлено пологое погружение верхнепермских отложений на запад.
2	Магниторазведка	Масштаб 1:1000000. Магнитное поле характеризуется общим нарастанием значений ДТб в восточном направлении
3	Электроразведка	Масштаб 1:50000, 1:100000. Отмечено погружение опорного электрического горизонта, отождествленного с кровлей иренского горизонта, в западном направлении.
4	Гравираз-ведка	Масштаб 1:100000, 1:200000. Возрастание значений изоаномал силы тяжести происходит в восточном направлении.
5	Сейсморазведка МОГТ	Масштаб 1:25000, 1:50000. Подготовлена Чикулаевская, Южинская, выявлен ряд приподнятых участков. На Чикулаевской структуре проведены также работы по методике «илансъемки».
6	Структурно-поисковое бурение	20 структурно-поисковых скважин. Плотность бурения 0.33 скв/км2, изучен разрез пермских отложений. Подготовлены Труш-никовская и Этышская структуры.
7	Поисково-разведочное бурение	Пробурено 16 скв.5 плотность бурения 0.27 скв/км2. Открыто Чикулаевское, Этышское, Трушниковское, Южинское месторождения нефти Чернушинской группы месторождений (залежи в каменноугольных и девонских отложениях).
8	Сейсмокаротаж	Проведен в 5 разведочных и 2 структурных скважинах и 12 углубленных скважин.

По материалам бурения и испытания поисковых и разведочных скважин специалистами ПермНИПИнефть в 1984 г. были подсчитаны и утверждены в ЦКЗ запасы нефти. Извлекаемые запасы нефти категорий С1+С2 по месторождению в целом составили 462 тыс.т.

На базе этих запасов в 1985 году ПермНИПИнефть составлена технологическая схема разработки, утверждённая ПО Пермнефть.

В 1985 году месторождение введено в пробную эксплуатацию. С 1985 года по 1989 год месторождение разбуривалось и разрабатывалось по технологической схеме.

После разбуривания было уточнено представление о геологическом строении, установлены промышленные запасы нефти в пластах Тл2-а и Бб. На Восточно-Южинском поднятии выявлена промышленная нефтеносность в пластах Тл, Бб и Т.

На 1.01.1987 года в ПермНИПИнефть был произведён пересчёт запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти по месторождению в целом по категории С1 составили 1248 тыс.т.

В 1988 году на базе уточнённых запасов нефти составлена «Технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения» в которой было намечено бурение дополнительных скважин.

По состоянию на 1.01.1991 г. ОАО ПермНИПИнефть проведён пересчёт запасов нефти. Балансовые запасы по месторождению по категориям В+С1 составили 6139 тыс.т, извлекаемые - 1744 тыс.т, по категории С2 балансовые запасы - 505 тыс.т, извлекаемые - 131 тыс.т.

В 1996 году ПермНИПИнефть проведен анализ разработки месторождения и пересмотрены запасы нефти в сторону увеличения.

В 2004 году в связи с составлением «Дополнения к технологической схеме разработки Чикулаевского месторождения» уточнены запасы нефти и газа. Проведен пересчет запасов объемным методом и через геологическую модель.

По состоянию на 1.11.2004 года на балансе РГФ стоят запасы нефти в количестве: 7150 тыс.т балансовые, 2209 тыс.т извлекаемые.

Месторождение находиться на третьей стадии разработки.

2. Стратиграфия Чикулаевского месторождения

В пределах антеклизы беламорско-карельский фундамент разделен зонами разломов на блоки. Беломорские гранито-гнейсы, выявленные мозаичному характеру аномалий региональных магнитных и гравитационных полей,окаймляются более обширными зонами карелид, которые представлены сланцами и гнейсами с абсолютным возрастом AR - PR1. Глубина залегания фундамента здесь составляет 7-8 км.

Геологический разрез Чикулаевского месторождения изучен на максимальную глубину 2171 м по материалам поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и представлен породами от четвертичного до верхне-рифейского возраста.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Русской платформы, утвержденная в 1988 году.

Осадочная толща, представленная рифейским, вендским и палеозойским комплексами пород, залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.

Протерозойская группа-Prt2.

Представлена только верхним комплексом отложений в обьеме рифейских и вендских толщ.

Рифейский комплекс пород-Prt2 R.

В разрезе данной территории рифейский комплекс пород сложен алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми, линзовидными, переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 79 м.

Вендский комплекс пород-Prt2V.

Вендские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми, линзовидными, переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 41 - 112 м.

Палеозойская группа-Pz.

Данные отложения залегают несогласно на отложениях вендского комплекса и представлены девонской, каменноугольной и пермской системами. Кембрийская, ордовикская и силурийская системы отсутствуют в разрезе в результате перерыва в осадконакоплении.

Девонская система-D.

Девонская система представлена двумя отделами - средним и верхним. Нижний отдел и эйфельский ярус отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении. Отложения живетского яруса среднего отдела девонской системы залегают в стратиграфическом несогласии на отложениях вендского комплекса верхнего протерозоя.

