Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

         По II объекту разработки вязкость пластовой нефти взята как среднее значение по имеющимся трем анализам нефти в пластовых условиях по соседнему полю (восточное поднятие), равное 1,62 спз.

         Свойства пластовой нефти триасовых  отложений восточного поднятия  изучены по трем глубинным  пробам, отобранным из Т-I (скважина № 68),   Т-III (скважина №304), Т-IV (скважина 11а) горизонтов.

         Для Ю-V горизонта (I объект разработки) наиболее близкой по физико-химическим свойствам и глубине залегания оказалась проба нефти Т-1 горизонта из скважины №68 на восточном поднятии.

         Вязкость нефти в пластовых  условиях для первого объекта  принимается равной 1,19 спз., плотность  0,6452 г/см³.

         Компонентный состав растворенного  в нефти газа изучен по 13 пробам  из 4 скважин №№310,312,313,314.

         По V среднеюрскому горизонту содержание метана в растворенном газе 77,0 -88,2%, этана 6,78-11,4%, пропана 1,35-4,99%. Азота в газе до 0,96%, углекислого газа до 3,28%, сероводорода до 0,63%.

         По Т-I горизонту содержание метана в растворенном газе 85,0%, этана 7,5%, пропана 2,16%, азота 1,68%, углекислого газа 2,13%.Сероводород отсутствует.

         По Т-II горизонту содержание метана в растворенном газе 79,4%, этана 9,94%, пропана 4,67%, азота 0,8%, углекислого газа 1,38%.

         По Т-III горизонту содержание метана в растворенном газе составляет от 79,03 до 88,92%, этана - от 6,65 до 98,94%, пропана - от 1,42 до 4,67%. Величина содержания азота достигает 1,68%, углекислого газа 10,71%, сероводорода 2,3%.

         По Т-IV горизонту содержание метана в растворенном газе 85,5%, этана до 7,2%, пропана до 3,03%, азота 1,84, углекислого газа 1,51%.

         По результатам однократного  разгазирования (проба нефти Т-I горизонта в пластовых условиях из скважины №310) установлено, что содержание метана в газе достигает 74,1%, этана 9,82% пропана 6,17%, азота 0,94%, углекислого газа  1,5%, сероводород отсутствует. Плотность газа 1,002 кг/м³ .

         По триасовому водонапорному  комплексу имеется четыре представительные  пробы воды.

         Воды триасовых горизонтов являются хлоркальциевыми рассолами, минерализация которых варьирует от 239,6 до 263,0 г/л, в среднем составляет 252,7 г/л при средней плотности 1,1704 г/см³ (скважина №312).

         Концентрация хлора колеблется  в пределах 146,0-159,9 г/л, при верхней  границе содержания щелочных металлов 92,6 г/л. Содержания кальция (3,6-4,6 г/л) почти вдвое превышает содержание магния (2,1-2,6 г/л ). Концентрация сульфат- и гидрокарбонат - ионов в среднем составляют 1,7 и 0,24 г/л. Воды сильнометаморфизованны. Величина метаморфизации равна 0,6 РН=5,25 -6,4. Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,547 до 0,617 мПа*с, в среднем составляет 0,588 мПа*с.

         Из микрокомпонентного состава  в водах присутствуют йод 3,33-6,51 мг/л, бром 205,7-367,6 мг/л, окись бора 7,7-25,3 мг/л и амоний 120 мг/л.

         Для характеристики среднеюрского  водонапорного комплекса взят  анализ пробы воды из скважины  №65 (инт.2756-2765м), расположенной на  южном крыле восточного поля, за отсутствием таковых на  западном поле.

         По гидрохимическим параметрам пластовые воды среднекелловейских горизонтов представляет собой хлоркальциевые рассолы, величина минерализации которых равна 252,1 г/л и плотностью 1,1655 г/см³. Тип вод - хлоркальциевые. Коэффициент метаморфизации равен 0,6, что свидетельствует о высокой степени метаморфизации вод.

         Микрокомпонентный состав пластовых  вод среднекелловейского горизонта  описываемого месторождения характеризуется  содержанием окиси бора до 23,2 мг/л, йода  до 8,99 мг/л и брома   до 212,39 мг/л. Характерной особенностью вод является повышенная концентрация сульфат-иона-17,98 мгэкв/РН среды - 5,65.

     В 1987 году институтом "КазНИПИнефть" был представлен в ГКЗ СССР пересчет запасов нефти и газа по месторождению Ц.В.Прорва, где  была проведена прогнозная оценка западного поля и его перспективность. Этот участок был рекомендован для разведки. С этой целью с 1988 года началось разведочное бурение на Западном поле. В Результате проведенных работ на 01.01.92 года на этом участке пробурены скважины №310,311,312,313,314,315,316.

         Была установлена промышленная  продуктивность среднеюрских и  триасовых горизонтов. По состоянию  на 01.01.1992г. ЦНИЛом ПОЭН были  оперативно подсчитаны запасы  нефти и попутного газа и  утверждены ЦК по запасам 17 марта 1991 г. в городе Оренбурге.

