Анализ разработки пласта, объекта Б2 Шумолгинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Самарский Государственный Технический Университет.

Нефтетехнологический факультет

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему «Анализ разработки пласта, объекта Б2 Шумолгинского месторождения»

Самара 2012

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

Выводы

2. Технологическая часть

2.1 Основные решения проектных документов

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

2.2.1 Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

2.3.1 Анализ изменения энергетического состояния залежи

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

2.4.1 Характеристика фонда скважин

2.4.2 Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов скважин

2.4.3 Анализ обводнения залежи

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.6 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных, эффективных, нефтенасыщенных толщин

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки

2.8 Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

Выводы

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

тектоника обводненность скважина

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования ( циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого- технических мероприятий (ГТМ).

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Шумолгинское месторождение расположено на территории Челно-Вершинского района Самарской области, в 115 км к северо-западу от г. Самары и в 20 км к югу от с. Челно-Вершины. Его местоположение определяется географическими координатами 54^о13^/ и 54^о14,5^/северной широты и 51^о02,6^/ и 51^о06,7^/ восточной долготы; занимаемая им площадь находится в пределах листа N-39.

Месторождение открыто в 1979 году. Во вскрытом разрезе выявлены залежи нефти в пластах А₃ верейского горизонта, Б₂ бобриковского горизонта и В₁, турнейского яруса.

В непосредственной близости от месторождения находятся следующие населенные пункты: Зубовка, Красный Строитель, Безводовка, Красная Горка и др., которые связаны между собой, а также с районным центром с. Челно-Вершины и с областным центром г. Самары шоссейными дорогами. Непосредственно через площадь проходит асфальтированная автодорога Самара - Сергиевск - Челно-Вершины. Ближайшая железнодорожная станция «Челно-Вершины» расположена в 20км к северу от месторождения. В 40 км к юго-востоку от месторождения проходит нефтепровод «Дружба».

Район размещения объекта характеризуется высоко развитой экономико-промышленной инфраструктурой, в которой значительная доля принадлежит агропромышленному и нефтедобывающим секторам народного хозяйства.

Вблизи Шумолгинского месторождения находятся Красногородецкое Боровское, Озеркинское, Радаевское, Горбуновское, Славкинское нефтяные месторождения (рис. 1.1).

Шумолгинское нефтяное месторождение относится к Северной группе месторождений Самарской области и числится на балансе ОАО «Самаранефтегаз». Его разработку осуществляет ЦДНГ 1, расположенное в пос. Суходол Сергиевского района, на расстоянии 95 км от г. Самары. Добываемая продукция поступает на Серноводскую НПС.

На дату составления настоящего отчета на месторождении пробурено 38 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

В 1992-97 гг. на месторождении проводилось эксплуатационное бурение. В 1992 году Шумолгинское месторождение введено в разработку на пласты Б2 и А3, в 1997 г. - на пласт В1.

Рис.1.1

1.2 Орогидрография

В гидрографическом отношении район расположен на левом берегу реки Кондурчи в 8 - 10 км от нее. Местность представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную оврагами. Абсолютные отметки рельефа составляют +160 - +210 м. Большая часть территории покрыта смешанными лесами.

Климат района континентальный: с сухим жарким летом и холодной зимой. Абсолютно - высокая температура +32,9⁰ С отмечается в июне, абсолютно - низкая -30,4⁰ С в декабре. Максимальное количество осадков отмечается в период от ноября до мая месяца от 28 до 53 мм ежемесячно. Минимальное количество осадков было отмечено в июне месяце, не превышающее 3,5 мм. А всего в году выпадает 513 мм осадков. Толщина снегового покрова не превышает 30 см. Число дней со снеговым покровом 137. Продолжительность безморозного периода 106 дней. Первый мороз 13 сентября, последний - 7мая.

1.3 Стратиграфия

По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в геологическом строении Шумолгинского месторождения принимают участие породы архейского фундамента, среднего и верхнего девона, нижнего, среднего и верхнего карбона, нижней и верхней перми и четвертичные отложения.

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

Подробное описание разреза дается в работе [12].

Породы архейского кристаллического фундамента представлены, преимущественно, пестроцветным амфибол-пироксен-плагиоклазовым гнейсом. Максимальная вскрытая толщина 25 м.

Непосредственно на размытой поверхности фундамента залегают породы девона, представленные средним и верхним отделами.