Средний отдел-D2.

Средний отдел девонской системы представлен живетским ярусом. Эйфельский ярус отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.

Живетский ярус-D2gv.

Живетский ярус сложен терригенными породами толщиной 5-18 м. Представлены алевролитами, песчаниками нефтенасыщенными.

Верхний отдел-D3.

Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами и залегает согласно на отложениях среднего отдела.

Франский ярус-D3fr.

Франский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус-D3fr1.

Нижний подъярус представлен пашийским, тиманским горизонтами.

Пашийский горизонт.

Отложения пашийского горизонта толщиной 2-5 м представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами.

Тиманский горизонт.

Тиманский горизонт сложен алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Толщина горизонта 7-16м. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт - III.

Средний подъярус-D3fr2.

Средний подъярус представлен саргаевским, доманиковым горизонтами.

Саргаевский горизонт.

Саргаевсие отложения представлены известниками темно-серыми, крепкими. Мощность 6-9 м.

Доманиковый горизонт.

Доманиковые отложения преставлены известняками темно-серыми, крепкими. Мощность 18-22 м.

Верхний подъярус-D3fr2

Верхнефранские отложения представлены известняками и доломитами. Мощность 72-235 м.

Фаменский ярус-D3fm.

Фаменские отложения представлены известняками и доломитами толщиной от 187 до 547 м.

Каменноугольная система-С.

Каменноугольная система представлена нижним, средним и верхним отделами и залегает согласно на фаменских отложениях верхнедевонской системы.

Нижний отдел-С1.

Нижний отдел представлен турнейским, визейским+серпуховским ярусами.

Турнейский ярус-С1t.

Отложения турнейского яруса представлены известняками толщиной 79-175 м. К кровле турнейского яруса приурочен отражающий горизонт-IIп.

Визейский-Серпуховский ярус-C1v+s.

Визейский ярус представлен нижним, средним и верхневизейским+нижне- и верхнесерпуховским подъярусами.

Нижний подъярус

Нижний подъярус представлен кожимским надгоризонтом.

Кожимский надгоризонт.

Кожимские отложения представлены радаевским и бобриковским горизонтами. Косьвинский горизонт в разрезе отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.

Радаевский горизонт

Радаевские отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Мощность 4-13 м.

Бобриковский горизонт

Бобриковские отложения представлены переслаивающимися глинистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной 12-37 м.

Средний подъярус

Средний подъярус представлен окским+заборьевским+старобешевским надгоризонтом.

Окский+заборьевский+старобешевский надгоризонт

Окские+заборьевские+старобешевские надгоризонт представлен тульским горизонтом.

Тульский горизонт-С1tl

Тульские отложения представлены внизу тульскими терригенными отложениями (tlт) алевролитов и песчаников, толщиной 11-37 м., вверху- тульскими карбонатными отложениями (tlк) известняков, толщиной 22-29 м. К кровле тульских терригенных отложений приурочен отражающий горизонт-IIk.

Верхневизейский+нижне- и верхнесерпуховский подъярус

Верхневизейские+нижне- и верхнесерпуховские отложения сложены известняками и доломитами. Мощность 12-311 м.

Средний отдел-С2

Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус-С2b

Башкирские отложения представлены известняками с прослоями конгломерато-брекчий. Мощность 27-66 м. К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт-Iп.

Московский ярус-С2m

Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус

Представлен верейским и каширским горизонтом.

Верейский горизонт

Верейский отложения представлены переслаивающимися известняками и аргиллитами толщиной 47-60 м.

Каширский горизонт

Каширские отложения представлены известняками. Мощность 42-87 м.

Верхний подъярус

Верхний подъярус представлен двумя горизонтами: подольским и мячковским.

Подольский горизонт

Подольские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 69-112 м.

Мячковский горизонт

Мячковские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 74-101 м.

Верхний отдел-С3

Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Мощность 82-167 м.

Пермская система-Р

Представлена двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел-Р1

Нижний отдел представлен сакмарским+ассельским, артинским и кунгурским ярусами.

Сакмарский+ассельский ярус-Р1s+as

Представлены известняками и доломитами. Мощность 143-221 м.

Артинский ярус-Р1ar

Артинские отложения представлены известняками. Мощность 121-309 м.

Кунгурский ярус-Р1kg

Кунгурский ярус представлен филипповским и иренским горизонтом.

Филипповский горизонт

Представлен доломитами с тонкимим прослоями известняков. Мощность 29 м.

Иренский горизонт

Иренский отложения представлены доломитоми и ангидритами. Мощность 100 м.

Верхний отдел-Р2

Верхнепермские отложения представлены песчаниками и доломитами. Мощность 40-110 м.

Мезозойская группа-MZ

Триасовая -Т, юрская-J, меловая-К системы отсутствуют в разрезе месторождения в результате перерыва в осадконакопления.

Кайнозойская группа-KZ

Кайнозойская группа представлена четвертичной системой. Палеогеновая и неогеновая система в разрезе отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении.

