Геологическая часть (стр. 2 )

1.7  Физико-химические свойства нефти, газа и воды

В пределах Северного купола Казанского поднятия для изучения свойств нефти и газа исследованы шесть глубинных проб из скв. №№ 12, 24, 36, 49, 146, 166 и восемь поверхностных проб из скв. №№ 12 (две пробы), 24, 36, 47, 49, 146, 166.

Физико-химические свойства нефти, газа и воды приведены в табл. 1.3-1.6.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 793 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 6,64 МПа., газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 68,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,7 мПа. с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 845 кг/см3, газосодержание 61,3 м3/т, объёмный коэффициент 1,161, динамическая вязкость разгазированной нефти 15,5 мПа. с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,91%), смолистая (5,41%), парафиновая (5,63%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 44%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 2,02%, азота 10,66%, метана 17,85%, этана 29,53%, пропана 26,19%, высших углеводородов (пропан+высшие) 38,04%, гелия 0,015%. Относительная плотность газа по воздуху 1,222.

Свойства нефти и газа Западного купола Казанского поднятия изучены по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной пробам из скв. № 000. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 808 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 5,15 МПа., газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 61,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,8 мПа. с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 819 кг/см3, газосодержание 57,2 м3/т, объёмный коэффициент 1,094, динамическая вязкость разгазированной нефти 56,60 мПа. с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,71%), малосмолистая (4,76%), парафиновая (4,90%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 32%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,30%, азота 9,57%, метана 22,50%, этана 32,75%, пропана 24,83%, гелия 0,011%. Относительная плотность газа по воздуху 1,146.

В течение 1996 – 2016 гг. лабораторией НГДУ «Сергиевскнефть» по пласту В1 было отобрано и исследовано 39 проб воды, добываемой попутно с нефтью из пласта В1. Результаты анализа наиболее представительных проб, полученных за все годы разработки месторождения, показали, что воды характеризуются плотностью 1155 – 1161 кг/см3, минерализацией порядка 259,6 г/л. Содержание кальция составляет 6,0 – 7,8 г/л, магния 1,4 – 2,4 г/л, сульфатов 0,73 – 1,1 г/л. Первая соленость характеризуется значениями 86,85 – 90,04 %-экв. Концентрации брома и йода в водах турнейского яруса составляют 245 и 5 мг/л, соответственно. Газонасыщенность пластовых вод равна 0,229 м3/т.[20]

1.8  Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Для подсчета начальных балансовых запасов нефти применяют следующую формулу[5]:

Qбал нач=F∙h∙m∙β∙ρ∙θ, (1.1)

где Qбал нач – извлекаемые запасы нефти, т ;

F – площадь нефтеносности, м2 ,

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью; (коэффициент насыщения );

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:

θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти)

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qизв нач равны произведению величин начальных балансовых запасов Qбал нач и конечного коэффициента извлечения η [6]

Qизв нач= Qбал нач* η (1.2)

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти считаются с учетом накопленного отбора нефти на дату анализа разработки.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти равны:

Vбал нач= Qбал нач*Г (1.3)

Г – газовый фактор, м3/т

Vизвл нач= Qизв нач*Г (1.4)

Остаточные запасы газа считаются также с учетом накопленного отбора газа, попутно добываемого с нефтью.[8]

Расчет балансовых и извлекаемых запасов нефти

Qбал =F·h·m· β·rп. усл.·q,

где Qбал – балансовые запасы нефти (т. т.);

Qбал= 4253∙9,6∙0,13∙0,88∙0,845∙0,861=3398,2 тыс. т

Qизв = Qбал· η.

где Qизв – извлекаемые запасы нефти (тыс. т.);

Qизв = 3398,2∙0,429=1457,8 тыс. т

Расчет балансовых и извлекаемых запасов газа:

Vг = Qбал·Г

где Vг – балансовые запасы газа (тыс. м3);

Vг = 3398,2∙61,3=208309,6 тыс. м3

Vг. изв.= Qизв·Г

где Vг. изв. – извлекаемые запасы газа (тыс. м3);

Vг. изв.= 1457,8∙61,3=89363,1 тыс. м3

Расчет балансовых и извлекаемых запасов нефти

Qбал =F·h·m· β·rп. усл.·q,

где Qбал – балансовые запасы нефти (т. т.);

Qбал= 309∙9,9∙0,12∙0,81∙0,819∙0,914=222,5 тыс. т

Qизв = Qбал· η.

где Qизв – извлекаемые запасы нефти (тыс. т.);

Qизв = 222,5∙0,406=90,3 тыс. т

Расчет балансовых и извлекаемых запасов газа:

Vг = Qбал·Г

где Vг – балансовые запасы газа (тыс. м3);

Vг = 222,5∙57,2=12727 тыс. м3

Vг. изв.= Qизв·Г

где Vг. изв. – извлекаемые запасы газа (тыс. м3);

Vг. изв.= 90,3∙57,2=5165,1 тыс. м3

Расчет остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти на 01.01.2016г.

