Файл: Основным преимуществом горизонтального способа бурения и соответственно разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов явилось многократное увеличение дебита скважин.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.11.2023
Просмотров: 162
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Введение
Основным преимуществом горизонтального способа бурения и соответственно разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов явилось многократное увеличение дебита скважин. Это и дало бурное развитие горизонтального бурения во всем мире. Однако в последующем темп развития значительно замедлился, так как стоимость горизонтального бурения оказалась чрезмерно высокой вследствие недостаточного совершенства техники и технологии бурения, освоения, исследовательских и ремонтных работ. Немало времени и средств ушло на преодоление этих проблем. Однако и до настоящего времени происходит совершенствование техники и технологии бурения горизонтальных скважин. Тем не менее, трудности в основном преодолены, и бурение горизонтальных скважин нарастает из года в год. Необходимость этого обусловлена тем, что наиболее доступные запасы нефти и газа постепенно истощаются и всё большая доля добычи углеводородов приходится на месторождения со сложными геолого-физическими условиями, характеризующимися низкой проницаемостью коллекторов.
С геологической точки зрения бурение скважин необходимо ориентировать на качественное вскрытие нижних объектов разработки с учетом условий сохранения коллекторских свойств вышезалегающих продуктивных пластов, ввиду снижений дебитов нефти в 1,2-1,5 раз, повышения обводненности и ухудшения физико-емкостных свойств коллектора по этим пластам при бурении. Несмотря на это экономический эффект при поисках залежей нефти в возвратных объектах составляет 90% по сравнению с традиционными методами.
В последние годы наблюдается тенденция к снижению как количества вновь открытых месторождений углеводородов (УВ), так и объема приращенных запасов.
Наряду с этим, учитывая хрупкость арктических экосистем, суровые климатические условия и труднодоступность этих регионов, многократно возрастают затраты на мероприятия по предотвращению экологических рисков. Все эти факторы сильно снижают рентабельность и конкурентоспособность арктических проектов, переводя во многом проблему их реализации из экономической плоскости в политическую.
Целью курсовой работы является анализ особенности и разработки рефогенной нефтяной залежи Семилукско-рудкинского горизонта Фроловского месторождения.
В ходе выполнения курсовой проекта предусматривается решение следующих задач:
-
Составить краткую геологическую характеристику Семилукско-рудкинского горизонта Фроловского месторождения. -
Представить краткую историю разбуривания и разработки Семилукско-рудкинского горизонта Фроловского месторождения. -
Построить графики разработки Семилукско-рудкинского горизонта Фроловского месторождения. -
Составить характеристику фонда нефтяных скважин Семилукско-рудкинского горизонта Фроловского месторождения. -
Дать анализ особенностям разработки. -
Провести расчет параметров при забойной зоны скважины по результатам ее исследования. -
Разработать мероприятие недр и окружающей среды. -
Построить гистограммы дебитов и обводненности скважены.
1 Геологический раздел
-
Общие сведения о месторождении. Орогидрография
Фроловское месторождение в административном отношении находится в Даниловском районе Волгоградской области, в 53 км северо-восточнее г. Фролово (рисунок 1). Ближайшим населенным пунктом в районе месторождения является п. Дудачинский, расположенный в 4 км к юго-западу. Редкие населенные пункты района связаны между собой полевыми дорогами. Вблизи месторождения проходит грейдерная дорога Фролово-Котово.
В геоморфологическом отношении территория относится к югу Приволжской возвышенности, располагаясь на восточном склоне Доно-Медведицкой гряды.
В орографическом отношении район представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную редкой сеткой оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 150 до 200 м. Рельефообразующие породы представлены неоген-четвертичными песками, супесями, глинами и суглинками. Рек в районе месторождения нет. Растительный покров представлен степными травами, лесов нет.
Климат района континентальный с незначительным количеством атмосферных осадков (300-400 мм в год). Местных строительных материалов вблизи месторождения нет. Ближайшие карьеры известняка и глины находятся в г. Фролово.
В 17 км проходит действующий газопровод Коробки-Лог.
Электроэнергией месторождение обеспечивается от ЛЭП Волгоград-Москва.
Месторождение расположено в районе с хорошо развитой инфраструктурой по добыче нефти вблизи группы разрабатываемых месторождений (Ключевское, Дудачинское, Гуровское).
Рисунок 1 –Обзорная схема района работ
-
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного объекта
В геологическом строении района принимают участие отложения четвертично-неогеновой, меловой, юрской, пермской, каменноугольной и девонской систем. Самая глубокая скважина 9 Чернушинская вскрыла старооскольские отложения на глубине 3881 м.
Залежь нефти семилукско-рудкинского горизонта входит в состав Франского яруса, Верхнего отдела, Девонской системы.
