Свойства пластовых флюидов чикулаевского месторождения

Отбор и исследования проб пластовых флюидов производили в 1983;85 гг. Качественная информация по свойствам пластовой нефти получена на Северо-Чикулаевском куполе из отложений тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1). Из пластов Бш1, Тл2-а, Бб1 отобраны глубинные пробы, которые характеризовали нефть на той или иной стадии дегазирования. Информация, полученная по ним после интерполяции до истинного Рнас, использована для определения достоверных параметров пластовой нефти. Устьевые пробы нефти изучены из этих же отложений, а также из пласта В3В4.

Основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов приведены в таблицах 6.1, 6.2, 6.3.

Табл. 6.1 Основные физико-химические свойства нефти в пластовых условиях.

Табл. 6.2 Основные физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях.

Табл. 6.3 Основные физико-химические свойства газа.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Т1 — тяжелая, высоковязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а — тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-б — средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе не обнаружено.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб1 — тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе — 0,04%.

В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб2 — тяжелая, высоковязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный, содержание сероводорода в газе — 0,09%.

Пластовая нефть пласта Мл — тяжелая, высоковязкая, смолиста…

• А) Анализ графика разработки по турнейскому эксплуатационному объекту
• 1 стадия: С 1987;1988гг.- период пробной эксплуатации залежи. Начальное Рпл равнялось 14,85 МПа, текущее Рпл не изучалось. В этот период максимальное число добывающих скважин составляло 6: № 10, 11, 16, 17, 18 и 19. В 1987 года годовой отбор нефти составлял 7,798 тыс.т., а добыча жидкости 8,892 тыс. т. Среднегодовой дебит по залежи был равен 9,9 т/сутки. Вода в продукции скважин в незначительном количестве стала появляться с 1987 г. К 1988 г. ее весовое значение составило 14,3% и в дальнейшем наблюдалось постепенное увеличение. Такие колебания обводненности по пласту можно объяснить введением в эксплуатацию новых безводных скважин.

В 1988 году начали работу на турнейскую залежь ещё 6 скважин: № 12, 13, 14, 15, 24 и 25. Максимальный отбор нефти составлял 23,01 тыс. т. Начальный дебит нефти новых скважин составлял 7,3 — 8,4 т/сутки. К концу года в продукции новых скважин появилась вода. Максимальная добыча жидкости на 1988 год составила 27,01 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн.

2 стадия (1988;1990): С 1988 года прослеживается снижение добычи нефти и жидкости. С 1989 года в связи со снижением пластового давления в залежи, была организована закачка воды — 0,05 тыс. м3. накопленная компенсация составляла 20% и постепенно росла.

В 1989 году введено 5 новых добывающих скважин: 27, 29, 32, 33 и 34. Фонд действующих скважин составил 15. Добыча нефти и жидкости идет на спад, прослеживается увеличение обводненности продукции и уровня закачиваемой воды. Отбор нефти на 1991 год достиг 8,387 тыс. т., а отбор жидкости до 11,32 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн. Начальный дебит нефти новых скважин изменялся в пределах 2,3 — 4,0 т/сутки. Пластовое давление в течение 2 стадии колеблется на уровне 14,7 МПа. Все новые скважины имели в продукции воду от 4,3 до 11,0%. Средняя обводнённость в целом по залежи составляла 20,2%. Процент воды составлял 25,9%.Уровень закачиваемой воды составлял 18,25 тыс. м3, накопленная компенсация — 45,2%.

3 стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости, снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 1,4 т/сутки, среднегодовая обводнённость — 31,5%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 45,9%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.

С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.

В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.

В 1999 году выбыли из действующего фонда 4 добывающие скважины из-за низких дебитов и высокой обводнённости.

С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. Фонд добывающих скважин в течение пяти лет оставался постоянным — 9 скважин.

В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти — 5,05 тыс. т., жидкости — 7,191 тыс. т.

По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7,456 тыс. т. (темп годового отбора — 1,26%), добыча жидкости — 8,716 тыс. т, обводнённость продукции — 14,5%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19,007 тыс. м3. Накопленная добыча нефти равна 151,954 тыс. т (26,4% от утверждённых НИЗ), жидкости — 199,27 тыс. т, попутного газа — 6,986 млн. м3. Накопленная закачка воды — 187,976 тыс. м3.

Б) Сравнение проектных и фактических показателей разработки Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 8.1.

Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 гг. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.

В) Анализ энергетического состояния скважин Начальное пластовое давление Рнач составляет 14,8 МПа. Давление насыщения Рнас 7,8 МПа. Средневзвешенное значение пластового давления Рвзв по залежи в целом составляет 13,6 МПа, что ниже Рнач, но выше Рнас. Среднее давление в зоне отбора Ротб11,6 МПа, в зоне закачки Рзак — 13,7 МПа. Перепад давления между зонами нагнетания и отбора в среднем составляет 2,1 МПа. В районе скважин 38, 16, 12 и др. наблюдаются локальные воронки депрессии. Для залежи в целом характерна общая воронка депрессии.

Табл. 8.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки.