Файл: Геологическая часть.docx

Оглавление

1.Введение 2

2. Геологическая часть 5

2.1. Геолого- Физическая характеристика 5

2.2. Физико- гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 12

2.3. Физико- химические свойства нефти, газа, воды. 12

2.4. Запасы углеводородов. 13

2.5. Осложняющие факторы геологического строения разреза. 13

3. Технологический раздел 14

3.1. Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения 14

3.2. Анализ состояния фонда скважин 15

3.3. Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов интенсификацию добычи нефти на данном месторождений 20

3.4. Состояние выработки запасов нефти 23

3.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 26

3.6. Литературный обзор 27

3.7. Выбор и обоснование проектируемого технического решения для увеличения извлечения нефти из пластов 28

4. Экономический раздел 30

4.1. Обоснование экономической эффективности при реализаций проектируемого технического решения 30

4.2. Расчет экономических показателей проекта 39

Заключение 60

Список использованных источников 63

1.Введение

В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов- переход на принципиально навые системы разработки

---

месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повывышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуриваний вертикальными скважинами может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку .

Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Впервые бурение горизонтальных скважин на практике была осуществлена в Советском Союзе в 1937 году. Спустя 5 лет в Соединенных Штатах Америки были пробурены горизонтальные скважины путем зарезки из вертикального ствола действующей скважины.

Основным приеимуществом разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов является многократное увеличение дебита скважин. Это дало бурное развитие ГС во всем мире.

Однако стоимость горизонтального бурения является весьма дорогостоящей вследствие недостаточного совершенства техники и технологий бурения, освоения, исследовательских и ремонтных работ. Поэтому вопрос эффективности применения горизонтальных скважин является одним из важнейших. Необходимо рассмотреть все преимущества и недостатки данного метода. Рассмотрим для примера куст 60а при разбуриваний которого в 2018 году средний дебит скважины вырос на 5.6 раза и обводненность упала до 30%.

3.   1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---

2. Геологическая часть

2.1. Геолого- Физическая характеристика

В пределах наблюдается довольно сложное строение отдельных пачек осадочных пород. С угловым и стратиграфическим несогласием на отложения рифейского и венадского комплексов залегают отложения девонской системы, прослеживается зона с резко увеличенными тарригенными отложениями нижнего карбона. По тектонической схеме принятой в Удмуртий, во впадине прослеживаются валы северо- западного простирания (Июльский, Киенгопский, Зурийский, Дебесский и др.). находятся в одинаковых структурно-тиктонических условиях, располагаясь в прибортовой части Каммско- Кинельской системы прогибов. Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт. По геофизическим материалам строение фундамента блоковое, обусловленное развитием сбросо- сдвиговых разрывных нарушений северо- восточного и северо- западного простираний. Месторождение располженно в наиболее погруженной части Верхне- камской впадины, где глубина кристаллического фундамента достигает 5500-6000 метров. Рифейские и вендские отложения изучены слабо и по этой причине тектоническое строение их осталось невыясненым. Воткинское поднятие характеризуется относительно пологим северным крылом с углом падения пород 30 и более крутым южным 60. Найболее высмокая часть поднятия по нижнему карбону фиксируется в районе скважины №211. Амплитуда поднятия в пределах замкнутой изогипсы – 1320 метров кровли тульского горизонта составляет для Западно - Воткинского купола- 56 метров, Восточно- Воткинского купола – 36 метров и Чепетского поднятия – 25 метров. На месторождений нефтеносными являются карбонатные пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта, А4-0 – А4-6 башкирского яруса среднего карбона, терригенные пласты C_II визейского яруса, карбонатные пласты Ct_III турнейского яруса нижнего карбона, D3_zv заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона. Нефтеносность отложений установленна по керну, геохимическим, промыслово- геофизическим данным, результатам опробования поисково-разведочных скважин в процессе бурения и в колонне; промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией турнейского, визейского, башкирского и вирейского объектов разработки.

В ортогидрографическом отношений рассматриваемая территория представляет собой холмистую залесенную равнину с максимальным отметками рельефа на водоразделах от 150 до 220 метров. Леса в основном хвойные (ель, сосна, пихта),

---

реже смешанные, свободные от леса участки заняты сельскохозяйственными угодьями. Климат района умеренно континентальный с продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовое количество осадков около 500мм, две трети которых приходятся на месяцы с мая по сентябрь. Среднегодовая температура +2 градуса по Цельсию, морозы в январе- феврале достигают -40 градусов по Цельсию. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 метра, толщина снежного покрова 60- 80 сантиметров.

