Особенности геологического строения и анализ выработки запасов нефти пласта БС10 спорышевского месторождения

                                   1.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

          Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов Спорышевского месторождения изучались по данным анализов их поверхностных и глубинных проб. Пробы были отобраны из разведочных и эксплуатационных скважин. В результате  осуществленного анализа получены осредненные компонентные составы и свойства пластовых УВ флюидов. Обоснованы значения параметров, рекомендуемые для планирования разработки залежей.

            С применением современных расчетных методов проведено моделирование стандартной сепарации (однократного разгазирования до стандартных условий), дифференциального (ступенчатого) разгазирования при пластовой температуре, ступенчатой промысловой сепарации пластовой нефти.              Сравнение результатов расчетов с параметрами, рекомендуемыми для планирования разработки залежей, показало адекватность моделей. Созданные модели пластовых УВ смесей, а также данные о физико-химических свойствах пластовой воды использованы для формирования файлов данных по PVT-свойствам пластовых флюидов, необходимых для гидродинамического моделирования процесса разработки.

Пласт БС100

           Залежь данного пласта наиболее полно изучена пробами нефти и газа. Физико-химические свойства  и фракционный состав разгазированной нефти определены в результате исследования  проб, полученных из скв.650, 655, 657, 659, 662, 665, 673, 675, 682 : плотность 863 кг/м3, динамическая вязкость при 20 oС равна 11.86 мПа·с. Содержание серы – 0.57 % мас., смол селикагелевых – 5.44 % мас., асфальтенов – 3.40 % мас., парафинов – 2.51 % мас., азота – 0.12 % мас. Температура плавления парафина 59.3 oC.  Объемный выход фракций, выкипающих до 150 oC, равен 13 %, до 200 oC – 23 %, до 240 oC – 33 %, до 300 oC – 47 %.

        Результаты  исследований глубинных проб из скв.169 отбракованы вследствие отсутствия данных о величине забойного давления и давления в месте отбора пробы, осуществленном на 800 м выше интервала перфорации. Компонентные составы нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти, полученные по результатам однократной (стандартной) и ступенчатой сепарации глубинных проб из скв.657, 665, 675, 163, 169, 277, 360, содержатся в таблице 1.5 Плотности нефти при стандартных условиях после однократного и ступенчатого разгазирования равны 857 и 853 кг/м3 соответственно. Абсолютная и относительная плотности газа, выделившегося при однократном разгазировании, равны 0.89  кг/м3 и 0.74. Соответствующие величины, полученные в результате ступенчатой сепарации, составляют 0.779 кг/м3 и 0.646.

           Свойства пластовой нефти при начальных пластовых термобарических условиях, полученные по результатам исследования вышеуказанных скважин,  характеризуются следующими осредненными значениями (табл. 1.6.): плотностью 809 кг/м3, динамической вязкостью 1.68 мПа·с, объемной упругостью 0.000911  1/МПа. Значения объемного коэффициента по данным исследований  однократного и ступенчатого разгазирования равны  соответственно 1.100 и 1.091.

Средняя величина давления насыщения составляет 8.32 МПа, а газосодержание при однократном и ступенчатом разгазировании - соответственно 45.25 и 41.3 м3/т.

Пласт БС101

Для данного пласта по устьевым пробам из скв.665, 677  определены физико-химические свойства  и фракционный состав разгазированной нефти (таблица 1.7): плотность 859 кг/м3, динамическая вязкость при 20 oС равна 10.04 мПа·с. Содержание серы – 0.45 % мас., смол селикагелевых – 5.45 % мас., асфальтенов – 2.93 % мас., парафинов – 2.08 % мас., азота – 0.13 % мас. Температура плавления парафина 56 oC.  Объемный выход фракций, выкипающих до 150 oC, равен 11 %, до 200 oC – 23 %, до 240 oC – 31 %,  до 300 oC – 45 %.

