Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген

Тип:
Добавлен:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему: «Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген»

Специальность 5В070800- Нефтегазовое дело

Выполнил Нургалиев Б.Д.

Уральск 2014

Введение

Основными факторами, осложняющими условия эксплуатации скважин на месторождении Акинген являются:

отложения механических примесей в насосе;

отложения парафина в насосе и НКТ;

повышенное содержание свободного газа на приёме насоса для скважин с высоким газовым фактором и давлением насыщения.

Существующие методы борьбы с отложениями механических примесей в насосе можно разделить на две группы:

предотвращение поступления песка в скважину;

вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах.

Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определённого допускаемого уровня, при этом уменьшается скорость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, напряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.

По конструкции и технологии изготовления различают трубные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной трубе или с помощью НКТ внутрь обсадной колонны. Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4-6 мм в зазоре 20-25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы).

Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами- цементным раствором, раствором цементно- песчаной смеси, фенолформальдегидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается.

1. Геологическая часть

1.1Общие сведения о месторождении

Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.

Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары.

Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.

Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.

Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.

В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.

Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.

Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от +400С (летом) до -300С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.

1.2Геологическое строение месторождения

За отчетный период с 01.01.2004г по 01.07.2008г на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине №106.

Рисунок 1.1

Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.

Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.

Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий - 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.

В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.

Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 - 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.

1.3Стратиграфия

Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.

Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной №1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694м.

Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159м.

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижняя юра (J1). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41м (скв. 3) до 57м (скв. 5).

Средняя юра (J2). Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175м (скв. 1) до 538м (скв. 5).

Верхняя юра (J3). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части - глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79м (скв. 3) до 91м (скв. 1А).

Меловая система - К

Нижнемеловой отдел- К1.

Готеривский ярус - К1g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116-145м.

Барремский ярус - К1br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287-319м.

Аптский ярус - К1а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60-96м.

Альбский ярус - К1al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176-212м.

Альб-сеноман (нерасчлененные) - К1+2al+s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195-243м.

Верхнемеловой отдел - К2

Турон-коньякский ярус - К2 t+k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28-41м.

Сантонский ярус - К2st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28-43м.

Кампанский ярус - К2сm. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73-95м.

Маастрихтский ярус - К2m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103-118м.

Палеогеновая система - Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97м.

Неоген - четвертичные отложения N+Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37м.

.4 Тектоника

Поднятие Акинген было выявлено в 1960-61гг. сейсморазведочными работами МОГТ в юго-восточной части Прикаспийской впадины. По результатам проведенной сейсмики и поисково-разведочного бурения структура Акинген ранее представлялась в виде антиклинальной складки, разделенной тектоническим нарушением F1 на два крыла: северо-западное (приподнятое) и юго-восточное (опущенное). При этом северо-западное крыло по данным пробуренных скважин 3 и 5 оказалось непродуктивным, а в пределах юго-восточного крыла выявлены еще три сброса F2, F3, f4, которые разбивают ее на пять блоков, к которым приурочены продуктивные горизонты в отложениях нижнего мела.

Были построены структурные карты по 15-ти отражающим горизонтам перми, триаса, юры и мела, в том числе и по продуктивным горизонтам. (Рисунок 1.2)

Из подсчета запасов 2001 года

по результатам сейсмики 3Д

Рисунок 1.2 Структурные карты по кровле коллектора альбского горизонта по состоянию на 2001г и 2008г.

1.5Нефтегазоносность

На месторождении Акинген пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до галогенных осадков кунгурского яруса.

В тектоническом отношении структура Акинген представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400м. Соляное ядро в плане имеет форму антиклинали, вытянутой с юго-запада на северо-восток, и имеет два склона: северо-западный и юго-восточный. Наивысшая отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет - 1900м, по данным бурения в скважине №1 - 1715м.По надсолевым отложениям структура Акинген сбросом амплитудой 300м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли. В пределах северо-западного крыла были пробурены глубокие поисковые скважины №3 и №5, однако они продуктивные горизонты не вскрыли. Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F1, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.

В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики, выделен радиальный мало амплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на два блока: западный и восточный.

В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях. В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.

Этот объект может представлять поисковый интерес в юрских отложениях.