Четвертичная система-Q

Четвертичная система несогласно залегает на позднепермских отложениях и представлена суглинками, глинами мощностью до 34 м.

В результате рассмотрения основных этапов истории геологического развития можно констатировать, что на протяжении всей палеозойской эры неоднократно возникали условия, благоприятные для накопления мощных терригенных толщ, содержащих как глинистые, так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород палеозоя являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования, а наличие выдержанных по площади коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.

3. Тектоника Чикулаевского месторождения

В современном региональном тектоническом плане территория Чикулаевского месторождения приурочена сочленению Татышлинского выступа и Дубовогорской террасы (структуры 2-го порядка), осложняющих северный склон Башкирского свода (структура 1-го порядка). К структурам третьего порядка относятся Северный и Южный купола, Восточно-Южинское и Северо-Этышское поднятия.

Рассмотрим более подробно тектонику Чикулаевского нефтяного месторождения на основе структурных карт по отражающим горизонтам (ОГ III, ОГ IIп, ОГ IIк, ОГ ).

По ОГ III (связанному с кровлей терригенных отложений тиманского горизонта).

В пределах рассматриваемой территории наблюдается моноклинальное залегание слоев с простиранием с северо-запада на юг, осложненное различными структурными элементами: приподнятыми участками, прогибами, выступами. По замкнутой изогипсе -1830 м выделяется Северный купол, размерами 2,8 1,4 км, амплитудой 7 м.

По ОГ IIп (приуроченному к кровле турнейского яруса).

В связи с тектоническими нарушениями в последевонское время образуется антиклинальная складка. В связи с чем месторождение представляет собой многокупольное поднятие. В пределах рассматриваемой территории прослеживается четыре замкнутые структуры.

Северный купол: имеет размеры 0,9Ч0,7 км по изогипсе -1220 м, амплитуда 5 м.

Южный купол: имеет размеры 1,7Ч1,3 км по замкнутой изогипсе -1240 м при амплитуде 10 м.

Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола, представляет собой брахиантиклиналь, его размеры 2,9Ч1,7 км по изогипсе -1250 м, амплитуда 9 м.

Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола, представляет собой купол размерами 2,3Ч1,7 км по изогипсе -1250 м, амплитуда 24м.

По ОГ IIк (приуроченному к кровле тульских терригенных отложений).

Происходит унаследование структуры, т.е. в пределах рассматриваемой территории также прослеживаются четыре замкнутые структуры, но структура немного видоизменяется.

Северный купол: имеет размеры 2,2Ч1,8 км по изогипсе -1200 м при амплитуде 42м, угол наклона его восточного крыла, которое круче западного, составляет 4 (амплитуда структуры увеличивается до 42м, также увеличивается и его размер с 0,9Ч0,7км до 2,2Ч1,8км).

Южный купол: имеет размеры 2,4Ч1,0 км по замкнутой изогипсе -1200 м, амплитуда 24 м (амплитуда структуры увеличивается с 10м до 24м, также увеличивается и его размер с 1,7Ч1,3 км до 2,4Ч1,0км).

Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола, представляет собой брахиантиклиналь, его размеры 2,9Ч1,7 км по изогипсе -1200 м, амплитуда 12 м ( амплитуда структуры увеличивается с 9м до 12м, размер структуры сохраняется).

Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 0,8Ч0,6 км по изогипсе -1210 м., амплитуда 19м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 19м, также уменьшается и его размер с 2,3Ч1,7 км до 0,8Ч0,6 км).

По ОГ I (приуроченному к кровле башкирских отложений).

В пределах рассматриваемой территории прослеживается многокупольное поднятие. Структурный план по кровле отложений башкирского яруса во многих чертах схож с тульской структурной поверхностью.

Северный купол: размеры в пределах замыкающей изогипсы _830 м составляют 1,60,8 км, амплитуда - 15 м (амплитуда структуры уменьшается с 42м до 15м, также уменьшается и его размер с 2,2Ч1,8 км до 1,6Ч0,8км).

Южный купол: в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 2,50,7 км, амплитуда - 5 м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 5м, увеличивается размер с 2,4Ч1,0 км до 2,5Ч0,7км).

Восточно-Южинское поднятие: представляет собой купол, размеры в пределах замыкающей изогипсы -850 м составляют 1,91,0 км, амплитуда - 16 м (амплитуда структуры увеличивается с 12м до 16м, но уменьшается его размер с 2,9Ч1,7 км до 1,9Ч1,0км).

Северо-Этышское поднятие: представляет собой купол, в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 0,90,6 км, амплитуда - 2 м (амплитуда структуры уменьшается с 19м до 2м, но увеличивается его размер с 0,8Ч0,6 км до 0,9Ч0,6км).

Вверх по разрезу отмечается выполаживание структур.

В качестве вывода можно отметить совпадение структурных планов по всем отражающим горизонтам, что является из наиболее благоприятных условий для образования залежей углеводородов.

