Проект запасов нефти и газа эоценовых и миоценовых продуктивных горизонтов Абино-Украинского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1. 1. Географо-экономическая характеристика района работ

1. 2. Геолого-геофизическая изученность площади

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПЛОЩАДИ

2. 1. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика разреза

2. 2. Тектоника

2. 3 Нефтегазоносность и её перспективы

2. 4 Гидрогеологическая и термобарическая характеристика разреза

2. 5. Результаты научных исследований

3. АНАЛИЗ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

3. 1. Цель и задачи работ

3. 2. Характеристика моделей объекта (перспективной площади, месторождения, залежи)

3. 3. Анализ методов и результатов проведенных работ

3. 4. Выбор и обоснование методов работ - система расположения и количество поисково-разведочных скважин

3. 5. Геологические условия проводки скважин, обоснование типовой конструкции скважин, промывочной жидкости

3. 6. Обоснование комплекса геолого-геофизических исследований

3. 6. 1. Отбор керна, шлама и флюидов

3. 6. 2. Лабораторные исследования

3. 6. 3. Геофизические исследования в скважинах

3. 6. 3. Опробование и испытание перспективных горизонтов

4Геофизическая характеристика скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных

4. 1 Комплекс промыслово-геофизических исследований верхнемеловых отложений. 24

4. 2 Расчленение карбонатного разреза в скважинах, выделение различных типов коллекторов и оценка их емкостных свойств

4. 3 Определение степени развития пластов-неколлекторов и различных типов карбонатных коллекторов в залежи и оценка средневзвешенных значений их удельной емкости

5 Нефтегазоносность месторождения

5. 1 Характеристика залежи продуктивных отложений

5. 2 Обоснование начального водонефтяного контакта (ВНК)

5. 3 Некоторые особенности формирования залежи

6 Гидрогеологические условия

7 Физико-литологическая характеристика коллекторов верхнемеловых отложений

8 Физико-химическая характеристика нефти и газа

9 Обоснование подсчетных параметров и подсчет балансовых запасов нефти и газа

9. 1 Обоснование метода подсчета запасов

9. 2 Обоснование подсчетных параметров

9. 2. 1 Площадь нефтеносности

9. 2. 2 Эффективные толщины

9. 2. 3 Пористость

9. 2. 4 Нефтенасыщенность

9. 2. 5 Пересчетный коэффициент

9. 2. 6 Плотность нефти

9. 2. 7 Газовый фактор

9. 3 Обоснование выделяемых категорий запасов

9. 4 Подсчет запасов нефти и растворенного газа

9. 5 Подсчет запасов газа по компонентному составу

10 Сопоставление подсчитанных запасов с числящимися на Государственном балансе полезных ископаемых РФ

11 Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти (ТЭО) КИН.

11. 1 Подготовка исходных данных для расчетов технико-экономических показателей доразработки месторождения

11. 1. 1 Анализ результатов исследования скважин и пластов

11. 1. 2 Анализ текущего состояния разработки залежи

11. 2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов

11. 3 Выбор расчетных вариантов доразработки и их характеристика

11. 4 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей доразработки

11. 5 Технологические показатели вариантов доразработки месторождения

11. 6 Технико-экономические показатели вариантов разработки

11. 6. 1 Эффективность разработки и обоснование экономических нормативов

11. 6. 2 Показатели экономической оценки вариантов разработки

11. 6. 3 Обоснование исходных данных, принятых для расчетов экономических показателей

11. 6. 4 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта

11. 7 Характеристики извлекаемых запасов нефти и КИН

11. 7. 1 Анализ расчетных величин КИН

11. 7. 2 Обоснование рекомендуемой величины извлекаемых запасов и КИН

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ 14

3. 3 Анализ методов и результатов проведенных работ 14

3. 2 Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологи разработки 15

3. 2. 1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Отложения миоцена 15

3. 2. 2 Сопоставление фактических и проектных и проектных показателей 23

3. 2. 3 Анализ выработки запасов нефти из пластов 24

3. 3 Обоснование выделения эксплуатационных объектов. Геолого-промысловая характеристика объектов 25