Разведанные залежи нефти и газа на куполе Акинген связаны с нижнемеловыми отложениями, слагающими антиклинальную структуру на его восточном крыле.

По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на юго-восточном крыле структуры установлены 7 продуктивных горизонтов: I альб-нефтяной; промежуточный - нефтяной; II альб - нефтяной; апт-неоком - газонефтяной; I неоком - нефтяной, II неоком (I пласт - газонефтяной; II пласт - газовый, III пласт - газонефтяной); III неоком - газонефтяной.

Залежи пластовые, сводовые, с упруговодонапорным режимом, приурочены к сводовым частям мало амплитудных антиклинальных складок.

Ниже приводится строение каждого из перечисленных горизонтов.альбский горизонт

Горизонт вскрыт 21 скважиной, продуктивен во всех четырех блоках. К горизонту приурочены нефтяные залежи, продуктивность которых доказана опробованием в 12 скважинах, где были получены притоки нефти дебитами от 1 до 33 т/с.

В I блоке горизонт вскрыт в 7 скважинах. Нефтенасыщенными по ГИС оказались скважины №№ 2, 109, 110, 112. Продуктивность блока доказана опробованием скважин №№ 2, 110. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 671,6м. Водонефтяной контакт для нефтяной залежи I блока принят на абсолютной глубине минус 680,9м по скважине № 112 по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи 9,3м, площадь нефтеносности 219 тыс.м2.

Продуктивность II блока подтвердилась опробованием 7 скважин. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. ВНК принят на глубине минус 678,4м по скважине № 17, 103, 108 по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта-коллектора. Высота залежи 9,4 м, площадь нефтеносности 752 тыс.м2. блок продуктивен по каротажу и доказан опробованием в скважине №105.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 674,8м.

ВНК принят на отметке минус 680,8м по подошве нефтяного пласта с учетом опробования. Высота залежи 5,8 м, площадь нефтеносности 53 тыс.м2.блок продуктивен в скважине № 9, 101. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. Водонефтяной контакт принят по подошве опробованного нефтяного пласта в скважине №101 на абсолютной глубине минус 675,5 м. Площадь нефтеносности 81 тыс. м2.

Промежуточный альбский горизонт

Горизонт прослеживается по всей площади, представлен 1-3 пластами, и вскрыт 21 скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, приуроченная ко II блоку. I, III, IV блоки оказались водоносными пластами.

Промышленная продуктивность горизонта доказана опробованием 5 скважин. Дебиты нефти колебались от 1,2 т/сут (скв.108) до 20 т/сут( скв.107).

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 764,7м. ВНК принят на глубине минус 772,7м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв.№8. Площадь нефтеносности 542тыс.м2. альбский горизонт

К горизонту приурочена нефтяная залежь во II блоке. Горизонт нефтенасыщен в скважинах №№ 6, 10, а в остальных замещен глинами. Опробован в двух скважинах (№№6, 10), в которых получен фонтанный приток нефти.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 872м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважине №6 на глубине минус 881,2 м. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 9,2 м. Площадь нефтеносности 187 м2.

Апт-неокомский горизонт

Прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены газонефтяные и нефтяные залежи, которые относятся к I, II, III, IV блокам.

К I блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважине №2, в которой получен приток нефти дебитом 12 т/сут и газа дебитом 14 тыс.м3/сут при 5 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 936м. Газонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 2, 109, 112. ВНК принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№109,112 на абсолютной отметке минус 947м. Высота залежи 11м. Площадь газоносности 117 тыс.м2. Площадь нефтеносности 303 тыс. м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважинах №№ 6,10, где получен газ с дебитами 53,4тыс.м3/сут и 55,6 тыс.м3/сут соответственно.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 934,3м.

Газонефтяной контакт принят по подошве продуктивного пласта в скважине №102 на глубине минус 942,9м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№106,104,10,102 на глубине минус 950м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7м. Площадь газоносности 450тыс.м2, площадь нефтеносности 705тыс.м2.

