Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
Характеристика энергетического состояния залежи
Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом- 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.
Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов: I объект – отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект – отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.
Таблица 1.1 - Геолого–физические характеристики продуктивных пластов месторождения
| Параметры | Продуктивные объекты | ||
| I объект | II объект | III объект | |
| Средняя глубина залегания, м | |||
| Тип залежи | М а с с и в н а я | ||
| Тип коллектора | К а р б о н а т н ы й | ||
| Площадь нефтегазоносности, тыс м2 | |||
| Средняя общая толщина, м | 125,5 | 235,58 | |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 119,1 | 248,97 | 156,52 |
| Пористость, доли ед. | 0,06 | 0,029 | 0,026 |
| Средняя нефтенасыщенность, доли ед. | 0,843 | 0,589 | 0,456 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,00347 | 0,00127 | 0,00052 |
| Пластовая температура, °С | 109,4 | 109,4 | 109,4 |
| Пластовое давление, МПа | 81,18 | 81,18 | 81,18 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с | 0,232 | 0,232 | 0,232 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,6206 | 0,6206 | 0,6206 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,936 | 1,936 | 1,936 |
| Содержание серы в нефти, % | 0,95 | 0,95 | 0,95 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 25,26 | 25,26 | 25,26 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 514,5 | 514,5 | 514,5 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с | 0,282 | 0,282 | 0,282 |
| Плотность воды в пластовых условиях. т/ м3 | 1,165 | 1,165 | 1,165 |
| Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории С1/С2 | 1936964/ | 316275/ | 7726/ |
| Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн.т в том числе: по категории С1/С2 | 1077246/ | 63580/ | 1553/ |
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том числе: по категории С1/С2 | 0,5562/ 0,3846 | 0,2010/ 0,2042 | 0,2010/ 0,2042 |
В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи /3/.
Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.
Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.
Date: 2016-05-14; view: 610; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА... |