         Запасы нефти были представлены  по V´,V среднеюрских и I,II,III,IV,V триасовым горизонтам. Подсчитанные запасы составили по категориям:

      - С1: балансовые - 16301 тыс.т., извлекаемые  - 7109 тыс.т.;

      - С2: балансовые - 152 тыс.т., извлекаемые - 67 тыс.т.

         За период 1992-1999 гг. в пределах  западного поля месторождения  Ц.В.Прорва были дополнительно  пробурены 9 скважин.

         Вновь пробуренные скважины дали  дополнительную информацию, которая  явилась основанием для постановки  работ по пересчету запасов нефти и растворенного газа триасовых и V среднеюрского горизонта Западного поля.

         Вновь подсчитанные институтом  КазНИГРИ по состоянию изученности  на 01.01.2000 г. и утвержденные ГКЗ  РК  начальные запасы составили:

      1. По нефти:

      - категория С1 - 14304,2 тыс.т. балансовых  и 6443,7 тыс.т извлекаемых;

      - категория С2 - 4462,9 тыс.т. балансовых  и 1969,7 тыс.т. извлекаемых.

      2. По растворенному в нефти газу:

      - категории С1 - 3274,8млн.м³ балансовых  и 1475,8млн.м³ извлекаемых;        

      - категории С2 - 1093,4 млн.м³ балансовых и 451,1 млн.м³ извлекаемых.

      Изменение запасов в основном связано с  выделением категорий запасов в  связи с дополнительной изученностью и изменением площади нефтеносности. С   учетом накопленной добычи по V-Ю горизонту в количестве 453,5 тыс.т, нефти и 96 млн.м³ газа остаточные запасы на 01.01.2000 г. в целом по Западному полю составляют:

      1. По нефти: 

      - категории С1 -13850,7 тыс.т. балансовых  и 5990,2 тыс.т. извлекаемых;

      - категории С2 - 4462,9 тыс.т. балансовых  и 1969,7 тыс.т. извлекаемых.

      2. По растворенному в нефти газу:

      - категории С1 -3178,8 млн.м³ балансовых  и 1379,8млн.м³ извлекаемых; 

      - категории С2 -1093,4 млн.м³ балансовых  и 451,1 млн.м³  извлекаемых. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2 Технологическая  часть 

     2.1 Система разработки  месторождения 

     На  балансе ПФ «Жылыоймунайгаз» имеется 4 месторождения: месторождение С.Нуржанова  введено в эксплуатацию в 1963 году, фонд эксплуатационных скважин 142, накопленная  добыча 20905,22тыс.т. Месторождение Западная Прорва было введено в эксплуатацию в 1977 году, фонд эксплуатационных скважин 45, накопленная добыча 6612,23тыс.т.  Месторождение Актобе введено в эксплуатацию 1970 году, фонд эксплуатационных скважин 16, накопленная добыча 2804,25тыс.т. Месторождение Досмухамедово было введено в эксплуатацию в 1980году, фонд эксплуатационных скважин 26, накопленная добыча 1948,21 тыс.т.

     Общий фонд по месторождению Ц.В. Прорва на 01.01.08 г. составляет 264 скважины, в том  числе:

     - эксплуатационный фонд добывающих  скважин - 142;

     - действующий фонд скважин –  135;

     - фонтанный фонд скважин – 44.

     По  состоянию 01.01.08г. в эксплуатационном фонде скважин доля действующих  скважин – 0,7, бездействующих – 0,3. Основной способ эксплуатации действующих скважин ШГН 47%.

     Последний проектный документ на разработку был составлен КазНИПИнефть в 1988г. . В 1972 году  ЦНИЛ

     ПО  «ЭН» составлен «Проект разработки месторождении», где предусмотрены  два варианта разработки II  келловейского  горизонта.

     I вариант – при сохранении существующей  сетки скважин,

     II вариант – с  бурением 27 скважин;  из них 22 скважины на II келловейский  горизонт и 5 скважин на III, IV горизонты.

     К реализации принят II вариант разработки, предусматривающий бурение 27 добывающих скважин и перевод законсервированных скважин на механическую добычу способом ШГН. Выявленные в отложениях верхней юры и триаса, продуктивные горизонты объединены в 8 объектов.

     Максимальный  уровень добычи нефти 386,4 тыс.т. в 1994 году.

     Максимальный  уровень добычи жидкости 651,2 тыс. т. 