К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи. блок нефтенасыщен в скважине №105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2м, площадь нефтеносности 37 тыс.м2. блок нефтенасыщен в скважине №101. ВНК принят на глубине 945,3м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10,3м, площадь нефтеносности 152 тыс.м2.неокомский горизонт

Горизонт вскрыт 12 пробуренными скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, получившая развитие во II блоке. Продуктивность доказана опробованием в скважинах №№ 6, 10.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 973,6м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине №6 на глубине минус 983,6м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10м, площадь нефтеносности 556 тыс.м2.неокомский горизонт, I пласт

К пласту приурочены нефтяная и газовая залежи, получившие развитие в I и во II блоках вскрытых 12 скважинами.

К I блоку приурочена нефтяная залежь, вскрыта 7 скважинами. Продуктивность блока доказана опробованием в скважинах №№ 2, 110. При опробовании скважин №№ 2,110 был получен фонтанный приток нефти с дебитами 47,4т/с и 8т/с при 5 мм штуцере соответственно.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1045,6м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной глубине минус 1059,1м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7м, площадь нефтеносности 385тыс.м2.

В I блоке к пласту приурочена газовая залежь, вскрытая 4-мя скважинами. Продуктивность доказана опробованием скважин №№ 6, 10, где были получены дебиты газа соответственно 69 тыс.м3/с и 60,5 тыс.м3/с при 6 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1041м. Газоводяной контакт принят на отметке 1057,2 по подошве газоносного пласта по данным ГИС в скважине №6. Высота залежи 16,2м, площадь газоносности 380тыс.м2.неокомский горизонт, II пласт

К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064м; на II блоке минус 1060м. ГВК для I блока принят на глубине - 1082,5м; для II блока-1079,2м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.

Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5м; для II блока - 19,2м. Площадь газоносности 292 тыс.м2 и 448 тыс.м2 соответственно.неокомский горизонт, III пласт

К пласту приурочены нефтяная и газонефтяная залежи, получившие развитие в I и II блоках. К I блоку приурочена нефтяная залежь. Нефтяную часть залежи вскрыли скважины №№ 2,109,112. Продуктивность доказана опробованием скважине №109, где была получена нефть дебитом 30,6 т/с.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1078 м. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1088,5м по материалам ГИС по скважине №2. Высота залежи 10,5 м, площадь нефтеносности 227 тыс.м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скважин № 10, где был получен газ дебитом 68 тыс.м3/с.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1070м. Газонефтяной контакт принят на глубине минус 1082,5м по материалам ГИС и опробованием скважин №10. Высота газовой шапки 12м. Площадь газоносности 206тыс.м2.

Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6м по материалам ГИС скв.6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 4,6м. Площадь нефтеносности 438 тыс.м2.неокомский горизонт

К горизонту приурочены газонефтяные залежи, получившие развитие в I и II блоках.

Продуктивность I блока доказана опробованием скважин № 112, где был получен приток нефти дебитом 56,9 т/с при 5 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1126м. Газонефтяной контакт принят на отметке минус 1128м по подошве газового пласта по промыслово-геофизическим данным. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1137,7м по подошве нефтяного пласта в скважине №110 по материалам ГИС. Высота газовой шапки 2 м. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 9,6 м. Площадь газоносности 41тыс.м2, нефтеносности 251тыс.м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв.10, где был получен газ дебитом 70,2 тыс.м3/сут.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1121м. Газонефтяной контакт принят на глубине - 1131,6м по материалам ГИС и опробования.

В скважине №6 при опробовании получен дебит нефти 25,4 т/сут при 5 мм штуцере, газа дебитом 18,2 тыс.м3/сут.

ВНК принят на глубине минус 1136,2 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС с учетом опробования.

Высота газовой шапки 10,6 м. Высота нефтяной оторочки 4,6 м с учетом принятых контуров. Площадь газоносности 380 тыс.м2, нефтеносности 483 тыс.м2.

.5.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.

На месторождении Акинген пласты коллекторы литологически представлены высокопористыми песчаниками, алевролитами, песками и алевритами.

Песчаники серые, мелкозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется открытой пористостью в пределах 20,9-33,8%, плотностью 2,6-2,67 г/см3, глинистостью 6,04-39,65%, карбонатностью 3,26-21,63%.

