2020-04-12
562
Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки.
| Параметр | Единицы измерения | Значение параметра |
| Тип коллектора | терр. | |
| Средняя общая толщина | м | 37 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина | м | 14,6 |
| Пористость | % | 19 |
| Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ | доли ед. | 0,885 |
| Проницаемость по ГДИ | мкм2 | 0,69 |
| Коэффициент расчлененности | доли ед. | 1,86 |
| Начальная пластовая температура | °С | 26,7 |
| Начальное пластовое давление | МПа | 14,63 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях | мПа·с | 37,3 |
| Плотность нефти в пластовых условиях | т/м3 | 0,894 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях | т/м3 | 0,913 |
| Абсолютная отметка ВНК | м | -1220 |
| Объемный коэффициент нефти | доли ед. | 1,025 |
| Давление насыщения нефти газом | МПа | 7,24 |
| Газосодержание | м3/т | 15,6 |
| Вязкость воды в пластовых условиях | мПа·с | 1,58 |
| Плотность воды в пластовых условиях | т/м3 | 1,177 |
| Начальные геологические запасы нефти | тыс. т | 10978 |
| Начальные извлекаемые запасы нефти | тыс. т | 6355 |
Терригенный коллектор, не смотря на то, что в карбонатном коллекторе происходит накопление значительной доли от всех общих известных на сегодня запасов нефти, все же является основным. В нем скапливается 78% природного газа и 58% всех нефтяных запасов, разведанных на сегодняшний день по всему миру. По своим характеристикам терригенные коллекторы имеют достаточно разнообразные ёмкостно-фильтрационные свойства. Средняя пористость терригенных нефтеносных коллекторов оценивается в 20%, в то время, как их проницаемость составляет десятые, сотые доли миллиметров квадратных. Стоит сказать, что данному виду коллекторов принадлежит лидирующая позиция по своему качеству и количеству залежей полезных ископаемых, оставив на втором месте карбонатные коллекторы.
Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,6 м., средняя общая толщина – 37 м. Процентное соотношение средней нефтенасыщенной толщины к средней общей толщине составляет 39,4%.
По классификации терригенных коллекторов А.А. Ханина данный коллектор, имеющий пористость – 19%, проницаемость – 0,69 мкм2 или 690 мД, относится к II классу с высокой характеристикой коллектора по проницаемости. По классификации Г.И. Теодоровича данный коллектор относится к группе хорошо проницаемых, II классу коллекторов.
По вязкости нефть относится к высоковязкому классу (>25 мПа*с), по плотности – к тяжёлому классу (от 0,87 до 0,9 г/см3).
Газосодержание – объём газа, растворённого в 1 м3 объёма пластовой нефти. По газосодержанию, равному 15,6 м3/т, и по вязкости, равной 37,3 мПа*с, данная нефть относится к трудноизвлекаемым.
По плотности, равной 1,177 т/м3, и вязкости, равной 1,58 мПа*с, пластовую воду можно к солоноватым.
Температура пласта – параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа; с пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений. Начальная пластовая температура составляет 26,7 оС.
Гидростатическое давление (p=rgh) с учётом отметки ВНК, равной «-1220» м., а также принимаемой плотности пресной воды, равной 1030 кг/м3, составляет приблизительно 12 МПа.
Коэффициент расчленённости – показатель вертикальной неоднородности продуктивного горизонта или объекта разработки. Коэффициент расчленённости равен единице, если весь продуктивный горизонт состоит из одного пласта – коллектора. Чем больше количество проницаемых пропластков в разрезе каждой скважины, тем выше значение коэффициента. В данном случае коэффициент равен 1,86 д.ед., что говорит о средней вертикальной неоднородности.
Средняя нефтенасыщенная толщина – суммарная толщина нефтенасыщенных прослоев, обладающих эффективной пористостью – равняется 14,6 м.
Нефтенасыщенность – содержание нефти, в долях или процентах, в породах-коллекторах. В данном случае нефтенасыщенность составляет 88,5%, следовательно, 11,5% порового пространства занимает вода.
При объёмном коэффициенте bн=1,025 д.ед. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность составит:
| U=100% | (bн-1) | =100 | (1,025-1) | =2,4% |
| bн | 1,025 |
С учётом геолого-физических характеристик, при данной усадке можно сказать о повышенном коэффициенте нефтеотдачи, что подтверждается вычислениями:
| КИН=100% | НИЗ | =100 | 6355 | =57,9% |
| НГЗ | 10978 |
Весь газ растворён в нефти, т.к. давление насыщения меньше пластового давления (7,24 МПа < 14,63 МПа).