4. Гидрогеология Чикулаевского месторождения

Чикулаевское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна и принадлежит к восточной части Волго-Камского артезианского бассейна второго порядка. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью в пределах месторождения выделяются два гидродинамических этажа: верхний и нижний, разделенные карбонатно-сульфатными отложениями иренского горизонта. Толщина флюидоупора изменяется от 40 до 122 м.

Верхний гидродинамический этаж объединяет зоны активного и затруднённого водообмена с земной поверхностью. В основном он сложен верхнепермскими и, частично, нижнепермскими отложениями. Нижний гидродинамический этаж, содержащий углеводородные залежи, характеризуется застойным режимом подземных вод.

ВЕРХНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ.

Водоносный локально - слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт. В долине р. Быстрый Танып и его притоков развиты грунтовые воды аллювиальных отложений. Уровень грунтовых вод определяется количеством атмосферных осадков. Воды горизонта эксплуатируются колодцами глубиной 3-11м.

Слабоводоносный локально-водоносный шешминский терригенный комплекс (P2ss). Водосодержащими породами комплекса являются песчаники, алевролиты и аргиллиты, мергели и известняки. Водоупорами служат глины и песчаники, нетрещиноватые разности пород. Дебит родников составляет 0,2-0,7 л/сек, дебит скважин - 0,8-4,4 л/сек. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией 0,3-0,5 г/л, но в пределах почти всего Чернушинского района, на землях которого расположено месторождение, возможно неглубокое залегание минерализованных вод. Это обусловлено, с одной стороны, загипсованностью пород нижней части шешминского водоносного комплекса, с другой - подъемом глубинных вод по трещинам в сводах поднятий Чернушинского вала. Здесь возможно увеличение концентраций сульфатов и общей минерализации вод. Пресные воды гидрокарбонатно-кальциевого состава распространены до глубин 50 - 60, реже 100 м. Они обладают хорошими питьевыми качествами и широко используются населением для водоснабжения.

НИЖНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ.

Верхнекаменноугольно - нижнепермский водоносный комплекс карбонатных пород в районе месторождения изучен недостаточно. Перекрывающий его иренский горизонт кунгурского яруса, сложенный чередующимися ангидритовыми и карбонатными пачками пород, в западной части района является регионально выдержанным водоупором. При сравнительно неглубоком (45 - 192 м) залегании на Чикулаевском месторождении иренские отложения водоносны. Так, в процессе структурно - поискового бурения на соседней Тюйской площади водоносные горизонты встречены в верхней и нижней частях иренских отложений, соответствующих лунежской и неволинской пачкам. Воды сульфатно - кальциевого состава с минерализацией 1.7 - 4.3 г/л и содержанием сероводорода до 51 мг/л (скв. К-18).

Водосодержащие породы верхнекаменноугольно - нижнепермского водоносного комплекса вскрываются большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин на глубинах 180 - 270 м. Водопритоки различной интенсивности отмечались из верхней и нижней частей филипповских и из прикровельной части артинских отложений. Практически все скважины самоизливали сероводородной водой.

Судя по региональным закономерностям, нижнепермские отложения насыщены водами сульфатно-кальциевого и хлоридно-сульфатно-натриевого состава с минерализацией от 3 до 10 г/л. Содержание сероводорода в них достигает 285 мг/л. В небольших количествах присутствуют микрокомпоненты, в мг/л: бром 38, йод 1.5, бор 22, аммоний 16.

Московский водоносный комплекс терригенно - карбонатных пород включает в себя мячковские, подольские, каширские и верейские отложения. Покрышкой комплекса служат нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты. Это подтверждается гидродинамическими испытаниями подольско - мячковских отложений, 80 % которых представлены “сухими” объектами.

Водосодержащие проницаемые пласты выделяются, в основном, в каширском и верейском горизонтах. Они составляют 57 % от общего количества объектов гидродинамических исследований отложений этих горизонтов.

В породах комплекса распространены поровый и трещинно-поровый типы коллекторов. Водоносные породы верейских отложений (пласт В3В4) залегают ниже абсолютной отметки минус 798 м. Их коллекторские и фильтрационные свойства весьма неоднородны.

Подземные воды представлены рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации (отношение rNa/rCl) вод изменяется от 0.63 до 0.78, коэффициент сульфатности - от 0.10 до 0.82. Воды, в основном, полностью насыщены сульфатами кальция.

По концентрации микрокомпонентов воды относятся к категории промышленных бромных и йодно-бромных. Сероводород обнаружен в подземных водах верейских и мячковских отложений в количестве от 15 - 378 до 1177 мг/л.

Комплекс представлен гранулярно - обломочными, палеокарстовыми и субэндогенными подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Эффективная часть разреза башкирских отложений, в основном, представлена пористой средой фильтрации, окско - серпуховских - трещинно-каверновой.

Водонасыщенные породы башкирских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 821- 825 м. Их пористость и проницаемость, определённые по анализу керна и по геофизическим данным, отличаются большой изменчивостью.

Подземные воды окско - серпуховско - башкирского водоносного комплекса - опреснённые рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 160 г/л. По сравнению со смежными комплексами они характеризуются меньшим коэффициентом метаморфизации (0.86 - 0.87) и большим коэффициентом сульфатности (>1). Воды полностью насыщены сульфатами. В них присутствует сероводород в количестве от 66 до 104 мг/л. Содержание микрокомпонентов понижено.

