 |
2.1.5 Фильтрационно-емкостная характеристика горизонта АВ1
|
|
|
|
2. 1. 5 Фильтрационно-емкостная характеристика горизонта АВ1
Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содержания в них глинистого материала. Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ13-24, 9%, АВ12-23, 7%, АВ11-22, 2%). Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту почти в два раза.
Средние значения параметров горизонта АВ1, определенные при стационарных режимах фильтрации: коэффициент продуктивности -27, 6 т/(сут*МПа); удельный коэффициент продуктивности -2, 294 т/(сут*МПа); гидропроводность - 61, 18 мкм2, см/мПа*с.; проницаемость -0, 123 мкм2.
Средние значения параметров горизонта АВ1, определенные при нестационарных режимах фильтрации: гидропроводность-65, 29 мкм2, см/мПа, проницаемость-0, 125 мкм2, пьезопроводность-3548 м2/с*10-3.
2. 1. 6 Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1
Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной, не связанной воды. При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора- это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую Нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположенные на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами. Нефтенасыщенность пласта АВ13 – 0, 483-0, 366%. По пласту АВ12 нефтенасыщенность изменяется от 7, 3 до 43, 6% в скважине №1679 и от 35, 7 до 84, 5% в скважине №64.
|
|
|
Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ11. Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.
2. 1. 7 Физико-химическая характеристика нефти горизонта АВ1
Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847, 56 кг/м3, сравнительно маловязкой,. Содержание серы 0, 75% весовых, асфальтенов - 2, 0%, селикагеливых смол-8, 83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2, 23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58-63%. Нефть характеризуется следующими параметрами: плотность сепарированной нефти 851, 9% кг/м3; плотность пластовой нефти 777, 7 кг/м3; объемный коэффициент 1, 182 м3/м3; вязкость пластовой нефти 1, 66 мПа*с; давление насыщения - 8, 2 мПа; газосодержание - 67, 47 м3/т.
Компонентный состав нефтяного газа приведен ниже в таблице №2 и на рисунке №5.
Таблица 2 - компонентный состав нефтяного газа
| Компоненты | мольное содержание, % |
| СО2 | 0, 31 |
| N2 | 1, 33 |
| СН4 | 77, 43 |
| С2Н6 | 3, 98 |
| i-С3Н8 | 8, 78 |
| i-С4Н10 | 1, 92 |
| n-С4Н10 | 3, 98 |
| С5Н12 | 0, 79 |
| С6 + высшие | 0, 58 |
| Молекулярная масса | 23, 085 |
| Плотность (p), кг/м3 | 0, 944 |
Рисунок 5 - Компонентный состав нефтяного газа
Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеному типу по классификации Добрянского. Также нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном.
|
|
|
2. 2 Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1
Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 году и введено в эксплуатацию в 1966 году, как уже утверждалось ранее. В следующем году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
Учитывая низкое начальное нефтенасышение и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик было решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м. В дальнейшем принято решение о переходе на площадную систему разработки. Внедрение этой системы обеспечило интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти. Поэтому в проекте разработки (1990 г. ) для исключения негативных факторов площадной системы было принято решение по формированию трехрядной системы с уплотнением сетки в центре ячеек.
В целом по месторождению утвержденный проектный основной фонд составил 1839 скважин - из них 1388 скважин (75%) относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения к 2006 году пробурена 1491 скважина (80, 7%) основного фонда и добыто свыше 150 миллионов тонн нефти. Максимальный уровень добычи нефти по месторождению достигнут в 1977 – 78 годах (рисунок 6 и рисунок 7).
Рисунок 6 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 1966 по 2006 год
Рисунок 7 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 1966 по 2006 год
На объекте АВ1 пробурено 1065 скважин или 76, 1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщена только верхняя часть объекта.
С начала разработки объекта на 2006 год отобрано 74666, 58 тысяч тонн или 51% от начальных утвержденных для извлечения запасов нефти (таблица 3). На 2006 год коэффициент нефтеизвлечения составляя 0, 195, а обводненность продукции - 83, 8%.
Таблица 3 - Основные показатели разработки объекта АВ1 Советского месторождения за период с 2003 по 2006 год
| Показатели разработки | |||||
| Годовая добыча нефти всего, тыс. т. | 1760, 5 | 1848, 2 | |||
| Эксплуатационный фонд скважин | |||||
| в том числе бездействующие | |||||
| Добывающие | |||||
| Средний дебит по жидкости, т/сут | 30, 5 | 32, 5 | 34, 2 | ||
| Средняя обводненность продукции, % | 75, 6 | 82, 2 | 83, 6 | 83, 8 | |
| Средний дебит скважин по нефти, т/сут | 8, 1 | 8, 3 | 8, 5 | ||
| Годовая добыча жидкости, тыс. м3 | 6740, 3 | 6845, 1 | 6840, 3 | 6835, 1 | |
| Накопленная добыча жидкости, тыс. м3 | |||||
| Накопленная добыча нефти, тыс. т. | 69203, 4 | ||||
| Текущий коэффициент нефтеизвлечения | 0, 189 | 0, 190 | 0, 192 | 0, 195 | |
| Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти, % | 47, 6 | 48, 9 | 49, 3 | 51, 2 | |
| Закачка воды годовая, тыс. м3 | 8915, 3 | 9920, 3 | 10225, 1 | ||
| Накопленная закачка воды тыс. м3 | |||||
|
|
|
|
|
|