Пески и алевриты серые, мелко и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется общей пористостью в пределах 29,5-37,4%, плотностью 2,65-2,78 г/см3, глинистостью 8,7-20,77%, карбонатностью 2,8-4,74%. Покрышками служат глины темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто беспорядочно переслаиваются с алевролитом, песчаником, в неокомских горизонтах местами карбонатные. Пористость глин изменяется в пределах 6,4-30,2%, плотность 2,6-2,69г/см3, карбонатность 3,4-13,38%.альбский горизонт представлен 1-4 пластами коллекторами. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 15,0 м, нефтенасыщенная толщина от 2,2 до 5,0 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,58, коэффициент расчлененности -2,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,19 мкм2. Пористость по керну составляет 0,28 д.ед, по ГИС - 0,272 д.ед.

Промежуточный альбский горизонт прослеживается во всей площади. Продуктивный горизонт представлен 1-3 песчаными пластами. Общая эффективная толщина изменяется от 1,6 до 10,5м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 5,6м. Коэффициент песчанистости 0,83, расчлененности - 1,86. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,421 мкм2. Пористость по керну составляет 0,35 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Эффективная толщина II альбского горизонта колеблется от 1,2 до 6,6 м, нефтенасыщенная толщина от 4,2 до 6,6 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,6, коэффициент расчлененности -0,52. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,171 мкм2. Пористость по керну составляет 0,27 д.ед, по ГИС - 0,29 д.ед.

Общая эффективная толщина апт-неокомского горизонта изменяется в пределах от 3,2 до 24,2 м. Нефтенасыщенная от 1,8 до 7 м, газонасыщенная 1,4-7,2 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,61, расчлененность - 3. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,471 мкм2, по данным исследования скважин - 0,589мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.

Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20м, нефтенасыщенная от 8 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,8, расчлененность - 1,67. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,1013 мкм2, по данным исследования скважин - 0,907 мкм2. Пористость по керну составляет 0,13 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Эффективная толщина I пласта II неокомского горизонта изменяется от 2,2м до 14м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2м, газонасыщенная 38-14м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,65, расчлененности - 1,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,036 мкм2, по данным исследования скважин - 0,053 мкм2. Пористость по керну составляет 0,15 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Ко II пласту II неокомского горизонта приурочены газовые залежи. Продуктивный горизонт представлен 1-2 песчаными пластами. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется в пределах 1,4-8,8м. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность 1,6. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,066 мкм2, по данным исследования скважин - 0,061 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,28 д.ед.

Общая эффективная толщина III пласта II неокомского горизонта изменяется в пределах от 0.8 до 6,6м. Нефтенасыщенная от 1 до 5м, газонасыщенная 1,4м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,73, расчлененность - 1,64. Пористость по ГИС составляет 0,26 д.ед., нефтенасыщенность 0,68 д.ед.неокомский горизонт представлен 1-5 песчаными пластами. Общая эффективная толщина горизонта колеблется от 6 до 12м, нефтенасыщенная толщина - от 1 до 4,6м, газонасыщенная толщина - от 1 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет 0,51, расчлененности 2,82. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,519 мкм2, по данным исследования скважин - 0,756 мкм2. Пористость по керну составляет 0,34 д.ед., по ГИС - 0,29 д.ед.

.5.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

В разрезе месторождения выделено семь продуктивных горизонта в отложениях нижнемелового периода в ярусах alb, apt и nе.

Альбский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 671,5 м с общей высотой залежи 205,5 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I-альбский - 169,8 тыс.т; промежуточный - 63,2 тыс.т; II-альбский - 35,2 тыс.т.

Аптский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 937,2 м с общей высотой залежи 12,3 м с промышленными начальными запасами нефти - 38,7 тыс.т.