Нижне - средневизейский водоносный комплекс представлен преимущественно терригенными породами кожимского надгоризонта и тульского горизонта визейского яруса. Региональным флюидоупором комплекса являются глинистые известняки верхней части тульского горизонта. Толщина флюидоупора на большей части месторождения не превышает 5 м.

Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитовыми и аргиллитовыми. Его эффективная часть представлена седиментационно-гранулярным и седиментационно-трещинным типами геофильтрационных сред. В основном здесь распространены поровые коллекторы.

Подземные воды комплекса - высокометаморфизованные (0.69 - 0.73) рассолы хлоркальциевого типа. Им свойственна низкая сульфатность, коэффициент сульфатности вод изменяется в диапазоне от 0.004 до 0.12. Дефицит сульфатного насыщения достигает 96 %.

Воды являются промышленными йодно-бромными. Присутствие сероводорода не характерно. В небольших количествах он обнаружен в водах тульских отложений.

Верхнедевонско - турнейский водоносный комплекс охватывает карбонатную часть разреза, включая саргаевские отложения. Перекрывающий флюидоупор представлен плотными неяснослоистыми, часто глинистыми турнейскими известняками и аргиллитами кожимского надгоризонта. Его толщина изменяется от 4 - до 15 м.

Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. В его разрезе развит карстовый тип геофильтрационной среды. Эффективная часть комплекса представлена палеокарстовым и гранулярно-обломочным подтипами, неэффективная - субэндогенным.

Средне - верхнедевонский водоносный комплекс состоит из преимущественно терригенных отложений тиманского и пашийского горизонтов нижнефранского подъяруса и живетского и эйфельского ярусов.

Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный перекрывающий флюидоупор комплекса. Он представлен существенно глинистыми породами, среди которых локально встречаются пласты песчаников (пласт Д0) и прослои нижне- и среднетиманских известняков и алевролитов. На исследуемой площади толщина покрышки изменяется от 7 до 17 м.

Источником хозяйственно - питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных, шешминских отложений.

В настоящее время состав попутных вод сильно изменён по сравнению с первоначальным составом пластовых вод. Судя по результатам химических анализов, в настоящее время содержание промышленно ценных компонентов в пробах вод, отобранных из промысловых сооружений (ДНС, УПН и УСУ), в основном ниже промышленных концентраций: йода в пробах в среднем 5.71 мг/л, стронция - 240.25 мг/л, цезия - 2.75 мг/л, калия - 881.25 мг/л. Бор, рубидий, литий промышленных концентраций не достигли и в пластовых водах.

Таким образом, несмотря на большие объёмы попутно добываемых вод, они неперспективны по содержанию промышленно ценных компонентов и Чикулаевское месторождение не может быть рекомендовано для их промышленной эксплуатации.

5. Нефтегазоностность и строение продуктивных пластов Чикулаевского месторождения

В разрезе Чикулаевского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

· верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1).

· нижне-средневизейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл).

· верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш1).

· верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).

Раздел иллюстрируется геологическим профилем месторождения верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс.

Пласт Т1.

Промышленная нефтеносность установлена на Северном и Южном куполах, Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.

Северный куполю

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 2,0х2,3 км, этаж нефтеносности - 60 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 5,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 14%, проницаемость 0,047 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1268 м. Промышленная нефтеносность связана с пористыми разностями известняков и доломитов. Покрышкой служат плотные разности карбонатных пород.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 13,27.

K(песч)= 0,453.

гидропроводность 2,4 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 120 см2/с;

продуктивность 3,7 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,85 МПа;

давление насыщения нефти газом 7,8 МПа;

текущее пластовое давление 15,28 МПа;

Южный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,0х1,3 км, высота залежи - 30 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 12%, проницаемость 0,069 мкм2 . Площадь водонефтяной зоны значительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 9,4 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1255 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)=11,6.

K(песч)= 0,464.

гидропроводность 3,2 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 199 см2/с;

продуктивность 2,2 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,87 МПа;

Восточно-Южинское поднятие.

А) Залежь пластовая сводовая водоплавающая, размерами 1,0х1,6 км, высота залежи - 20 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 81,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 13%, проницаемость 0,135 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1260 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 12,0.

K(песч)= 0,884.

гидропроводность 4,2 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 378 см2/с;

продуктивность 5,6 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,6 МПа;

давление насыщения нефти газом 7,8 МПа;

пластовая температура 26С;

Северо-Этышское поднятие

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,7х0,9 км, высота залежи - 40 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 8,8 м, в среднем равна 1,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 14%, проницаемость 0,365 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1261 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 12,54

K(песч)= 0,482

гидропроводность 16,4 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 1193 см2/с;

продуктивность 13,6 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,72 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,2 МПа;

пластовая температура 26,5С;

нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс.

Пласт Тл2-а.