     2.1.1 Анализ текущего состояния разработки  

     Эксплуатация  месторождения осуществляется уже 48 лет. По состоянию на 1.01.09 г. эксплуатационный фонд составляет 409 скважин, в том  числе в действующем фонде  – 211 скважин. Ресурсы газа составляет 112,618 млн. м³. Из которых 56,282 млн.м³  используется на производственно бытовые нужды, 56,336 млн.м³ сжигается на факелах на которую имеется разрешение. Объем эксплуатационного бурения составляет 32 700 м. Запланировано бурение 12 нефтяных скважин. Добыча от этих скважин составит 12 120 тн. Скважины эксплуатируются ШГНУ И УЭЦН. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2010 года Прорвинских групп месторождении составляют - 19803,5 тыс. тн. (С.Нуржанова - 15925,5 тыс.тн., Зап.Прорва - 2009,8 тыс.тн., Актобе - 558,8 тыс.тн., Досмухамбетовское - 1309,3 тыс.тн.). Планируемая добыча нефти на 2010 года составляет - 580000 тн., в т.ч. С.Нуржанова - 400000 тн, З.Прорва - 85000 тн, Актобе - 31000 тн, Досмухамбетовское - 64000 тн. В связи с бурением новых 7 скважин (мр.С.Нуржанова - 3 скв.,мр. Досмухамбетовское - 2 скв., мр.Зап.Прорва - 2 скв.) предусматривается обустройство скважин с инженерными коммуникациями. В состав обустройства входят: строительство площадки приустьевой и под ремонтный агрегат, канализация и якорь оттяжки скважин, приобретение и монтаж ПШГН, энергоснабжение с приобретением и монтажом КТПН, а также прокладка выкидных линии от скважины до ГЗУ. 

     В 1984 году институтом «КазНИПИнефть» составлен  отчет «Изучение текущего состояния  разработки». В 1979 и 1988 годах институтом «КазНИПИнефть» составлен «Проект разработки месторождения С. Нуржанова». К реализации принят II вариант, где продуктивные горизонты выделены в семь объектов разработки.

      В 1987 году институтом «КазНИПИнефть» был  представлен в ГКЗ СССР «Пересчет  запасов нефти и газа по месторождению», где была проведена прогнозная оценка запасов Западного поля и его перспективность. Этот участок был рекомендован для поисково-разведочных работ. С этой целью с 1988 года началось разведочное бурение на Западном поле.

     В 2003 году подрядчиком ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч» составлен «Проект доразведки триасовых горизонтов на месторождении С. Нуржанова» по состоянию на 01.10.04 год. Проанализированы результаты сейсмических исследований 3Д, данные глубоких поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. На основе проведенных исследований определены местоположения проектных разведочных скважин с целью доразведки триасового продуктивного комплекса и уточнения геологического строения

За 2008 год 84 % нефти отобрано фонтанным способом, 16 % нефти отобрано механизированным способом. Текущий среднесуточный дебит по фонтанным скважинам составил 21,9 тн/сут по нефти, по жидкости 32,7 м³/сут. Среднесуточный дебит глубинно-насосных скважин составил по нефти 2,0 тн/сут, по жидкости 12,6 тн/сут. Среднесуточный дебит электроцентробежных скважин составил по нефти 2,9 тн, по жидкости 18,4 м3/сут.

     В отчетном году составлен «Проект утилизации попутно-добываемых вод на месторождении С.Нуржанова на неокомские отложения с программой гидрогеологических работ на полигоне утилизации попутно-добываемых вод месторождения С.Нуржанова с включением раздела «Мониторинг состояния недр».

     Среднесуточный  дебит одной добывающей скважины на месторождении С. Нуржаново на 01.01.09 составила 4,9т/сут. Коэффициент  эксплуатации  действующего  фонда   - 0,956. Коэффициент  использования  эксплуатационного  фонда   - 0,931

 

 
 

       

     Рисунок 2.1.1 График разработки по месторождению Ц.В. Прорва 
 

Таблица 2.1.1

     Сопоставление проектных и фактических показателей  разработки месторождении Прорва

№п/п	Показатели		Ед. изм.	Годы
				2003	2004	2005	2006	2007	2008
1	Добыча  нефти	проект	тыс.т.	135,6	113,9	95,1	79,9	67,6	55,5
		факт	тыс.т.	91,6	87,14	87	84,35	80,04	76,31
2	Суммарная добыча нефти	проект	тыс.т.	7770,2	7884,1	7979,2	8059,1	8126,7	8182,2
		факт		6197,903	6285,04	6372,04	6456,39	6536,433	6612,743
3	Добыча  жидкости	проект	тыс.т.	367,5	333,3	298,3	268,2	242,2	209,1
		факт		195,009	178,71	206,559	199,799	187,89	172,845
4	Суммарная добыча жидкости	проект	тыс.т.	11100,5	11433,8	11732,1	12000,3	12242,5	12451,6
		факт		7473,731	7652,44	7859	8058,799	8246,69	8419,535
5	Среднегодовая обводненность	проект	%	63,1	65,8	68,1	70,2	72	73,4
		факт		53	51,2	57,9	51	50	55,8
6	Добыча  газа	проект	млн.м3	43	39	33	27	21	20
		факт		29,23379	29,3672	24,7068	25,039932	23,31921	20,618
7	Суммарная добыча газа	проект	млн.м3	2750	2760	2810	2840	2870	2890
		факт		2017,784	2047,15	2071,86	2096,8982	2120,217	2140,835
8	Газовый фактор	проект	м3/т
		факт		319,1	337	283,9	269,3	290	270,2
9	Закачк воды	проект	тыс.м3
		факт
10	Суммарная закачка воды	проект	тыс.м3
		факт