3. 4. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт 28

3. 5 Обоснование расчётных вариантов разработки и их исходные характеристики 28

4Технологические показатели вариантов разработки 32

4. 1 Технологические показатели вариантов разработки 32

4. 2 Анализ расчётных коэффициентов извлечения нефти из недр 32

5. 1 Обоснование подсчетных параметров и подсчет балансовых запасов нефти и газа. 33

5. 1Обоснование метода подсчета запасов

5. 2 Обоснование подсчетных параметров

5. 2. 1 Площадь нефтеносности

5. 2. 2 Эффективные толщины

5. 2. 3Пористость

5. 2. 4 Нефтенасыщенность

5. 2. 5 Пересчетный коэффициент

5. 2. 6 Плотность нефти

5. 2. 7 Газовый фактор

5. 3 Обоснование выделяемых категорий запасов

5. 4 Подсчет запасов нефти и растворенного газа

5. 5 Подсчет запасов газа по компонентному составу

Заключение СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ МАТЕРИАЛОВ

Абино-Украинское месторождение было открыто и введено в разработку в 1956 г. Продуктивными на месторождении являются миоценовые и кумские отложения. На дату выполнения данной работы – 01. 01. 2008 г. – на месторождении закончены и прекращены бурением 271 скважина, из них 230 скважины перебывали в эксплуатации.

Права на пользование недрами месторождения принадлежат ОАО «НК Роснефть» (лицензия КРД № 03204 НЭ от 16. 11. 2006 г. Со сроком окончания действия 23 декабря 2014 г. )

Необходимость в составлении данной техсхемы вызвана отсутствием проектных документов на разработку месторождения с 1999 г. , когда на ЦРК была защищена работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Роснефть – Краснодарнефтегаз» и ООО «Югнефтегаз» на период действия лицензионных соглашений» (протокол №2414 от 15. 09. 1999г. ), предусматривающая продолжение сложившейся системы разработки Абино –Украинского месторождения без её изменения.

Краткая характеристика текущего состояния объектов разработки Убино-Украинского месторождения на 1 января 2008 г. выглядит следующим образом:

Миоценовые отложения

В эксплуатации перебывало 188 скважин в качестве добывающих, из них: действующих 56, бездействующих 35, в наблюдательном фонде 25 скважин, 20 скважин перевели в водопоглащающие, 1 скважина переведена в кумский горизонт, 51 скважину ликвидировали.

В качестве нагнетательных числится 9 действующих скважин.

Накопленная добыча жидкости 8247,3 тыс. т. (в т. ч. 3709 тыс. т. Нефти), попутного газа 323 млн. м3, обводнённость равна 39,2 %, средний дебит действующих скважин по жидкости 11,5 т/ сут, по нефти 6,5 т/сут. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,153.

На Госбалансе РФ числятся начальные геологические /извлекаемые запасы нефти по категории B, соответственно, 24281/6800 тыс. т. (остаточные 20572/3091 тыс. т. ).

Кумский горизонт

В качестве добывающих перебывало 40 скважин; 26 скважин действующие, 4 скважины бездействующие, 3 в наблюдательном фонде, 1 скважина переведена на миоцеоновые отложения, ликвидировано 6 скважин.

Накопленная добыча жидкости 11098,1 тыс. т. (в т. Ч. 2488 тыс. т. Нефти), попутного газа 432 млн. м3, обводнённость – 92,9%, средний дебит действующих скважин по жидкости 18,4 т/сут, по нефти 1,3 т/сут. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,550.

На Госбалансе РФ числятся начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по категории B, соответственно, 4522/2660 тыс. т. (остаточные – 2034/172 тыс. т. ).

Кумский глубокопогружённый горизонт

Всего в эксплуатации перебывало 2 скважины, которые продолжают действовать и в настоящее время.

Накопленная добыча жидкости по кумскому глубокопогруженному горизонту равна 189,9 тыс. т. (в т. Ч. 87 тыс. т. Нефти), накопленная добыча нефтяного газа равна 13 млн. м3, текущая обводнённость равна 8,1 %, средний дебит скважин по нефти 4,7 т/сут, по жидкости 5,1 т/сут. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,175.