Пласт промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах, Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях. Покрышкой пласта служат аргиллиты толщиной 1-3 м. Залегает в кровле терригенной части тульского горизонта.

Общая толщина пласта составляет 2,8-12,4 м.

Северный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,7х2,2 км, высота залежи - 40 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 11 м, в среднем - 2,0 м, пористость 22%, проницаемость 0,436мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м с учетом ГИС и результатам опробования скважин.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 1,65

K(песч)= 0,447

гидропроводность 13,6 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 1487 см2/с;

продуктивность 8,0 т/сут МПа;

В)начальное пластовое давление 14,07 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,5 МПа;

пластовая температура 25С;

Южный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами залежи 1,5х1,5 км, высота залежи - 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 2,8 м, в среднем - 1,3 м, пористость 20%, проницаемость - 0,124 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 2,8

K(песч)= 0,379

Восточно-Южинское поднятие.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,85х1,7 км, высота залежи - 35м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 11 м, пористость 22%, проницаемость 0,642 мкм2, в среднем выделяется 1,65 пропластка, доля коллекторов в общем объеме составляет 45%. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 0,611

K(песч)= 2,12

гидропроводность 34,4 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 2652 см2/с;

продуктивность 11,6 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,47 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,5 МПа;

пластовая температура 24С;

Северо-Этышское поднятие.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,65х0,8 км, высота залежи - 25 м. Водонефтяная зона незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 2,4 м, пористость 20%, проницаемость 0,116 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1196 м по промыслово-геофизическим исследованиям и результатам опробования скважин.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 2,1

K(песч)= 0,361

гидропроводность 5,5 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 785 см2/с;

продуктивность 2, т/сут МПа2;

В) начальное пластовое давление 13,95 МПа;

пластовая температура 23С;

Пласт Тл2-б.

Раздел с пластом Тл2-а представлен хорошо прослеживаемой толщей аргиллитов толщиной 25 м. Промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах, Северо-Этышском поднятии.

Северный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,5х1,7 км, высота залежи - 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 5,2 м, в среднем - 2,0 м., пористость 23%, проницаемость 0,523 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1205 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 2,03

K(песч)= 0,602

гидропроводность 15,0 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 2209 см2/с;

продуктивность 14,1 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,07 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,85 МПа;

пластовая температура 25С;

Южный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами залежи 1,0х1,2 км, высота залежи - 25 м. Эффективная толщина 0,4 м - 11,6 м, пористость 23%, проницаемость 0,587 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1209 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 1,8.

K(песч)= 0,431.

гидропроводность 84,6 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 3133 см2/с;

продуктивность 35,0 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,14 МПа;

давление насыщения нефти газом 7,8 МПа;

пластовая температура 25С;

Северо-Этышское поднятие.

А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,55х0,7 км, высота залежи - 20м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 м до 2,4 м, в среднем равна 1,3 м, пористость 22%, проницаемость 0,039 мкм2 . Доля коллекторов в объеме пласта составляет 38%, количество пропластков, в среднем, 1,7. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)=1,75

K(песч)= 0,457

гидропроводность 1,3 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 147 см2/с;

продуктивность 2,35 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,24 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,10 МПа;

пластовая температура 23,5С;

Пласт Бб1.

Покрышкой пласта служат аргиллиты (до 4 м). Пласт распространен не по всей площади. Промышленно нефтеносен на Северном куполе и Северо-Этышском поднятии.

Северный купол.

А) Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 0,95х1,3 км, высота залежи - 20 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина колеблется от 0,4 м до 5,6 м, пористость 18%, проницаемость 0,056 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1208 м.

Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов:

K(расчл)= 1,22

K(песч)= 0,292

гидропроводность 0,52 мкм2 см/мПа с;

пьезопроводность 140 см2/с;

продуктивность 0,61 т/сут МПа;

В) начальное пластовое давление 14,21 МПа;

давление насыщения нефти газом 8,0 МПа;

пластовая температура 25,5С;

6. Свойства пластовых флюидов Чикулаевского месторождения

Отбор и исследования проб пластовых флюидов производили в 1983-85 гг. Качественная информация по свойствам пластовой нефти получена на Северо-Чикулаевском куполе из отложений тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1). Из пластов Бш1, Тл2-а, Бб1 отобраны глубинные пробы, которые характеризовали нефть на той или иной стадии дегазирования. Информация, полученная по ним после интерполяции до истинного Рнас, использована для определения достоверных параметров пластовой нефти. Устьевые пробы нефти изучены из этих же отложений, а также из пласта В3В4.