Средний девон в пределах площади представлен терригенными породами (песчаниками, алевролитами и глинами) ардатовского и муллинского горизонтов живетского яруса (50-60 м).

Верхний девон представлен терригенными осадками пашийского (45-54 м) и кыновского (ныне тиманского) (48-55 м) горизонтов нижнефранского подъяруса, а также карбонатными породами саргаевского (20-25 м) и доманикового горизонтов (25-36 м) среднефранского подъяруса, затем верхнефранского подъяруса (178-238 м) и фаменского яруса (227-324 м). В разрезе пашийского горизонта выделяются два водонасыщенных пласта Д-I и Д-II. Выделяемый пласт Дк тиманского горизонта участками пропитан густой вязкой нефтью, местами водонасыщен, однако промышленных запасов нефти не содержит.

Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним, сложенными карбонатными породами (известняками и доломитами) с терригенной пачкой в бобриковском горизонте нижнего карбона. Общая толщина пород карбона колеблется от 1101 до 1338 м. В кровле турнейского яруса, общая мощность которого 53-71 м, выделяется пласт В₁, содержащий промышленную залежь нефти. К песчаникам, выделяемым в кровле бобриковского горизонта, мощностью 10-30 м, приурочены самые крупные залежи месторождения продуктивного пласта Б₂. К пористым и проницаемым терригенно-карбонатным прослоям верейского горизонта, общая мощность которого 45-55 м, приурочена залежь нефти продуктивного пласта А₃.

Нижнепермские отложения представлены карбонатными породами (доломитами и известняками) ассельского и сульфатно-карбонатными отложениями(переслаивание ангидритов с доломитами и известняками) сакмаро-артинского ярусов суммарной толщиной 55-128 м. Кунгурский ярус на площади отсутствует.

Верхнепермские отложения сложены терригенными образованиями (алевролитами, песчаниками, реже глинами, с прослоями доломитов, известняков и мергелей) уфимского яруса (0-10 м), карбонатными и сульфатно-карбонатными породами калиновской, гидрохимической, сосновской свит и переходной толщи казанского яруса (71-339 м), а также, преимущественно, песчано-глинистыми отложениями татарского яруса (200-205 м).

Четвертичные отложения представлены глинами и суглинками с прослойками песчаников, галечников, песков с включением коренных пород общей мощностью до 50 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Шумолгинское месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону расположено на границе Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода - крупных тектонических структур I-го порядка, в пределах Шумолгинского выступа кристаллического фундамента; по отложениям нижнего карбона - приурочено к внешней бортовой зоне Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП). Район характеризуется погружением кристаллического фундамента и всего комплекса осадочных пород в юго-западном направлении.

Шумолгинский выступ кристаллического фундамента в осадочном чехле находит свое отражение в виде одноименного поднятия, осложненного тремя локальными куполами: северо-восточным, северо-западным и южным. С двумя первыми связана промышленная нефтеносность отложений нижнего карбона. В целом, Шумолгинская структура характеризуется соответствием структурных планов основных отражающих горизонтов разреза с тенденцией увеличения амплитуды куполов поднятия в отложениях нижнего карбона и выполаживанием в среднем карбоне. Увеличение мощностей разреза между отражающими горизонтами нижнего карбона свидетельствует о возможно рифогенной природе Шумолгинского поднятия (в первую очередь, в пределах северо-западного купола) в толще фаменско-турнейских осадков.

1.5 Нефтегазоносность

Нефтеносность разреза Шумолгинского месторождения в процессе разбуривания изучалась по керну и промыслово-геофизическим материалам.

Промышленная нефтеносность установлена в продуктивных отложениях верейского горизонта (пласт А₃) среднего карбона, бобриковского горизонта (пласт Б₂) и турнейского яруса (пласт В₁) нижнего карбона.

Результаты испытания продуктивных пластов приведены в таблице П(ОТ).1.

Ниже приводится краткая характеристика залежей, приуроченных к указанным выше отложениям.

Залежь нефти пласта А₃ верейского горизонта выявлена на северо-западном куполе поднятия. В контуре залежи пробурены 22 скважины из 28, вскрывших пласт.