Qост. бал. = Qбал-Qнак. (1.5)

где Qост. бал. - остаточные балансовые запасы нефти (тыс. т.);

Qнак. – накопленная добыча нефти (тыс. т.);

Qост. бал. = 3620,7-1438,9=2181,7 тыс. т

Qост. изв.= Qизв - Qнак. (1.6)

где Qост. изв – остаточные извлекаемые запасы нефти (тыс. т.);

Qост. изв.= 1548,1-1438,9=109,1 тыс. т

Расчет остаточных балансовых и извлекаемых запасов газа на 01.01.2016г.

Vост. бал. г.=Qост. бал·Г (1.7)

где Vост. бал. г. – остаточные балансовые запасы газа (тыс. м3);

Vост. бал. г.= 2181,7∙61,3=133742,5 тыс. м3

Vост. изв. г.=Qост. изв·Г (1.8)

где Vост. изв. г. – остаточные извлекаемые запасы газа (тыс. м3);

Vост. изв. г.= 109,1∙61,3=6692,1 тыс. м3

Выводы

Казанское месторождение находится на границе Сергиевского и Кинель-Черкасского административных районов Самарской области. Расположено в 100 км на северо-восток от города Самары. [21]

Пласт В1 выделяется в кровле турнейского яруса. Промышленные залежи нефти приурочены к Северному и Западному куполам Казанского поднятия.[15]

Коллекторские свойства пород Северного купола, в том числе емкостные его характеристики, изучались как по керну, так и по ГИС. По результатам комплексного изучения пористость принята равной 13,0 %. По данным ГИС проницаемость равна 50 мД, это значение принято для проектирования. Средняя величина нефтенасыщенности по керну равна 0,786, по ГИС – 0,88. Для проектирования принято значение 0,88. [20]

В пределах Западного купола по керну средняя пористость равна 11,3 %, по ГИС – 12,5 %. Для проектирования принято значение пористости равное 12,0 %. Проницаемость определенная по керну составляет 5,7 мД, по ГИС - 30 мД. На базе этих данных для проектирования принято значение 30 мД. Начальная нефтенасыщенность для проектирования принята равной 0,81.

Воды пласта В1 характеризуются плотностью 1155 – 1161 кг/см3, минерализацией порядка 259,6 г/л. Содержание кальция составляет 6,0 – 7,8 г/л, магния 1,4 – 2,4 г/л, сульфатов 0,73 – 1,1 г/л. Первая соленость характеризуется значениями 86,85 – 90,04 %-экв. Концентрации брома и йода в водах турнейского яруса составляют 245 и 5 мг/л, соответственно. Газонасыщенность пластовых вод равна 0,229 м3/т.

Согласно расчету балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом начальные балансовые запасы нефти составляют 3620,7 тыс. т, остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 2181,8 тыс. т., начальные извлекаемые запасы нефти составляют 1548,1 тыс. т., остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 109,2 тыс. т.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1  Основные решения проектных документов

Казанское месторождение открыто в 1966г., введено в разработку в 1978г.

За весь период изучения и разработки месторождения было выполнено восемь проектно-технологических документов.

Первым проектным документом была «Технологическая схема разработки Казанского месторождения» составленная институтом «Гипровостокнефть» в 1982 году на базе утвержденных запасов нефти по продуктивным пластам Казанского поднятия (СI, СIа, СII, ВI) и Кабановского поднятия (пласт СII).

В 1986 г. было выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Казанского месторождения».

В 1988 г. ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнен «Проект разработки и детализации геологического строения продуктивных пластов Казанского месторождения».

В 1992 г. институтом «Гипровостокнефть» выполнена работа «Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи по пласту СI (северный участок) Казанского месторождения».

В 1993 г. выполнена работа «Уточнение проектных показателей разработки продуктивных пластов Казанского месторождения», вследствие расширения контуров по материалам новых (более 70 единиц) скважин в восточном и юго-западном направлении структуры пласта СI. [15]

В 1999 году институтом «Гипровостокнефть выполнен: «Анализ разработки месторождений с уточнением технологических показателей на период действия лицензии НГДУ «Жигулевскнефть», где был дан анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых , в том числе Казанскому.

В 2002 году лабораторией по учету запасов нефти и газа составлен «Проект доразведки Южно-Казанского участка Казанского месторождения нефти».

В 2003 году был произведен очередной пересчет запасов. Были приняты на баланс запасы вновь открытых залежей (пласты В1, CI) в районе скв. № 000 в количестве (геологические /извлекаемые): категории С1 – 281/120 тыс. т, категории С2 – 95/25 тыс. т соответственно.

В 2005 г. с учетом изменений в структуре запасов месторождения составлен «Авторский надзор за разработкой Казанского месторождения .