Анализ системы поддержания пластового давления на Кудринском месторождении, страница 7

Глубинные пробы нефти отобраны по горизонтам АС_5-6 (1 скважина), БС₆ (1 скважина) и БС₈ (5 скважин) пробоотборниками ВПП-300 с обязательным замером пластового давления и пластовой температуры. Отбор глубинных проб нефти производился в специально подготовленных эксплуатационных или разведочных скважинах. Глубина отбора выбиралась с расчетом, чтобы забойное давление в точке отбора значительно превышало давление насыщения, и составляла от 1200 до 2500 м. Плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения определялись при проведении однократного разгазирования глубинных проб.

Отобрана лишь одна поверхностная проба нефти с устья скважины (2009р, пласт БС₆).

В связи с недостаточным количеством экспериментальных данных, для пласта АС_5-6 физико-химические свойства и состав пластовой нефти приняты по аналогии с близлежащим Южно-Балыкским месторождением, для пласта БС₆ - с Тепловским месторождением. По пласту БС₈ для характеристики глубинных проб пластовой нефти кроме экспериментальных данных по скважине 2008, приведенных в технологической схеме разработки 1993 г., учтены данные по скважине 221 (по скважинам 204 и 403 данные в расчет не брались ввиду значительного отклонения от средних значений); свойства нефти по поверхностным пробам и компонентный состав нефти и газа приведены по аналогии с Тепловским месторождением.

Значения пластового давления и давления насыщения для пластов группы Б практически одинаковы и превышают соответствующие величины для пласта АС_5-6. Газосодержание при дифференциальном разгазировании меняется от 35.0 (БС₆) до 39.0 м³/т (БС₈). Значение объемного коэффициента при дифференциальном разгазировании изменяется от 1.087 (АС_5-6) до 1.098 (БС₈) долей единицы. Нефть пласта БС₈ наиболее вязкая и обладает максимальной плотностью в сравнении с другими изученными пробами.

На основании средних значений основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, можно заключить, что нефти исследуемых пластов сернистые (содержание серы от 1.09 до 1.59 %), малосмолистые (от 6.83 до 9.63 %), парафинистые (от 2.79 до 4.36 %). Выход фракций с температурой кипения выше 350 ^оС более 50 %. Шифр технологической классификации нефтей IIТ₁П₂.(БС₈) и IIТ₂П₂ (АС_5-6 и БС₆).

2.5Запасы нефти и растворенного газа

Начальные запасы нефти продуктивных пластов Кудринского месторождения были утверждены ГКЗ РФ (протокол № 812-дсп от 19.03.2003 г). Утвержденные запасы по пластам месторождения (таблица 2.4.1)составили:

пласт AС_5-6 – C₁- 1923 тыс. т, C₂ – 1316 тыс.т

пласт БС₆ – C₁ - 4105 тыс. т, C₂ - 1562 тыс.т

пласт БС₈ – В - 5362 тыс. т

пласт ЮС₂ - С₂  - 547 тыс. т.

На госбалансе РФ на 01.01.05 г. числятся утвержденные ГКЗ РФ запасы.

В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти составили
14815 тыс.т, в том числе по категории В - 5362 тыс.т (36.2 %), по категории
С₁ - 6028 тыс. т (40.7 %), С₂ – 3425 тыс. т (23.1 %).

Распределение запасов нефти по пластам и категориям месторождения представлено на рисунке 2.5.1.

Наибольшие балансовые запасы нефти по промышленным категориям (5362 тыс.т или 36.2 %) содержатся в пласте БС₈, который является основным эксплуатационным объектом.

Рисунок 2.5.1 - Распределение балансовых запасов по пластам и категориям Кудринского месторождения

3 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

На Кудринском месторождении в соответствии с предыдущими проектными документами  на 01.01.05 пробурено всего 110 скважин, в том числе 73 добывающих, 27 нагнетательных и три скважины специализированного фонда (наблюдательные). Кроме того, было пробурено три водозаборные скважины (106b, 154b и 155b) – все ликвидированы . Также  были пробурены четырепоисковые скважины вне проектных решений (88р, 2012р, 2006р и 87р), две из которых оказались вне контура нефтеносности и были ликвидированы. На конец 2004 года в эксплуатационном добывающем фонде числилось 76 скважин (65 - дающих продукцию, 10 - в бездействующем и одна в осваиваемом фондах), в том числе 12 скважин нагнетательного фонда, временно дающих нефть. В нагнетательном фонде находится 21 скважина (17 под закачкой, три в бездействующем и одна в осваиваемом фондах). Степень разбуренности проектного фонда составляет 92 %.