Неокомский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 973 м с общей высотой залежи 199,3 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти:

I - неокомский - 153,7 тыс.т

II - неокомский - 80,1 тыс.т

III - неокомский - 56,5 тыс.т

Краткая (сводная) таблица основных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и основных параметров насыщающего их флюида

Таблица № 1.1

ПараметрыГоризонтыI-albпром.II-albаптНеокомскийIIIIIIНефтенасыщенная толщина, м43,35,43,894,43,2Коэффициент нефтенасыщенности, д.е0,700,760,600,720,610,670,66Коэффициент пористости, д.е.0,270,290,270,270,260,260,25Пластовое давление, МПа10,711,711,8Пластовая темпиратура, 0С404243Давление насыщения нефти газом, МПа6,857,23,6Газосодержание, м3/т49,080,123,4Плотность в пластовых условиях, г/см3нефти0,7740,6490,659воды1,0611,0831,0921,0061,1091,079Вязкость в пластовых условиях, сПзнефти38,0*--1,912,02,01,91воды---1,01,150,80-* - данные определенные расчетным путом

Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделение объектов разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения учитывали текущее состояние разрабатываемых горизонтов месторождения.

На текущую дату в разработке находится I-альбский горизонт, а также согласно данных опробования и анализа промежуточный горизонт, в 2003г в разработку подключен II альбский горизонт через скважину .№10, который в предыдущем проектном документе выделен как самостоятельный объект эксплуатации. За время эксплуатации из этих горизонтов на 01.01.2004 г отобрано 144,362 тыс. т нефти и эти горизонты уже разрабатываются как один самостоятельный объект.

Учитывая текущее состояние разработки и геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов, при выделении новых эксплуатационных объектов, целесообразно выделить нефтяные залежи альбских продуктивных пластов в один объект разработки, а продуктивные пласты апт - неокомских горизонтов в единый объект с самостоятельной сеткой скважин.

Таким образом, для дальнейшей разработки месторождения выделяем два объекта эксплуатации:- объект - I-альбский и промежуточный горизонты, находящиеся в разработке и II-альбский продуктивный горизонт ранее не вступавший в разработку.

II-альбский продуктивный горизонт отнесем к I объекту по следующим причинам: несовместимости флюидодинамических свойств с нижележащими горизонтами; незначительности запасов нефти; разбуренность залежи эксплуатационными действующими скважинами; идентичность коллекторских свойств с продуктивными вышезалегающими горизонтами; идентичность физико-химических свойств насыщающих коллектора флюидов с флюидами продуктивных вышезалегающих горизонтов.

II-объект - апт-неокомский, I, II (I и III пласты), III неокомские продуктивные горизонты. При этом II (I и III пласты) и III неокомские горизонты находятся в разработке.

В таблице №1.2 приведены исходные геолого-физические характеристики по горизонтам.

Таблица № 1.2

№ п/пПараметрыI объектII объект1Глубина залегания в своде,м769,31035,32Тип залежиПластовые, сводовые с упруговодонапорным режимом3Тип коллектораТерригенный 4Площадь нефтеносности, тыс.м2187626435Общая толщина, м14,819,26Эффективная толщина, м6,27,47Нефтенасыщенная толщина, м4,235,08Пористость , доли ед.0,280,39Средняя нефтенасыщенность, доли ед.0,690,710Проницаемость, мкм20,590,511Коэффициент песчанистости, доли ед.0,670,712Коэффициент расчлененности, доли ед.1,762,113Пластовая температура, 0С4242,114Начальное пластовое давление, МПа8,1311,115Плотность нефти в пластовых усл-х, г/см30,716Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с832,017Объемный коэффициент нефти, доли ед.1,318Содержание серы в нефти, %0,190,119Давление насыщения нефти газом, МПа5,920Газосодержание нефти, м3/т50,921Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см30,87500,860522Абсолютная отметка ВНК, м 777,61043,323Вязкость нефти в поверхн. усл., мм2/с200190,241,450040,912,424Плотность воды в пластовых усл.,г/см31,07881,125Вязкость воды в пластовых усл., мПа*с1,021,026Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям:В + С1 1099,31015,4С2 -460,927Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям:В + С1 268,2329,0С2 -128,128Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.0,2440,34

.5.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

В процессе бурения и опробования на данном месторождении отобрано и изучено 27 проб нефти в поверхностных условиях. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по горизонтам приведены в таблице П.2.7.

Нефть I альбского горизонта изучена по 14 пробам, характеризуется плотностью 0,8544 г/см3, содержание смол в ней 28,7%, парафина 0,82%, серы 0,21%.

Кинематическая вязкость нефти при 200С составляет 303,37 мм2/с, а при 500С 55,31 мм2

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.