Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
Аннотация к работе
Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - 15 скважин; на Чаганском - 14; на Мало-Малышевском - 2; на Пеньковском - 1; на Можаровском-4 и Шарлыкском-1. Покрышкой залежи пласта Б2 служат известняки плотные, крепкие, с включениями кальцита, местами с прослоями ангидрита (репер «плита»), переходящие выше по разрезу в переслаивание карбонатов и глин. По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин.Пласт ДІІІ терригенный, характеризуются средними коллекторскими свойствами (проницаемость 0,1859 мкм2, пористость 17%, соответственно). Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «САМАРАНИПИНЕФТЬ» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.) 1-ая стадия (1988-2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. 2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. 3-ая стадия (2005-2011 гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин.
Вывод
Пласт ДІІІ терригенный, характеризуются средними коллекторскими свойствами (проницаемость 0,1859 мкм2, пористость 17%, соответственно). Нефть - маловязкая. Пластовая температура - 760С. Пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.
Анализируемый пласт ДІІІ ввелся в разработку в 1988 году вводом в эксплуатацию добывающей скважины 56 с дебитом 54 т/сут. Последним проектным документом, составленным на разработку Западно-Коммунарского месторождения является «Авторский надзор за разработкой Западно-Коммунарского месторождения», выполненный институтом «САМАРАНИПИНЕФТЬ» в 2005 г. и утвержденный ЦКР Роснедра по II варианту на период 2006-2008 гг. (протокол №.3464 от 02.11.2005 г.)
На момент составления «Авторского надзора…», остались не пробуренными 4 скважины (90,92,93,97). Поэтому в работе бурение оставшихся проектных скважин планировалось на 2008-2011 гг. (всего - 4 скважины, в т.ч. 3 добывающие и 1 нагнетательная с двух годичной отработкой на нефть). Вопрос о бурении боковых горизонтальных стволов предлагалось решить после уточнения геологического строения залежи и пересчета запасов.
Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.
1-ая стадия (1988-2003 год) ввод месторождения в эксплуатацию, рост добычи нефти, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.
2-ая стадия (2004 г.) называется стабилизацией добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти. Соответствует выходу разработки пласта на запроектированные показатели, так как обычно полностью осваивается система поддержания пластового давления (ППД), добуриваются резервные скважины.
3-ая стадия (2005-2011 гг.) - падающей добычи нефти, характеризуется падением добычи нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин. Длительность стадии больше всего зависит от темпа обводнения пласта.
Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.
Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97%. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011 г. составляло 19,7 МПА.
Залежь нефти пласта ДІІІ вступила в разработку в марте 1988 г. скважиной №56.
Пласт ДІІІ является основным объектом разработки на месторождении. По состоянию на 1.01.2011 г. разрабатывается 7 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Сетка скважин неравномерная по площади залежи. Наиболее плотно разбурена северо-восточная часть залежи. Расстояние между скважинами составляет от 350 до 500 м. Пласт не достаточно охвачен дренированием в центральной части, на юго-западном и юго-восточном участках залежи. Плотность сетки скважин в среднем по залежи составляет 42,5 га/скв.
Остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну добывающую скважину равны 196,9 тыс. т.
Начальное пластовое давление по залежи принято равным 36,2 МПА. Динамика пластового давления говорит о снижении его за 20 лет разработки в среднем по залежи на 15 МПА. Разработка залежи в начальный период при стабильных годовых отборах жидкости указывает на то, что залежь разрабатывалась на естественном упруговодонапорном режиме с достаточно активной связью с пластовой водонапорной областью.
Для дальнейшего проектирования разработки построена трехмерная модель пласта и проведен расчет технологических показателей разработки на перспективу имеющимся фондом скважин (1 вариант), построены карты текущих нефтенасыщенных толщин по состоянию на 01.01.2011 г. и остаточных нефтенасыщенных толщин на конец разработки. Согласно расчету, при существующей системе разработки величина конечного КИН составит 0,519, коэффициент охвата вытеснением - 0,745.
В дополнение к имеющемуся фонду, планируется бурение 12 скважин, из которых 6 добывающих скважин (№№92,93,97,103,111,109), 4 нагнетательные скважины (№№89,190,191,195) и две резервные добывающие скважины (№№198,199). Для усиления существующей системы ППД нагнетательные скважины вводятся под закачку без отработки на нефть
Плотность сетки скважин в пределах текущего контура составит 20,4 га/скв, на одну скважину придется 113,7 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.
Максимальный годовой отбор нефти - 219,6 тыс. т. при темпе отбора 5,7%, будет достигнут в 2011 г. К концу разработки, в 2047 г., накопленный отбор нефти составит 3,877 тыс. т. при предельной обводненности продукции 98,5%, конечный КИН будет равен утвержденному и составит 0,624.
Список литературы
пласт нефть залежь месторождение
1. Спутник нефтяника. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа, М.: Недра, 1971 г.
2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Д. Уолкотт, М.: ЮКОС, 2001 г.
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2008.