Семилукско-рудкинские отложения. Между петинскими и саргаевскими отложениями залегает толща пород, относящаяся по возрасту к семилукскому и рудкинскому горизонтам. Ввиду недостаточного количества фаунистических определений и резкой литологической изменчивости пород в пределах площади, стратиграфическую границу между рудкинским и семилукским горизонтами не проводим. Отложения промышленно нефтеносны и представлены органогенными известняками порово-каверновыми, иногда трещиноватыми. Из органических остатков встречены строматопоры, кораллы, криноидеи. В подошве отложений прослеживается пачка темно-серых аргиллитов плитчатых и слабоалевритистых. Толщина 143-153 м.
-
Нефтегазоносность
Нефтеносность Фроловского месторождения установлена в отложениях евлановско-ливенского, воронежского и семилукско-рудкинского горизонтов.
На месторождении пробурено 13 скважин, семь из которых вскрыли нефтеносную часть залежи семилукско-рудкинского горизонта, девять – залежи воронежского и евлановско-ливенского горизонтов.
Залежь нефти семилукско-рудкинского горизонта приурочена к верхней части биогермной постройки, представляющей собой куполовидное поднятие субмеридианального простирания.
Средняя глубина залегания кровли коллектора семилукско-рудкинского горизонта 2826 м. Начальное положение ВНК принято по ГИС на отметке -2710 м,
что не противоречит результатам опробования во всех пробуренных скважинах
, (в т.ч. в скважинах 9-Чр и 402-СКл) и согласуется с результатами их эксплуатации.
Залежь массивная, ее размеры 1,2 x 0,8 км, высота – 48,2 м.
Установлено, что величина общей толщины по скважинам варьирует в пределах 13,6-48,5 м, а нефтенасыщенной – от 13,6 до 48,2 м. За эффективную нефтенасыщенную толщину семилукско-рудкинских отложений принята вся толща рифа до водонефтяного контакта. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 23,7 м.
Коллектор представлен органогенным известняком перекристаллизованным, неравномерно глинистым, участками доломитизированным со сложной структурой порового пространства трещинно-каверново-порового типа. Залежь массивная, подстилается водой.
1.4 Коллекторские свойства скважиной продукции
Отбор керна на Фроловского месторождении проводился с целью изучения коллекторских свойств и литолого-петрофизической характеристики пород.
С отбором керна пробурено 79 скважин. Общая проходка с отбором керна
в пределах Фроловского месторождения составила 3928,7 м.
Пласт семилукско-рудкинский хорошо охарактеризован керном. Были проанализированы данные из интервалов отбора керна по определению пористости на 77 образцах, абсолютной проницаемости – на 68 образцах, исследования водоудерживающей способности проводились на 77 образцах.
Емкостное пространство карбонатных пород семилукско-рудкинского горизонта по керновым данным характеризуется сложным строением с поровым, каверновым и трещинным типами коллекторов и определяется в основном седиментационными условиями, т.е. в емкостной характеристике поровая составляющая имеет ведущее значение, а вторичная емкость (каверны и трещины) является подчиненной. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый.
Коллекторам свойственна неоднородность по разрезу и площади. В близко расположенных скважинах пористость может меняться в широких пределах. Фильтрационная связь между участками с различной пористостью осуществляется по трещинам, которые развиты повсеместно, но густота их по разрезу незначительна, трещины открытые, взаимно пересекающиеся. Каверны имеют размеры от 0,2 до 2-3 см, иногда образуя полости выщелачивания до 8 см, а иногда залечены кальцитом. По разрезам скважин сверху вниз отмечается ухудшение емкостных свойств.
Принятое значение пористости равно 10%.
Нефтенасыщенность по ГИС колеблется от 90,4% до 94,5%. Для подсчета запасов принята средняя нефтенасыщенность по ГИС, равная 94,0%.
1.5 Физико-химические свойства скважинной продукции
Исследования физико-химических свойств и состава нефти и газа Арчединского месторождения проводились в лабораториях ЦНИЛа, Арчединского НИЛа и института«ВолгоградНИПИморнефть». Пластовые пробы нефти были исследованы по общепринятой методике на установкеУИПИ-2.
Свойства пластовых флюидов семилукско-рудкинского горизонта определены по одной глубинной пробе нефти из одной скважины.
По поверхностным пробам нефть семилукско-рудкинского пласта имеет плотность 0,810 г/см3, содержание парафина в нефти – 2,2 %, содержание серы – 0,31 %, смол силикагелевых – 10 %.
Таблица 1 – Свойства пластовой нефти воронежского горизонта
| Наименование параметра | Диапазон значений | Принятые значения |
| Пластовое давление, МПа | | 29,1 |
| Пластовая температура, 0С | | 77 |
| Давление насыщения, МПа | 12,07-14,5 | 12,07 |
| Газосодержание, м3/т | | 153,6 |
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | | 140,6 |
| Р1=0,7 МПа; t1=200С | | 104,9 |
| Р2=0,4 МПа; t2=200С | | 4,7 |
| Р3=0,1 МПа; t3=200С | | 9,8 |
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 688-717 | 688 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | 0,53-0,71 | 0,53 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 | | 20 |
| Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциональном (ступенчатом) разгазировании | | - 1,254 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциональном (ступенчатом) разгазировании | | 815 814 |