Продуктивный карбонатный пласт А₃ залегает на глубинах около 1100 м и приурочен к центральной и нижней частям разреза верейского горизонта. Пласт неоднороден, и представлен карбонатными породами - известняками и доломитами с прослоями глины, редко песчаника. По данным промысловой геофизики коллектор представлен, в основном, двумя-шестью проницаемыми прослоями, a в скважине № 50 восемью, толщиной от 0,4 (скв. 50, 59) до 8,3 м (скв. 51, 60), разделенными плотными послоями толщиной от 0,4 (скв. 50, 59, 69) до17,5 м (скв. 3). Эффективная толщина пласта А₃ в пределах залежи изменяется по скважинам от 10,2 (скв. 2) до 19,8м (скв. 1).

Нефтенасыщение пласта А₃ по керну было отмечено в скважинах 1, 2.

При испытании перфорированных интервалов пласта в скважинах №№ 2, 40, 41 и опробовании пласта в открытом стволе в скважинах №№ 1, 5 получены безводные притоки нефти. Водоносная часть пласта не испытана.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта отмечается в скважинах №№ 2, 50, 51, 52, 56, 58, 66, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 907,6 - 909,3м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважинах №№ 1, 41, 50, 52, 63, 66, 69, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 910,6 - 907,6м.

По совокупности данных испытания и ГИС начальный ВНК принят на отметке _909 м.

В пределах северо_восточного и южного куполов пласт А₃ не испытывался. По данным ГИС коллекторы водоносные.

Залежь пласта А₃ приурочена к куполообразному поднятию; по кровле проницаемой части продуктивного пласта, в рамках принятой границы, имеет размеры 1,1Ч1,5 км, высота залежи - 45 м. Залежь пластово - сводовая со сравнительно обширной водонефтяной зоной, занимающей 85% ее площади.

Максимальная суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 18,8 м в центральной части площади (скв. 60). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 8,0 м. В целом по площади залежи коэффициент эффективности («песчанистости») пласта составляет - 0,53, расчлененности - 6,1. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -15,7%, проницаемости - 0,445 мкм², нефтенасыщенности - 0,798 д.е.

Покрышкой для нефтяной залежи служит пачка глин и плотных пород, залегающая над проницаемой толщей известняков пласта А₃.

Залежи нефти пласта Б₂ бобриковского горизонта приурочены к двум куполам поднятия - северо-западному и северо-восточному и разделены неглубокой седловиной.

Всего пласт Б₂ вскрыт 32 скважинами, из них 24 на западном кополе и 7 на восточном, в том числе в контуре нефтеносности залежей 22 и 5 скважинами соответственно.

Продуктивный пласт Б₂ залегает на глубинах около 1510 м, приурочен к верхней и центральной частям разреза бобриковского горизонта и сложен терригенными породами - переслаиванием песчаника, алевролита, глины и углисто-глинистого сланца. Покрышкой пласта Б₂ служит известняк нижней части отложений тульского горизонта. Пласт представлен одним - четырьмя проницаемыми прослоями в пределах северо-западного поднятия и двумя - тремя прослоями в пределах северо-восточного, толщиной 0,5-16 и 0,5-11,2 м соответственно, разделенными плотными прослоями толщиной 0,6-8,6 и 0,7-10 м.

По результатам испытаний на наиболее низких отметках безводная нефть получена в скв. №№ 2р (а.о. - 1269 м), 57 (а.о. _1268.6 м), 70 (а.о. _1268,5 м), 56 (а.о. _1270,2 м), 65 (а.о. _1268,9 м) на северо-западном куполе, в скв. №№ 4 (а.о. - 1263,3 м), №55 (а.о. _1264,1 м), №64 (а.о. _1264 м) на северо-восточном куполе.

Двухфазный приток жидкости (нефть + вода ) был получен в скв. №6 в интервале а.о. _1270,3_1273,1 м(северо-западный купол) и в скв. №32 в интервале а.о. _1263,6_1266,7 м(северо-восточный купол); объясняется это тем, что скважины расположены в приконтурных зонах и перфорированы вблизи ВНК.

На северо-восточном куполе на наиболее высоких отметках вода получена в скв. №33 (а.о. - 1268,3 м).

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в пределах залежи Б₂ северо-западного купола отмечается в скважинах №№ 56, 57, 65 в интервале абс. отметок минус 1273,2 - 1275,2 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважинах №№ 6, 1001 в интервале абс. отметок минус 1274,8 - 1278,6 м.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в пределах залежи Б₂ северо-восточного купола отмечается в скважинах №№ 4 (а.о. - 1266,5 м), 64 (_1265,8м), 32 (_1267,1м), наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважинах №№ 32 (а.о. - 1267,1 м), 33 (_1268 м).