По данным последней комплексной переинтерпретации материалов ГИС Чутырско-Киенгопского месторождения [3] были выявлены следующие изменения геолого-физических характеристик верейско-башкирского объекта Южного блока:

• 
  Уменьшилась средневзвешенная нефтенасыщенная толщина с 5,1 м до 4,85 м
  
• 
  по пласту В-II уменьшилась средневзвешенная нефтенасыщенная толщина с 1,35 м до 1,02 м.
  
• 
  по пласту А_4-1 уменьшилась средневзвешенная нефтенасыщенная толщина с 1,45 м до 0,85 м.
  
• 
  по пласту А_4-2 уменьшилась средневзвешенная нефтенасыщенная толщина с 1,41 м до 0,71 м.
  
• 
  Уменьшилась средняя нефтенасыщенность с 0,790 до 0,618
  
• 
  по пласту В-II уменьшилась средняя нефтенасыщенность с 0,82 д.е.до 0,64 доли ед.
  
• 
  по пласту В-IIIа уменьшилась средняя нефтенасыщенность с 0,76 д.е.до 0,61 доли ед.
  
• 
  по пласту А_4-1 уменьшилась средняя нефтенасыщенность с 0,75 д.е.до 0,62 доли ед.
  
• 
  по пласту А_4-2 уменьшилась средняя нефтенасыщенность с 0,75 д.е. до 0,58 доли ед.
  
• 
  Увеличился коэффициент расчленённости с 6,0 до 6,96.
  

Более подробно изменения, приведшие к ухудшению геолого-физических характеристик разрабатываемого объекта, описаны далее.

Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика верейско-башкирского объекта

Параметры	Объект
	верейско-башкирский
Средняя глубина залегания, м	1240
Тип залежи	пласт
Тип коллектора	карб.
Площадь нефтеносности, тыс.м2	17101
Средняя общая толщина, м	19,88
Средняя газонасыщенная толщина, м	-
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,85
Средняя водонасыщенная толщина, м
Пористость, %	14,0
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д.е.	0,618
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, д.е.	0,460
Средняя нефтенасыщенность газовой шапки, д.е.	-
Средняя насыщенность газом газовой шапки д.е.	-
Проницаемость, мкм2	0,14
Коэффициент песчанистости, д.е.	0,64
Коэффициент расчленённости, д.е.	6,96
Начальная пластовая температура, ˚С	27,3
Начальное пластовое давление, МПа	12,7
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с	13.52
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,868
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,891
Абсолютная отметка ВНК, м верейский горизонт башкирский ярус	-1063 -1070,5
Объёмный коэффициент нефти, д.е.	1,06
Содержание серы в нефти, %	2,42
Содержание парафина в нефти, %	3,59
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,57
Газосодержание нефти, м3/т	21,17
Содержание стабильного конденсата, г/см3	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	1,49
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,175
Средняя продуктивность, м3/(сут*МПа)	0,0639

---

Рисунок 1.2 – Южный блок Восточного участка. Структурная карта по кровле пласта и карта нефтенасыщенных толщин пласта В-II масштаб 1:25 000

Толщина	Наименование	Значение
1	2	3
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	4,87 0,17 3,2-6,8
Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	1,02 0,39 0,43-2,0
Газонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	- - -
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	1,18 0,45 0,43-3,5

Таблица 1.2 -Характеристика толщин пласта B-II.

Таблица 1.3 -Характеристика толщин пласта B-III.

Толщина	Наименование	Значение
1	2	3
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	2,78 0,22 1,7-3,9
Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	1,1 0,31 0,5-1,7
Газонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	- - -
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, д.е. Интервал изменения, м	1,36 0,367 0,56-2,8

Таблица 1.4 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Южного блока по результатам анализа керна

№ п/п	Наименование	Обозначение	Размерность	Величина		Примечание
				объекты
1	2	3	4	5	6
2				пласт B-II	пласт В-IIIа
3	Средневзвешенная пористость	м	д.е.	0.153	0.119
4	Средневзвешенная проницаемость	К	мкм2	0.0403	0.00432
5	Коэффициент вариации распределения проницаемости	V(К)	д.е.	1.901	1.575
6	Вязкость нефти	н	мПа∙с	11.78	11.78
7	Коэффициент вытеснения нефти водой при нулевой газонасыщенности		д.е.	0.553	0.492	Для средневзве-шенного значения проницаемо-сти по керну
8	Коэффициент вытеснения нефти водой при равновесной газонасыщенности		д.е.	не опр.	не опр.
9	Коэффициент вытеснения нефти газом		д.е.	не опр.	не опр.
10	Коэффициент вытеснения газа нефтью		д.е.	не опр.	не опр.
11	Коэффициент вытеснения газа водой		д.е.	не опр.	не опр.
12	Зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды от насыщенности водой	fн(Sв); f(Sв)	д.е.	Таблица Д 1.6	Таблица Д 1.6	Для средневзве-шенного значения проницаемо-сти по керну

---