Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.
Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.
Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 Свойства пластовой нефти
| Показатели | 1БС10 | 2БС10 | 1БС11 | 2БС11 | ЮС1 | |||||
| Давление насыщения газом, МПа | 10,42 | 9,73-10,65 | 6,3 | 8,6 | 9,0 | |||||
| Газосодержание, м3/т | 69,64 | 56,79-70,32 | 62,12-68,6 | 90,78-107,3 | 106,9 | |||||
| Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т | 56,4 | 48,5-57,1 | 48,88-52,6 | 68,98-87,74 | 106,8 | |||||
| Обьемный коэффициент | 1,19 | 1,16-1,18 | 1,19-1,22 | 1,251-1,316 | 1,284 | |||||
| Плотность, г/см | 0,777 | 0,786-0,799 | 0,754-0,77 | 0,754-0,774 | 0,842 | |||||
| Обьемный коэффициентв условиях сепарации | 1,133 | 1,123-1,128 | 1,129-1,14 | 1,151-1,206 | 1,454 | |||||
| Вязкость,Мпа*сек | 1,35 | 1,136-1,181 | 1,137-1,19 | 0,74-1,08 | 1,34 | |||||
В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.
Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице
Таблица 2.7 Физические свойства нефти по пластам.
| Пласт | Плотностьг/см | Вязкостьпри 20 | Выходфракции | Содержание | |||
| серы | парафин. | асфальт. | смол % | ||||
| 1БС10 | 0,872 | 17,19 | 45,1 | 0,86 | 2,19 | 3,49 | 6,68 |
| 2БС10 | 0,866 | 13,06 | 49,6 | 0,84 | 2,25 | 2,59 | 6,54 |
| 1БС11 | 0,861 | 11,29 | 48,1 | 0,78 | 2,24 | 3,26 | 6,74 |
| 2БС11 | 0,854 | 9,05 | 50,1 | 0,68 | 2,38 | 1,24 | 4,84 |
| ЮС 1 | 0,833 | 4,36 | 57,1 | 0,44 | 2,33 | 0,45 | 3,50 |
В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.
Минирализация вод по пластам характеризуется следующими значениями:
БС101 18,2…23,6 г/л,
БС102 21,0…21,3 г/л,
БС101 19,5…21,1 г/л,
БС112 18,4…22,7 г/л.
Хлор-иона содержится 13475 мг/л.
Натрий-иона 8466 мг/л,
Кальцый иона 532 мг/л.
Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах:
иод 0,84…4 мг/л,
бром 43,6…67,6 мг/л,
аммоний 30…75 мг/л.
Растворимый газ в основном состоит:
метан 82,4…84,6 %,
этан 3,37…4,40 %,
пропан 1,75…2,19 %,
изобутан 0,129…1,154 %,
бутан 0,526…0,55 %,
азот 4,67…8,28 %,
гелий 0,06…0,184 %,
углекислый газ 1,86 %.
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения
В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно- Ягунского месторождения (2).
Технологической схемой разработки Южно - Ягунского месторождения предусмотрено:
- выделение двух эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11
- применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м.
- общий проектный уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год
- общий проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год
- общий проектный объем закачки воды - 13 млн.м3 /год
В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)
На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИП Инефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:
- выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
- применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;
- ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;
- общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.
При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого - технических совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.
1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).
2. Основные пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.
Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой.
4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.
5. Обводненность продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15-20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо- нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.
С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно - Ягунского месторождения.
Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения:
- проектный уровень добычи нефти - 9.451 млн.т.
- проектный уровень жидкости - 24.1206 млн.м.
- проектный объем закачки воды - 30.5802 млн.м
- общий фонд скважин за весь срок разработки - 3323 шт.
- фонд скважин для бурения всего - 1047 шт.
- на основной залежи сохранить проектную сетку скважин.
- предусмотреть в более поздние этапы разработки переход на блочно - замкнутую систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11;
- применение для пласта ЮС1 площадной семиточечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500х500м;
На месторождении реализуется блоковая система разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводнения в настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическим условиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого, применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10-11 сформировало, в основном, две группы скважин:
1 группа - скважины, работающие только на один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11).
2 группа - скважины, работающие на два пласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11)
3.2 Текущее состояние разработки
По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождении пробурено 1804 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1376, нагнетательных-363, прочих-65. На 1.01.2002 г. фонд добывающих скважин составляет в целом по месторождению 1376 скв., в том числе по объекту БС11 - 577 скв. по объекту БС10 – 762 скв. и по объекту ЮС1- 37 скважин. Из всего фонда добывающих скважин в целом по месторождению более 35% фонда эксплуатируют совместно два и более пласта. По объекту БС10 более 43.5% фонда скважин работают совместно на пласты БС10-1 и БС10-2. По объекту БС11 совместно работающие скважины составляют около 23%. Фонд нагнетательных скважин составляет 363, из них по объекту БС10 - 202 скважины и по объекту БС11 - 166 скважин. В 40 нагнетательных скважинах (14.7% из общего фонда) закачка воды осуществляется на два и более пластов.
Буровыми бригадами Когалымского управления буровых работ за 2001г. пробурено 1201 метра горных пород. Средний дебит одной новой скважины по нефти составил 25,8 т/сут. На 01.01 2002 года с начало разработки месторождения отобрано 90505,1т.т. нефти, что составил 81,6% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при этом темп отбора от НИЗ составил 3,84%.
Средний дебит жидкости одной скважины снизился на 0,8т/сут. и составил 40,5т/сут, по нефти 12,5т/сут. При этом среднегодовая обводненность составила 69,2%. Процент падения добычи составил 1,1%
На 1 января 2002 года эксплуатационный фонд НГДУ «Когалымнефть» составил 1008 скважин, в том числе действующих - 922. Эксплуатация осуществляется механизированным способом: электроцентробежными насосами – 75%, штанговыми глубинными насосами – 25%