По совокупности данных испытания(таблица 1.3) и ГИС начальный ВНК для залежи Б₂ северо-западного купола принят на абс. отм. - 1275 м., а для залежи Б₂ северо-восточного купола на абс. отм. - 1267 м. Обе залежи пластового сводового типа. Размеры залежей северо-западного и северо- восточного куполов - 2,0Ч1,8 км и 3,0Ч1,0 км соответственно. Площадь водонефтяных зон залежей составляет 65,6% и 41,6% от общих их площадей нефтеносности. Высоты соответственно равны 61 м и 13 м.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи Б₂ северо-западного купола изменяется от 2,4 (скв. №1001) до 23,3 м (скв. №58); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к северо_западной и западной частям залежи в чисто нефтяной зоне и в ВНЗ, минимальные - к восточной части НЗ и к периферии водонефтяной зоны залежи. Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи Б₂ северо-восточного купола изменяется от 1,4 (скв. №32) до 11,2 м (скв. №4); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к чисто нефтяной зоне, минимальные - к водонефтяной зоне залежи. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пластов для залежи Б₂ северо-западного купола равна 6,5 м, а для залежи Б₂ северо-восточного купола - 3,4 м. Коэффициент песчанистости для залежи Б₂ северо-западного купола определен равным 0,89, расчлененность - 1,83. Для залежи Б₂ северо-восточного купола эти значения составляют 0,61 и 2,2. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -21,1% и 21,6%, проницаемости - 2,520 и 3,408 мкм², нефтенасыщенности - 0,912 и 0,923 д.е., соответственно.

Залежь нефти пласта В₁ турнейского яруса выделяется на северо-западном куполе Шумолгинского поднятия. Всего пласт В₁ вскрыт 32 скважинами, в контуре нефтеносности залежи В₁ оказались 11 скважин. Пласт В₁, выделяемый в кровельной части турнейского яруса, залегает на средней глубине 1520 м и представлен пористыми известняками с прослоями уплотненных разностей. Органогенные остатки составляют 80-90%.

В большинстве скважин пласт В₁ состоит из серии чередующихся друг с другом проницаемых и непроницаемых карбонатных прослоев, число которых колеблется от 1 до 22. Их толщина колеблется от 0,3(скв. 62) до 22,7 м, а непроницаемых разностей - от 0,3(скв. 51, 70, 71) до 36,6(скв. 7) м. В некоторых скважинах вся толщина пласта представлена коллектором(скв. 66).

Нефтенасыщение пласта В₁ по керну было отмечено в скважине №1. По результатам испытаний на наиболее низкой отметке безводная нефть получена в скв. №1п на а.о. _1255.6 м.

По материалам ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта отмечается в скважинах №№ 61 (а.о. - 1276,6 м), 62 (а.о. - 1275,7 м), наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважинах №№ 57 (а.о. - 1278 м), 66 (а.о. - 1278 м), 61 (а.о. - 1278,5 м), 51 (а.о. - 1278,8 м), 71 (а.о. - 1277 м).

Таким образом, по совокупности данных испытания и ГИС начальный ВНК принят на отметке _1277 м.

Залежь В₁ приурочена к куполообразному поднятию, по кровле проницаемой части продуктивного пласта, в рамках принятого контура нефтеносности, имеет размеры 1,1Ч1,1 км, высота залежи - 51 м. Залежь пластово-сводовая со сравнительно небольшой водонефтяной зоной, занимающей 28% ее площади.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи В₁ изменяется от 4,9 (скв. № 69) до 22,3 м (скв. № 53); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к присводовым частям залежи , в чисто нефтяной зоне и в ВНЗ. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по площади залежи составляет 6,3 м. Коэффициент эффективности («песчанистости») равен 0,35, а расчлененность - 10,8. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -11,0%, проницаемости - 0,091мкм², нефтенасыщенности - 0,816 д.е.

Покрышкой пласта В₁ является небольшая (3_5 м) пачка плотных глин, залегающих в подошве бобриковского горизонта.

