1.4 Запасы нефти, газа и кин продуктивных отложений Гремихинского

месторождения нефти

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁90482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;

– по категории C₂ 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁32304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;

– по категории C₂58 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С₁в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.

Вывод

Основные продуктивные отложения Гремихинского месторождения , которые разрабатываются в промышленном масштабе , в основном приурочены к четырём геологическим объектам : турнейскому ярусу, башкирскому ярусу , визейскому ярусу , верейскому горизонту.

Средние проницаемости различны и варьируются в широких пределах. Самой низкой проницаемостью обладают отложения турнейского яруса ( k= 0.152 мкм² ), а самой высокой проницаемостью обладают отложения верейского яруса (k=0.658мкм² ) .

Коэффициенты вытеснения варьируются от 0.3 до 0.55 д. ед .

Большое количество запасов приурочено к Башкирскому ярусу около 83%. Отложения башкирского яруса и являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти. Средняя нефтенасыщенная часть пласта составляет 23.4 метра .

Нефть всех продуктивных отложений характеризуется как высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов, смол, парафинов и других тяжёлых углеводородов . Вязкость варьирутся в широких пределах и составляет 78.7 мПа , 149.6 мПа, 55.9мПа. Стоит отметить что нефть башкирского яруса имеет вязкость 149.6 мПа , что является самой большой вязкостью.

Средняя плотность нефтей варьируется в маленьких пределах и в среднем

составляет 908кг/м³ .

Газосодержание изменяется от 4 м³/т до 7 м³/т.

Среднее давление насыщения составляет 4 МПа .

Начальное пластовые давление верейского и башкирского объектов мало различается и в среднем величина составляет 11.5 МПа. Величины давлений турнейского и визейского объектов выще и составляют : 15.2МПа и 14.5МПа.

II Технологический раздел

2.1. Текущее состояние разработки Гремихинского месторождения

Выделяется четыре объекта разработки: верейский, башкирский, визейский и турнейский.

Система разработки по объектам:

– дальнейшую разработку верейского объекта осуществлять в центральной части залежи фондом добывающих и нагнетательных скважин башкирского объекта с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации, в приконтурных зонах – путем перевода выработавших запасы скважин башкирского объекта;

– на башкирском объекте тепловое воздействие сконцентрировать на северном участке залежи, остальную площадь разрабатывать в режиме заводнения подтоварной водой. Восстановить проектную сетку скважин путем эксплуатации скважин, переведенных на верейский объект и невыработавших запасы башкирского объекта, в режиме одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов;

– на визейском объекте продолжить формирование очагового заводнения путем перевода под закачку проектных нагнетательных и обводнившихся добывающих скважин. Дальнейшее разбуривание объекта продолжить с 2017 года после уточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей по результатам 3D-сейсморазведочных работ (2010-2011 г.г.);

• ввести в разработку турнейский объект путем перевода выработавших запасы скважин вышележащих объектов.

• общий фонд скважин – 943 из них добывающих – 681, нагнетательных – 235, поглощающих – 27;

Достижение КИН – 0,356 по категории запасов А+В+С₁, в том числе по объектам

	КИН	Квыт	Кохв
Верей-ский	0,204	0,527	0,387
башкирский	0,392	0,564	0,695
визейский	0,264	0,510	0,518

Основные технологические показатели по объектам разработки:

– верейский – добыто 117,1 тыс.т нефти (17,7 % от добычи нефти по месторождению в целом) и 358,3 тыс. т жидкости, закачано 488,2 тыс. м³ агентов (из них 29,4 тыс. м³ теплоносителя и 13,4 тыс. м³ пресной холодной воды);

– башкирский – добыто 476 тыс.т нефти (71,8 % от добычи по месторождению) и 11428,4 тыс. т жидкости, закачано 5369,6 тыс. м³ агентов (из них 343,2 тыс. м³ теплоносителя и 164,6 тыс. м³ пресной холодной воды);

– визейский – добыто 64,3 тыс.т нефти (9,7 % от добычи по месторождению) и 327,5 тыс. т жидкости, закачано 51,7 тыс. м³ подтоварной воды;

– турнейский – добыто 5 тыс.т нефти (0,8 % от добычи по месторождению) и 13 тыс. т жидкости.

• Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке:

• Основные технологические показатели разработки месторождения в целом:

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по месторождению с начала разработки добыто 22,4 млн. т нефти, текущий КИН 0,249, отбор от НИЗ 69,9 % при достигнутой среднегодовой обводненности 94,5 %, накопленная добыча жидкости составила 138,1 млн. т, накопленная за-качка составляет 72,3 млн. м3, в том числе закачка теплоносителя – 30,3 млн. м3 и пресной хо-лодной воды – 9,6 млн. м3.