Таблица 6.1. Основные физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Характеристика	Т1	Тл2-а	Тл2-б	Бб1	Бб2	Мл	Бш1	В3В4
Давление насыщения нефти газом, МПа	7.8	8,5	8,85	8,0	7.05	7.25	6,0	6,95
Газонасыщенность, м3/т	37.7	43,2	45,8	35,0	30.1	33.9	22,0	45,5
Плотность нефти в пластовых усл., г/см3	861	840	843	878	884	874	877	863
Плотность разгазированной нефти, г/см3	905	861	886	882	904	908	877	830
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа·с	19.63	8,3	8,5	18,20	17.47	19.3	15,40	5,02
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании нефти, д. ед	1.102	1,11	1,104	1,084	1.066	1.084	1,05	1,110

Таблица 6.2. Основные физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

Характеристика	Т1	Тл2-а	Тл2-б	Бб1	Бб2	Мл	Бш1	В3В4
Температура насыщения парафином, °С	18	18	18	17	17	17	19	18
Температура застывания, °С	-20	-19	-13	<-21	-19	-20	-20	-11
Массовое содержание, % серы	3,04	1,76	1,58	1.65	2,71	2,71	2,25	1,58
смол	23,45	19,8	22,86	23.30	23,97	24,08	19,94	19,73
асфальтенов	3,54	4,32	3,43	5.50	5,00	5,78	4,93	4,23
парафинов	2,95	2,72	3,76	2.48	2,58	2,64	3,04	2,86

Таблица 6.3. Основные физико-химические свойства газа

Характеристика	Т1	Тл2-а	Тл2-б	Бб1	Бб2	Мл	Бш1	В3В4
Компонентный состав газа, разгазированной и пластовой нефти (в %): Сероводород	0	0	0	0.088	0.021	0.88	0	0
Углекислый газ	0.07	0	0.01	0.03	0.03	0.03	0	0.02
Азот	0.30	0.37	0.47	0.44	0.68	0.44	0.37	0.67
Метан	0.76	0.86	1.00	0.85	1.58	0.85	1.17	0.73
Этан	1.57	0.91	0.81	0.82	0.90	0.82	0.99	1.56
Пропан	0.43	1.68	1.16	1.50	1.44	1.50	1.56	1.89
Изобутан	1.26	0.54	0.41	0.45	1.30	0.45	0.38	0.52
Н.пентан	2.50	1.52	2.36	1.05	2.06	1.05	1.05	0.80
Гексан	2.17	3.05	3.42	2.85	5.80	2.85	2.65	2.06
Плотность газа, кг/м3	1.278	1.480	1.480	1.382	1.296	1.318	1.400	1.399

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Т1 - тяжелая, высоковязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а - тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-б - средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб1 - тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе - 0,04%.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб2 - тяжелая, высоковязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе - 0,09%.

Пластовая нефть пласта Мл - тяжелая, высоковязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Газ классифицируется как малоазотный, малометановый, высокожирный, содержание сероводорода - 1.53%.

Поверхностная нефть пласта Бш1 - тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном дегазировании низкоазотный, малометановый, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта В3В4 - средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким содержанием (около 50%) бензинокеросиновых компонентов - по этим показателям нефть весьма похожа на поверхностную нефть. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

Таким образом, можно сказать, что основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов вверх по разрезу практически не изменяются.

Товарная характеристика нефти обуславливается ее свойствами на поверхности. Нефти Чикулаевского месторождения сернистые, поэтому процессам переработки должна предшествовать сероочистка. Средний выход бензинокеросиновых фракций пласт В3В4 и пласт Мл. Они могут использоваться для получения автомобильных бензинов. Керосиновые дистилянты нефтей, после предварительной сероочистки могут использоваться для получения осветительных керосинов. Высококипящая часть нефтей может служить сырьем для получения летнего дизельного топлива. Нефтяной газ рекомендуется использовать в нефтехимическом производстве.

7. Основные положения технологической схемы разработки или проекта разработки Чикулаевского месторождения

В 2004 г. институтом «ПермНИПИнефть» составлена «Уточненная технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения», которая является действующим проектным документом.

Согласно технологической схеме 2004 года проектный фонд составляет 56 скважин. Из пробуренных на месторождении 56 скважин, 28 скважин находятся в действующем добывающем фонде, 2 - добывающие бездействующие, 4 - нагнетательные, 5 скважин дают техническую воду, 12 находятся в консервации и 5 скважин ликвидированы после бурения.

В данном проектном документе на Чикулаевском месторождении выделено 15 самостоятельных объектов разработки:

на Северо-Чикулаевском куполе - 5 объектов разработки:

- верейский (залежь нефти пласта В3) - искусственный водонапорный режим, очаговая система заводнения, сетка скважин 300х300м, КИН=0,302.

- башкирский (залежь нефти пласта Бш1) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, единичная скважина, КИН=0,317.

- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, сетка скважин 400х400м, КИН=0,445.

- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, единичная скважина, КИН=0,316.

- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим, приконтурно-очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м, КИН=0,328.

на Южно-Чикулаевском куполе - 2 объекта разработки:

- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, единичная скважина, КИН=0,435.

- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим, приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м, КИН=0,363.

на Восточно-Южинском поднятии - 4 объекта разработки:

- тульский (залежь нефти пласта Тл2-а) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, единичная скважина, КИН=0,379.

- бобриковский (залежь нефти пласта Бб2) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, сетка скважин 250х250м, КИН=0,409.

- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, сетка скважин 200х200м,КИН=0,252.

- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим, приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м, КИН=0,345.

на Северо-Этышском поднятии - 4 объекта разработки:

- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, единичная скважина, КИН=0,439.

- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, сетка скважин 200х200м., КИН=0,515.

- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим, система заводнения отсутствует, сетка скважин 200х200м, КИН=0,292.

- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим, очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м, КИН=0,314.

Описание способов эксплуатации.

Данные установки относятся к классу бесштанговых установок. ЭЦН предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. ЭЦН эксплуатируются в основном высокодебитные скважины. Работа установки происходит следующим образом. Электроток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю и электродвигателю и приводит его в действие: электродвигатель вращает вал колеса и приводит, таким образом, в действие центробежный насос. Во время работы происходит всасывание жидкости центробежным насосом через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетание его по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины (рис. 7.1).

Эксплуатация нефтяных скважин ШГН является наиболее распространенным способом добычи нефти. Современными ШГН можно добывать нефть с глубин до 3000 метров, а также эксплуатировать скважины с дебитом жидкости от долей тонны до нескольких сотен тонн в сутки. Работа ШГН происходит следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан под давлением жидкости снизу открывается, и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости, находящейся в насосно-компрессорных трубах. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывания жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосно-компрессорных трубах, а при ходе вниз - вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют глубинный насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины (рис. 7.2).

Запроектированная система разработки соответствует геологической модели месторождения и является экономически эффективной.

Рис. 7.1 - ЭЦН



Рис. 7.2 - ШГН

8. Текущее состояние разработки Чикулаевского месторождения и эксплуатационного объекта, выбранного для исследования

В 2004 г. институтом «ПермНИПИнефть» составлена «Уточненная технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения», которая является действующим проектным документом, месторождение находится на 3-ей стадии разработки. Объектом исследования является эксплуатационный объект Т1 (3-я стадия разработки).

А) Анализ графика разработки по турнейскому эксплуатационному объекту.

1 стадия: С 1987-1988 гг.- период пробной эксплуатации залежи. Начальное Рпл равнялось 14,85 МПа, текущее Рпл не изучалось. В этот период максимальное число добывающих скважин составляло 6: № 10, 11, 16, 17, 18 и 19. В 1987 года годовой отбор нефти составлял 7,798 тыс.т., а добыча жидкости 8,892 тыс. т. Среднегодовой дебит по залежи был равен 9,9 т/сутки. Вода в продукции скважин в незначительном количестве стала появляться с 1987 г. К 1988 г. ее весовое значение составило 14,3% и в дальнейшем наблюдалось постепенное увеличение. Такие колебания обводненности по пласту можно объяснить введением в эксплуатацию новых безводных скважин.

В 1988 году начали работу на турнейскую залежь ещё 6 скважин: №12, 13, 14, 15, 24 и 25. Максимальный отбор нефти составлял 23,01 тыс. т. Начальный дебит нефти новых скважин составлял 7,3 - 8,4 т/сутки. К концу года в продукции новых скважин появилась вода. Максимальная добыча жидкости на 1988 год составила 27,01 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн.

2 стадия (1988-1990): С 1988 года прослеживается снижение добычи нефти и жидкости. С 1989 года в связи со снижением пластового давления в залежи, была организована закачка воды - 0,05 тыс. м3. накопленная компенсация составляла 20% и постепенно росла.

В 1989 году введено 5 новых добывающих скважин: 27, 29, 32, 33 и 34. Фонд действующих скважин составил 15. Добыча нефти и жидкости идет на спад, прослеживается увеличение обводненности продукции и уровня закачиваемой воды. Отбор нефти на 1991 год достиг 8,387 тыс. т., а отбор жидкости до 11,32 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн. Начальный дебит нефти новых скважин изменялся в пределах 2,3 - 4,0 т/сутки. Пластовое давление в течение 2 стадии колеблется на уровне 14,7 МПа. Все новые скважины имели в продукции воду от 4,3 до 11,0%. Средняя обводнённость в целом по залежи составляла 20,2%. Процент воды составлял 25,9%.Уровень закачиваемой воды составлял 18,25 тыс. м3, накопленная компенсация - 45,2%.

3 стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости, снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 1,4 т/сутки, среднегодовая обводнённость - 31,5%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 45,9%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.

С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.

В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.

В 1999 году выбыли из действующего фонда 4 добывающие скважины из-за низких дебитов и высокой обводнённости.

С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. Фонд добывающих скважин в течение пяти лет оставался постоянным - 9 скважин.

В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти - 5,05 тыс. т., жидкости - 7,191 тыс. т.

По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7,456 тыс.т. (темп годового отбора - 1,26%), добыча жидкости - 8,716 тыс.т, обводнённость продукции - 14,5%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19,007 тыс.м3. Накопленная добыча нефти равна 151,954 тыс.т (26,4 % от утверждённых НИЗ), жидкости - 199,27 тыс.т, попутного газа - 6,986 млн.м3. Накопленная закачка воды - 187,976 тыс.м3.

Б) Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 г.г. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.

...