1.6 Коллекторские свойства пласта

Пласт Б₂ бобриковского горизонта, сложенный терригенными породами, представлен на двух куполах Северо-западном и Северо-восточном. Коллекторские свойства достаточно высоки: пористость составляет 21%, проницаемость - 1,275 и 1,553 мкм², соответственно, по Северо-западному и Северо-восточному куполам. Вызов притока из пластов осуществлялся при помощи компрессора.

Северо-западный купол был вскрыт и опробован:

· В поисково-разведочной скважине № 1 в интервале 1435-1444 (-1236,9-1245,9)м, получен фонтанный приток нефти дебитом 45 м³/сут при 6 мм штуцере.

· В поисково-разведочной скважине № 2 в интервале 1461-1464 (-1266-1269) м, получен фонтанный приток нефти дебитом 14 м³/сут при 6 мм штуцере.

· В поисково-разведочной скважине № 3 получен приток минерализованной воды с нефтью (10%) 0,9 м³/сут.

· В эксплутационных скважинах №№ 50, 51, 52, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 66, 67, 69, 70, 71.

Северо-восточный купол был вскрыт и освоен:

· В поисково-разведочной скважине № 4 в интервале 1440-1448 (-1255,3-1263,3)м получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м³/сут при 6 мм штуцере.

· В эксплутационных скважинах №№ 54, 55, 64.

Пласт Б₂ на Северо-западном куполе был исследован в скважине 1. Пласт сложен песчаниками, эксплуатационная колонна перфорирована против продуктивного пласта в интервале1435 -1444 м.

Исследования проводила бригада ЦНИЛ ОКН 21-28 ноября 1979 года. Исследования проводились двумя методами - при установившемся притоке и при неустановившемся притоке (КВД). В процессе исследования при установившемся притоке для определения коэффициента продуктивности скважины были проведены замеры дебита жидкости, пластового, забойного, буферного и затрубного давлений. Замеры проводились в непосредственной близости интервала перфорации на глубине 1434 м, температура пласта в точке замера составила 30⁰С. Исследование проведено на 2, 3, и 6 мм штуцерах. При этом были получены дебиты соответственно 12,6, 15,7, и 45 м³/сут.

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Шумолгинского месторождения

Параметры	Пласты
	А3	Б2 с-з куп.	Б2 с-в куп.	В1
Категория запасов	С1	В	В/С1/С2	С1
Средняя глубина залегания, м	1100	1510	1510	1520
Тип залежи	Пласт-свод	Пласт-свод	Пласт-свод	Пласт-свод
Тип коллектора	Карбонатный	Терригенный	терригенный	Карбонатный.
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	1347	2555	1464/1100	1062
Средняя общая толщина, м	27,24	13,02	12,19	38,48
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина,
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8	6,5	3,4	6,3
Объём, тыс. м3	10738	16528	5777/4821	6699
Пористость, %	15,7	21,1	21,6	11,0
Ср. нефтенасыщенность , доли ед.	0,798	0,912	0,923	0,816
Доля ЧНЗ от объема зележи, %	31,8	56,3	80	72,8
Проницаемость, мкм2	0,442	1,275	1,553	0,0085
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,51	0,88	0,59	0,38
Коэффициент расчлененности, доли ед.	5,52	1,83	2,14	7,91
Начальная пластовая температура, оС	24,0	30,0	31,0	31,0
Начальное пластовое давление, МПа	11,05	14,6	14,7	14,7
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	65,77	82,3	100,2	51,2
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,906	0,910	0,907	0,905
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,92	0,918	0,918	0,915
Абсолютная отметка ВНК, м	-909	-1275	-1267	-1277
Объемный коэффициент нефти, д оли ед.	1,028	1,019	1,024	1,017
Пересчетный коэффициент, доли ед.	1,11	1,11	1,11	1,11
Содержание серы в нефти, %	4,3	4,13	3,94	4,07
Содержание парафина в нефти, %	4,0	4,1	4,25	5,0
Давление насыщения нефти, МПа	2,63	4,06	4,13	5,01
Газосодержание нефти, м3/т	10,1	8,05	9,7	4,9
Газовый фактор м3/т	8,96	7,47	8,92	4,59
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	1,44	1,3	1,3	1,3
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,15	1,16	1,16	1,16
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3
Плотность газа по воздуху доли ед	1,096	1,042	1,046	1,081

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Характеристика нефти и газа Шумолгинского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб ЦНИЛом п/о "Куйбышевнефть" и ООО «СамараНИПИнефть».