На Госбалансе РФ числятся начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по категории С1 соответственно, 498/249 тыс. т. (остаточные – 411/162 тыс. т. ), а по категории С2, соответственно, 498/249 тыс. т. (остаточные – 411/162 тыс. т. ), а по категории С2 остаточные – 384/192 тыс. т. – геологические/извлекаемые.

Впервые запасы по Абино-Украинскому месторождению были утверждены в ГКЗ СССР в 1960 г.

Первый подсчёт запасов нефти и газа по состоянию изученности на 01. 09. 59. г. был выполнен по результатам бурения 53 разведочных и 7 эксплуатационных скважин.

К 1983 г. на месторождении было пробурено 220 скважин, в том числе и 87 разведочных. Накопленные геолого-промысловые материалы позволили более достоверно судить особенностях геологогического строения месторождения. В той связи был осуществлён пересчёт запасов нефти и растворённого газа на 01. 01. 83 г. В ГКЗ были представлены следующие величины балансовых и извлекаемых запасов по миоценовым отложениям.

По сравнению с предыдущим подсчётом 1959 г. начальные балансовые запасы нефти миоценовых отложений по категории B+С1 уменьшились на 2860 тыс. т. , а извлекаемые на 2258 тыс. т. При этом из-за недостаточной достоверности определения ряда подсчётных параметров все запасы отнесены к категории C1. Основная причина снижения величины балансовых запасов обусловлена уменьшением площади нефтеносности. Эта же причина повлияла и на сокращение начальных извлекаемых запасов. Кроме того, их значение уменьшилось ещё и в связи со снижением коэффициента нефтеотдачи. В подсчёте запасов 1959 г коэффициент нефтеизвлечения определяется по значениям проницаемости и соотношению вязксоти нефти и воды. Выбран он был дифференцировано: для монолитного типа коллектора – 0,3 для расчленённого – 0,2. Извлекаемые запасы определены с помощью экспоненциально-статистического метода и в процессе технико-экономических расчётов обоснованно значение коэффициента извлечения нефти равное 0,142.

Запасы нефти и газа, а также коэффициент нефтеотдачи, подсчитанные в работе были утверждены в ГКЗ СССР в марте 1985 г. в том же количестве, что и были представлены.

Однако в настоящее время (на 01. 01. 03) из миоценовых отложений извлечено уже 3259 тыс. т. нефти, что превысило утверждённое значение начальных извлекаемых запасов (2861 тыс. т. ).

В этой связи в 1993 г запасы были приведены в соответствие и приращены на 845 тыс. т. балансовые и на 120 тыс. т. извлекаемые, а в 1996 г приращены ещё на 1056 и 150 тыс. тонн соответственно. Таким образом, в настоящее время на балансе числятся 24157 тыс. т. начальных геологических и 3431 тыс. т. извлекаемых запасов. Учитывая, что на 01. 01. 03 г. извлечено 3259 тыс. т. нефти, остаточные запасы составляют 20898/172 тыс. т.

1. «Технологическая схема разработки Абино-Украинского месторождения».

2 «Технологическая схема разработки Абино-Украинского месторождения» текстовые приложения.

3 «Технологическая схема разработки Абино-Украинского месторождения» табличные приложения.

4. «Технологическая схема разработки Абино-Украинского месторождения» графические приложения.

5. Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. – М. : Недра, 1985. – 223 с.

6. Аксенов А. А. , Новиков А. А. Прогноз, поиски и разведка погребенных нефтегазоносных структур. – М. : Недра, 1983. – 160 с.

7. Борисенко З. Г. Подсчет запасов нефти объемным методом. – М. : Недра, 1973. – 176 с.

8. Буряковский Л. А. , Джафаров И. С. , Керимов В. Ю. Поиски и разведка морских месторождений нефти и газа. – М. : Недра, 1991. – 232 с.

9. Буялов Н. И. , Забаринский П. П. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие для вузов. – М. : Гостоптехиздат, 1960. – 450 с.

10. Буялов Н. И. , Забаринский П. П. Практическое руководство по поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений. – М. : Высшая школа, 1967. – 165 с.