Текущее состояние разработки нефтяной залежи.
| Годы | Добыча нефти, тыс. т. | Добыча жидкости, тыс. т. | Закачка воды, тыс. м3 | Фонд доб. скв. | Фонд нагн. скв. |
| 1965 | 26,8 | 26,8 | 5 | ||
| 1966 | 60,4 | 60,7 | 5 | ||
| 1967 | 66 | 66,3 | 5 | ||
| 1968 | 71 | 71,6 | 5 | ||
| 1969 | 64,8 | 66,2 | 5 | ||
| 1970 | 66 | 67,1 | 5 | ||
| 1971 | 59 | 65,5 | 7 | ||
| 1972 | 60 | 64,3 | 7 | ||
| 1973 | 70 | 78,1 | 7 | ||
| 1974 | 69 | 78,8 | 6 | ||
| 1975 | 66 | 70,5 | 1,98 | 6 | 1 |
| 1976 | 68 | 68,2 | 8,74 | 5 | 1 |
| 1977 | 74 | 74,4 | 8,39 | 5 | 1 |
| 1978 | 78 | 81,6 | 5 | ||
| 1979 | 73 | 78,7 | 5 | ||
| 1980 | 83 | 87,4 | 24 | ||
| 1981 | 113 | 123,8 | 40 | ||
| 1982 | 166,5 | 214,5 | 368,58 | 47 | 5 |
| 1983 | 234,4 | 362,5 | 609,29 | 58 | 5 |
| 1984 | 273,6 | 470,3 | 919,58 | 59 | 7 |
| 1985 | 312,2 | 685,7 | 1113,53 | 60 | 8 |
| 1986 | 232,6 | 707,8 | 912,61 | 61 | 7 |
| 1987 | 237,4 | 798,4 | 834,85 | 60 | 7 |
| 1988 | 203,5 | 819,6 | 932,82 | 59 | 9 |
| 1989 | 200,9 | 818,4 | 1012,68 | 59 | 10 |
| 1990 | 193,3 | 775,7 | 1127,49 | 58 | 11 |
| 1991 | 210,3 | 769,2 | 1144,09 | 60 | 13 |
| 1992 | 211,1 | 707,2 | 1446,71 | 57 | 13 |
| 1993 | 191,8 | 946,5 | 1261,63 | 48 | 11 |
| 1994 | 187,6 | 872,8 | 632,58 | 47 | 12 |
| 1995 | 150,6 | 893,2 | 775,41 | 44 | 10 |
| 1996 | 128,7 | 791,8 | 748,29 | 45 | 10 |
| 1997 | 138,0 | 734,7 | 523,3 | 41 | 10 |
| 1998 | 114,4 | 699,9 | 473,04 | 38 | 11 |
| 1999 | 108,3 | 750,8 | 523,6 | 38 | 12 |
| 2000 | 109,7 | 813,1 | 476 | 40 | 12 |
| 2001 | 107,9 | 797,2 | 491 | 41 | 12 |
| 2002 | 95 | 725,2 | 460,9 | 40 | 12 |
| 2003 | 88,6 | 718,6 | 460,9 | 37 | 12 |
| 2004 | 88,2 | 723,5 | 400,9 | 35 | 12 |
| 2005 | 81,1 | 726,6 | 309,4 | 34 | 11 |
| 2006 | 61,599 | 743,5 | 315,1 | 34 | 11 |
| 2007 | 54,546 | 622,4 | 330,271 | 34 | 11 |
| 2008 | 51,066 | 570,9 | 305,488 | 34 | 11 |
| 2009 | 56,842 | 654,9 | 283,67 | 32 | 11 |
Расчёт технологических показателей разработки приведён по состоянию на 01.01.2010:
1. Годовая добыча нефти: Qн=56,84 тыс.т.
2. Накопленная добыча нефти (45 лет): SQн= 5 457,75 тыс.т.
3. Годовая добыча воды: Qв=Qж – Qн = 654,9 – 56,84 = 598,06 тыс.т.
4. Накопленная добыча воды (45 лет): SQв=SQж – SQн = 21 144,9 – 5 457,75 =
= 15 687,15 тыс.т.
5. Годовая добыча жидкости: Qж = 654,9 тыс.т.
6. Накопленная добыча жидкости: SQж = 21 144,9 тыс.т.
7. Среднегодовая обводнённость:
| W=100% | Qв | =100 | 598,06 | =91,32% |
| Qж | 654,9 |
8. Фонд добывающих скважин: nд=32.
Фонд нагнетательных скважин: nн=11.
9. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти:
| qн= | Qн | = | 56,84 | =0,005 т/сут. |
| 365*nд*a | 365*32*0,98 |
a - коэффициент эксплуатации скважин (принимаем a=0,98)
Среднесуточный дебит одной скважины по жидкости:
| qж= | Qж | = | 654,9 | =0,057 т/сут. |
| 365*nд*a | 365*32*0,98 |
10. Темп отбора от НИЗ:
| ТНИЗ=100% | Qн | =100 | 56,84 | =0,89% |
| НИЗ | 6 355 |
11. Темп отбора из ТИЗ:
| ТТИЗ=100% | Qн | =100 | 56,84 | =6,33% |
| НИЗ – SQн | 6 355 – 5 457,75 |
12. Коэффициент извлечения нефти (КИН):
Текущий:
| КИН=100% | SQн | =100 | 5 457,75 | =85,9% |
| Qгеол | 6 355 |
Проектный:
| КИН=100% | QНИЗ | =100 | 6 355 | =57,9% |
| Qгеол | 10 978 |
13. Годовая закачка агента: Qзак= 283,67 тыс.м3.
14. Накопленная закачка агента: SQзак= 19 212,82 тыс.м3.
15. Текущая компенсация отборов жидкости:
| К=100% | Qзак | =100 | 283,67 | =43,3% |
| Qж | 654,9 |
Накопленная компенсация отборов жидкости (45 лет):
| SК=100% | SQзак | =100 | 19 212,82 | =90,9% |
| SQж | 21 144,9 |
16. Водонефтяной фактор:
| ВНФ=100% | Qв | =100 | 598,06 | =1052,2% |
| Qн | 56,84 |
Накопленный водонефтяной фактор:
| SВНФ=100% | SQв | =100 | 15 687,15 | =287,4% |
| SQн | 5 457,75 |
17. Водожидкостный фактор:
| ВЖФ=100% | Qв | =100 | 598,06 | =91,3% |
| Qж | 654,9 |
Накопленный водожидкостный фактор:
| SВЖФ=100% | SQв | =100 | 15 687,15 | =74,2% |
| SQж | 21 144,9 |
18. Отбор от начальных извлекаемых запасов:
| Отбор от НИЗ=100% | SQн | =100 | 5 457,75 | =85,9% |
| QНИЗ | 6 355 |
19. Начальные извлекаемые запасы нефти: QНИЗ= 6 355 тыс.т.
20. Геологические запасы нефти: Qгеол= 10 978 тыс.т.
| № п/п | Показатель | Обозначение | Величина | Единица измерения |
| 1 | Годовая добыча нефти | Qн | 56,84 | тыс.т. |
| 2 | Накопленная добыча нефти | SQн | 5 457,75 | тыс.т. |
| 3 | Годовая добыча воды | Qв | 598,06 | тыс.т. |
| 4 | Накопленная добыча воды | SQв | 15 687,15 | тыс.т. |
| 5 | Годовая добыча жидкости | Qж | 654,9 | тыс.т. |
| 6 | Накопленная добыча жидкости | SQж | 21 144,9 | тыс.т. |
| 7 | Среднегодовая обводнённость | W | 91,32 | % |
| 8 | Среднесуточный дебит одной скважины | |||
| по нефти | qн | 0,005 | т/сут | |
| по жидкости | qж | 0,057 | т/сут | |
| 9 | Фонд скважин на конец года | |||
| добывающих | nд | 32 | скв. | |
| нагнетательных | nн | 11 | скв. | |
| 10 | Темп отбора от НИЗ | ТНИЗ | 0,89 | % |
| 11 | Темп отбора от ТИЗ | ТТИЗ | 6,33 | % |
| 12 | КИН текущий | h | 85,9 | % |
| 13 | Годовая закачка агента | Qзак | 283,67 | тыс.м3 |
| 14 | Накопленная закачка агента | SQзак | 19 212,82 | тыс.м3 |
| 15 | Текущая компенсация отборов жидкости | К | 43,3 | % |
| 16 | Водонефтяной фактор | |||
| текущий | ВНФ | 1052,2 | % | |
| суммарный | SВНФ | 287,4 | % | |
| 17 | Водожидкостный фактор | |||
| текущий | ВЖФ | 91,3 | % | |
| суммарный | SВЖФ | 74,2 | % | |
| 18 | Отбор нефти от НИЗ | 85,9 | % | |
| 19 | Начальные извлекаемые запасы нефти | QНИЗ | 6 355 | тыс.т. |
| 20 | Геологические запасы нефти | Qгеол | 10 978 | тыс.т. |