Физико-химические свойства нефти и газа приняты по данным исследований 5 глубинных и 16 поверхностных проб.

Нефть Шумолгинского относится к тяжелым: плотность пластовой нефти изменяется от 0,905 кг/м³ до 0,910 кг/м³.

Газовый фактор изменяется от 4,59 м³/т до 8,96 м³/т, газосодержание нефти изменяется от 4,9 м³/т до10,1 м³/т.

Нефть Шумолгинского высоковязкая, диапазон изменения вязкости от 51,2 мПа*с по пласту В₁ до 100,2 мПа*с пласта Б₂ Северо-западного купола.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,94-4,13%), смолистая (9,24-12,32%), парафиновая (4,0-5,0%).

Пласт Б₂ один из самых крупных разрабатываемых пластов, нефтеносен он на обоих куполах Шумолгинского месторождения. Химический состав пластовых вод его в процессе опробования не изучался. В 1974 г. в эксплуатационной скважине 63 ЦНИЛом были проведены глубинные исследования. В результате был изучен химический состав воды пласта Б₂, статический уровень установился на глубине 348 м.

В процессе эксплуатации изучались попутные воды бобриковского горизонта на обоих куполах месторождения (до начала закачки, которая началась на Северо-западном куполе в 2002г.).

По сравнению с последним пересчетом запасов нефти и газа [12] дополнительно проанализированы пять поверхностных проб из скважин 1, 51, 59, 60 ,67.

Свойства нефти и газа приняты по данным исследований двух глубинных проб из скважин 1, 2 и шести поверхностных проб из скважин 1 (две пробы), 2, 51, 59, 60, 67.

По результатам исследований этих проб и расчётов плотность пластовой нефти - 910,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (30С⁰) - 4,06 МПа, газосодержание - 8,05 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 82,30 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 918,0 кг/м³, газовый фактор - 7,47 м³/т объёмный коэффициент - 1,019, динамическая вязкость разгазированной нефти - 136,64 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти после дифференциального разгазирования при рабочих условиях: сероводорода - 7,32%, углекислого газа -4,88%, азота -44,05%, гелия -0,050%, метана -17,00%, этана -16,66%, пропана -5,41%, высших углеводородов (пропан + высшие) -10,09%. Относительная плотность газа по воздуху - 1,042, а теплотворная способность - 27952,7 кДж/м³.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,13%), смолистая (9,70%), парафиновая (4,10%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С - 37,0%.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт Б2 Северо-западный купол
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	2	2	3,61 - 4,50	4,06
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	2	2	6,40 - 9,70	8,05
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	2	2	1,019 - 1,028	1,024
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=	0,167	МПа	Т1=	17	С	2	2	-	6,76
Р2=	0,275	МПа	Т2=	20	С	2	2	-	0,00
Р3=	0,108	МПа	Т3=	18	С	2	2	-	0,28
Р4=	0,098	МПа	Т4=	20	С	2	2	-	0,07
Р5=	0,118	МПа	Т5=	40	С	2	2	-	0,13
Р6=	0,098	МПа	Т6=	40	С	2	2	-	0,23
Суммарное газосодержание, м3/т	2	2	-	7,47
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	2	2	-	1,019
Плотность, кг/м3	2	2	902,0 - 917,0	910,0
Вязкость, мПас	2	2	63,50 - 101,10	82,30
Температура насыщения парафином, С	-	-	-	-
б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, МПа
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПас
Содержание стабильного конденсата, г/м3
в) Стабильный конденсат
Плотность, г/см3
Температура застывания, 0С
Вязкость при 20 0С, мПас
г) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость, мПас	-	-	-	1,34
Общая минерализация, г/л	8	11	244,89-267,59	255,46
Плотность, кг/м3	8	11	1155,5-1165,5	1159

Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

	Пласт Б2 Северо-западный купол
Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль
Сероводород	7,474	7,23	0,051	0,41	8,265	7,32	0,056	0,45	0,126	0,94
Углекислый газ	6,301	4,72	-	-	7,116	4,88	0,010	0,06	0,069	0,40
Азот + редкие	31,394	36,93	-	-	40,900	44,05	-	-	0,343	3,13
в т.ч. гелий	0,006	0,046	-	-	0,007	0,050	-	-	-	0,004
Метан	6,914	14,21	0,004	0,07	9,034	17,00	0,004	0,06	0,079	1,26
Этан	16,856	18,48	0,040	0,37	16,598	16,66	0,083	0,75	0,222	1,88
Пропан	10,993	8,22	0,120	0,75	7,903	5,41	0,181	1,12	0,245	1,42
Изобутан	6,787	3,85	0,160	0,76	3,197	1,66	0,207	0,97	0,232	1,02
Н. бутан	4,619	2,62	0,205	0,97	2,484	1,29	0,233	1,09	0,251	1,10
Изопентан	5,756	2,63	0,629	2,40	2,630	1,10	0,665	2,51	0,682	2,41
Н. пентан	0,416	0,19	0,102	0,39	0,311	0,13	0,103	0,39	0,105	0,37
Гексаны	1,882	0,72	0,960	3,07	0,885	0,31	0,968	3,07	0,969	2,87
Гептаны	0,608	0,20	1,033	2,84	0,299	0,09	1,034	2,81	1,029	2,62
Остаток (С8+высшие)	-	-	96,696	87,97	0,378	0,10	96,456	86,72	95,648	80,58
Молекулярная масса	33,26	275,50	30,22	272,27	255,12
Молекулярная масса остатка	-	302,83	-	302,83	302,83
Плотность:
газа, кг/м3	1,382	-	1,256	-	-
газа относительная (по воздуху)	1,147	-	1,042	-	-

Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт Б2 Северо-западный купол
	Количество исследованных	Диапазон	Среднее
	скв.	проб	изменения	значение
Вязкость динамическая, мПас:
при	20С	6	7	88,60 - 185,10	136,64
	50С	-	-	-	-
Вязкость кинематическая, м2/с
при	20С	6	7	(96,74 - 198,50) Ч10-6	147,62Ч10-6
	50С	-	-	-	-
Температура застывания, С	6	7	-22,0 - (-11,0)	-16,0
Температура насыщения парафином, С	-	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	6	7	3,71 - 4,60	4,13
	Смол силикагелевых	6	7	6,86 - 13,52	9,70
	Асфальтенов	6	7	2,40 - 5,17	4,38
	Парафинов	6	7	2,92 - 5,68	4,10
	Солей	-	-	-	-
	Мехпримесей	-	-	-	-
Содержание воды, %об	6	7	0,0 - 77,0	27,4
Температура плавления парафина, С	6	7	58,0 - 60,0	59,0
	н.к.-100С	3	3	1,0 - 4,0	3,0
Объемный	до 150С	3	3	6,0 - 12,0	9,0
выход фракций, %	до 200С	3	3	12,0 - 22,0	16,0
	до 250С	3	3	20,0 - 32,0	24,0

Пласт Б₂ один из самых крупных разрабатываемых пластов, нефтеносен он на обоих куполах Шумолгинского месторождения. Химический состав пластовых вод его в процессе опробования не изучался. В 1974 г. в эксплуатационной скважине 63 ЦНИЛом были проведены глубинные исследования. В результате был изучен химический состав воды пласта Б₂, статический уровень установился на глубине 348 м.

В процессе эксплуатации изучались попутные воды бобриковского горизонта на обоих куполах месторождения (до начала закачки, которая началась на Северо-западном куполе в 2002г.).

Характеристика пластовых вод бобриковского горизонта приводится по результатам исследования глубинной пробы и попутных вод из добывающих скважин. Минерализация составляет 255,46 г/л, плотность 1165,5 кг/м³, (в пластовых условиях 1158,8-1159 кг/м³). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,32-1,34 мПа·с, в поверхностных условиях 1,72 мПа·с. Содержание в воде кальция составляет 7,50 г/л, магния 2,19 г/л, сульфатов 0,95 г/л, первая соленость 87,4 %-экв, Воды этого пласта характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).

Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH₄-11,2%, C₂H₆+высшие-3,2%, N₂-59,8%. Газонасыщенность - 165 см³/л, общая упругость газа - 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Разработка продуктивного пласта Б₂ на Северо-западном куполе Шумолгинского месторождения, для поддержания пластового давления, ведется с закачкой пластовой водой окско-серпуховских отложений. По данным исследования химического состава закачиваемых вод Шумолгинского месторождения, с учетом аналогичных пластовых вод на соседних Такмаклинском и Горбуновском поднятиях, минерализация составляет 238,35 г/л, плотность в стандартных условиях 1157,4 кг/м³. Содержание в воде ионов кальция составляет 9,72 г/л, магния 2,78 г/л, сульфатов 1,02 г/л, первая соленость 82,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,83).