                                              1.6 Запасы нефти и газа

          Начальные балансовые запасы нефти Спорышевского месторождения были утверждены ГКЗ России в 2000 году протоколом N.566 по категории В+С1 в количестве 113 045 тыс. т., по категории С2 – в количестве 41 350 тыс.т., по категориям В+С1+С2 – 154 395 тыс.т. Подсчет был проведен по результатам геологоразведочных и экслуатационных работ (бурение 30 разведочных и 58 эксплуатационных скважин и  сейморазведка 2Д) в пределах 40 нефтяных залежей  19 продуктивных горизонтов: ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС9, АС12, БС10, БС1, БС4, БС5, БС6, БС7, БС80, БС100, БС101, БС102 и БС11.

           В ходе эксплутационного разбуривания и доразведки месторождения  были открыты пласты ЮС11, БС2-3, пласт БС7 был разделен на пласты БС70, БС71 и БС72. По результатам оперативного пересчета запасов на балансе Росгеолфонда на 01.01.2009 (форма 6-ГР) числятся запасы нефти по категории В+С1 в количестве 149 720 тыс.т., по категории С2 – 31 830 тыс.т., по категориям В+С1+С2 в количестве 181 550 тыс.т.

           Подсчет запасов нефти выполнен на базе цифровых геологических моделей, с учетом последних результатов бурения и данных сейсморазведки 2Д. В итоге запасы были в целом по месторождению оценены в следующих количествах:

• по категориям В+С1– 165 156 тыс.т.,
• по категории С2 – 17 385 тыс.т.,
• по категориям В+С1+С2 – 182 541 тыс.т.

Доля посчитанных запасов по категории С2 к  общей сумме запасов по категориям В+С1+С2 составила 9.5% . По категориям В+С1+С2 оцененные начальные балансовые запасы увеличилась на 18% по отношению к запасам ГКЗ и на 0.6% по отношению к оперативному подсчету ВГФ.

          В результате разбуривания месторождения доля запасов категории С2, числившихся на балансе ГКЗ и РГФ, сократилась и одна часть этих объемов перешла в категорию В+С1 (пласты ПК19, ПК20, АС4, АС6, БС100 , БС11). Другая часть запасов С2 была частично списана в связи с сокращением  площадей нефтеносности (пласты БС80-а , БС80-б , БС101). Однако по пластам ПК161, ПК162, БС10, БС1 в результате бурения  произошла корректировка структурного плана продуктивных горизонтов и площади нефтеносности увеличились.

           По данным сейсморазведки 2Д на горизонте ЮС11 выделена перспективная область поднятия структуры, запасы этой области отнесены к категории С3 и составили 2311 тыс.т. Этот регион рекомендован к  доразведке. 

          На основе новых полученных данных по глубинным  пробам нефти, лабораторных исследований керна и анализа данных ГИС были уточнены подсчетные коэффициенты.

2 Геолого-промысловый анализ состояния разработки и эффективность применяемой технологии воздействия на пласт

2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

           На Спорышевском месторождении пробуренный фонд составляет 395 скважин, включая разведочные и водозаборные. В действующем добывающем фонде находится 281 скважина, где дающих нефть – 272 скважин, из них 57 скважин совместно работают на несколько пластов. Действующий фонд нагнетательных состоит из 53 скважин, где в работе – 52 скважины, из них одна совместная. В водозаборном фонде числится 10 скважин, все они действующие.

Опыт разработки месторождения указывает на предпочтительность механизированного способа добычи. В настоящее время механизировано 100% скважин добывающего фонда месторождения. Из них большая часть оборудована установками ЭЦН отечественного и зарубежного производства. Электроцентробежные погружные насосы позволяют обеспечить работу скважины в широком интервале дебитов (от 15 до 1700 м3/сут) и рекомендуются в дальнейшем в качестве основного способа  эксплуатации. Ниже приводится структура фонда и показатели работы скважин для пласта БС10  Спорышевского месторождения.

          Пласт БС100 является одним из основных на месторождении и первым введен в эксплуатацию в 1995 году. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1.8. Залежь пласта БС100 разбурена по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м. На пласт пробурено 165 скважин, из них 129 добывающих, в том числе 10 горизонтальных и 4 боковых горизонтальных ствола (БГС) и 36 нагнетательных. Сформирована трехрядная система ППД, 13 нагнетательных скважин находятся в отработке. Все добывающие скважины механизированы, в основном ЭЦН.