Таблица 1.5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде пласта Б₂

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
Cl-	8	11	4327,50-4585,05	4466,20
SO42-	8	11	5,0-13,33	9,88
HCO3-	8	11	3,11-4,75	3,92
Ca2+	8	11	107,53-220,06	187,10
Мg2+	8	11	50,19-129,99	89,97
Na+ + K+	8	11	3639,13-4128,26	3861,70
Примеси:	-	-	-	-
PH	8	11	5,0-5,5	5,0

1.8 Подсчёт запасов нефти и газа

Расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2011года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F * h * m * с * л * q (1.1)

Q_бал - это балансовые запасы, тыс.т

F - площадь нефтеносности - 2555тыс. м²

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 13,02м

m - коэффициент пористости - 0,211 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,912 доли ед.

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,910т/м³

q - пересчетный коэффициент - 1,11 доли. Ед

q=

где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 2555 х 13,02 х 0,211 х 0,912 х 0,910 х 1,11 = 2856 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал х К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного месторождения принят 0,45 доли ед.

Q_изв = 2856 х 0,45 = 1285 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал - Q_доб (1.3)

Q_доб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату-646,439 тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 2856-646,439 =2209,6 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл - Q_доб (1.4)

Q_{извл.ост} = 1285 -646,439 = 638,6 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

_{V бал.нач.} = Q_{бал.нач} х Г = 2856 х 7,47 = 21,3млн.м³ (1.5)

Г - газовый фактор по пласту - 7,47 м³.

V_{нач.изв} = Q_{изв. нач} х Г (1.6)

_{Vнач.изв} = 1285 х 7,47 = 9,6 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2010

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} х Г (1.7)

_{Vбал.ост.газа} = 2209,6 х 7,47 = 16,5 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} х Г (1.8)

Q_{извл.ост.газа} =638,6 х 7,47 =4,8 млн.м³

Таблица 1.6.Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.

Запасы нефти тыс.т	Запасы газа мил.м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв	Бал	Изв
2856	1285	2209,6	638,6	21,3	9,6	16,5	4,8

ВЫВОДЫ

В административном отношении Шумолгинское месторождение расположено на территории Челно-Вершинского района Самарской области. Месторождение открыто в 1979 году.

По результатам исследований:

? тип нефтяной залежи - пластовая-сводовая залежь, без наличия газовой шапки,

? тип коллектора ? терригенный, коллекторские свойства достаточно высоки: пористость составляет 21%, проницаемость - 1,275 и 1,553 мкм², соответственно, по Северо-западному и Северо-восточному куполам. Пористость пород-коллекторов изменяется от 13.7 до 25.5% и составляет в среднем 20%, нефтенасыщенность изменяется от 67.6 до 85.2% (в среднем 75.2%).

- Нефть Шумолгинского относится к тяжелым: плотность пластовой нефти изменяется от 0,905 кг/м³ до 0,910 кг/м³.

Газовый фактор изменяется от 4,59 м³/т до 8,96 м³/т, газосодержание нефти изменяется от 4,9 м³/т до10,1 м³/т.

- По результатам исследований проб и расчётов плотность пластовой нефти - 910,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (30С⁰) - 4,06 МПа, газосодержание - 8,05 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 82,30 мПа·с.

- По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,13%), смолистая (9,70%), парафиновая (4,10%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С - 37,0%.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные решения проектных документов

Шумолгинское нефтяное месторождение открыто в ноябре 1979 года залежью нефти пласта Б₂ бобриковского горизонта на Северо-западном куполе. В 1981 и 1982 г.г. открыты промышленные скопления нефти, соответственно, в пласте Б₂ бобриковского горизонта Северо-восточного купола и пласте А₃ Северо-западного купола верейского горизонта, а в 1997 г. - в пласте В₁ турнейского яруса.

Для проектирования процесса разработки Шумолгинского месторождения составлено четыре проектные работы.

Первым проектным документом является «Проект пробной эксплуатации продуктивных пластов Шумолгинского месторождения» [1], выполненный в 1982 г. ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть». В работе ввод месторождения из консервации в разработку планировался в 1985 г. с разбуриванием с 1986 г. Всего на пласт Б₂ намечено пробурить 6 скважин, на пласт А₃- 2 скважины.

...