Файл: Курсовой проект анализ добывных возможностей скважин оборудованных уэцн на Чашкинском месторождении пнко. 21. 02. 0104. Э62.docx

Скачать файл (0,15Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 05.12.2023

Просмотров: 127

Скачиваний: 6

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Пермский нефтяной колледж»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УЭЦН на Чашкинском месторождении
ПНКО. 21.02.0104. Э-62

Руководитель	Огородникова Э.Т.
Разработал	Романов Р.Е.

2022

Содержание

Введение

Одной из основных задач социально-экономического развития Российской Федерации является создание эффективной, конкурентоспособной экономики. При любых вариантах и сценариях развития экономики на ближайшие 10-20 лет природные ресурсы, в первую очередь ископаемые топливно-энергетические ресурсы, будут главным фактором экономического роста страны.

Располагая 2,8 % населения и 12,8 % территории мира. Россия имеет 11-13% прогнозных ресурсов около 5 % разведанных запасов нефти. 42 % ресурсов и 34 % запасов природного газа, около 20 % разведанных запасов каменного и 32 % запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти около 20 % от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу - 5 %. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и по газу на несколько десятков лет, а по углю и природному газу значительно выше. По состоянию на 01.2000 г. в разработке находятся более 1200 нефтяных и газонефтяных месторождений, расположенных в различных регионах страны от острова Сахалин на востоке до Калининградской области на западе, от Красноярского края на юге до Ямало-Ненецкого округа на севере.

Добыча нефти в нефтедобывающем комплексе с 1991 по 1993 гг. сократилась с 462 до 350 млн. т., т.е. на 112 млн. тонн. С 1993 по 1997 гг. с 350 до 305 млн. т., т.е. на 45 млн. тонн. С 1997 г. и по 2000 г. добыча нефти стабилизировалась на уровне 303 - 305 млн. т. за 6 месяцев 2002 года добыто 157 млн. тонн. Обводнённость добываемой продукции составляет чуть более 82 %. Средний дебит нефти одной скважины составляет 7,4 тонн/сутки. Степень выработки запасов нефти категорий А. В. Ci на разрабатываемых месторождениях в целом по России составляет 52,8 %. Наиболее высокая выработка запасов наблюдается по Северо-Кавказскому (82,2%) и Поволжскому (77,8 %) регионам, наименьшая по Западной Сибири (42,8%) и Дальнему Востоку (40,2 %). Значительная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтяных зонах, что создает значительные сложности при их извлечении.

Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

В административном отношении Чашкинское месторождение нефти находится в Соликамском районе Пермского края (в 20 км от г. Соликамска, в 18 км к северо- востоку от г. Березники и в 180 км от краевого центра г. Перми).

Основным транспортным путем, связывающим район с областным центром, является железнодорожный Соликамск-Березники-Пермь. водный - по реке Кама. Также город Соликамск соединен с областным центром шоссейной дорогой, пригодной для движения автомобильного транспорта круглогодично.

В районе развита добывающая промышленность (калийные соли, нефть), обрабатывающая промышленность (цветная металлургия, целлюлозно-бумажная, производство минеральных удобрений). Промышленным центром является город Соликамск.

В орогидрографическом отношении район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную густой сетью расчлененных долин, покрытую лесом. Основной рекой является река Кама. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 115-150 м в долине рек до 200-240 м на водоразделах.

Гидросеть принадлежит бассейнам pp. Камы, Усолки, Боровой. Климат района умеренно-континентальный с холодной и продолжительной зимой и теплым коротким летом.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и относительно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет около плюс 0,7°С, максимальная - плюс 37°С (июль), минимальная минус 48 С (январь). Преобладающее направление ветров южное и юго-западное.

Среднегодовое количество осадков равно 633 мм, большая их часть выпадает с апреля по октябрь - 73%. Максимальная глубина снегового покрова достигает 80 - 90 см. грунт промерзает на глубину до 176 см. Безморозный период составляет 80 - 105 дней.

Ближайшее управление буровых работ находится в г. Березники (в 38 км от г. Соликамска), нефтегазодобывающее управление, управление промысловой геофизики расположены в п. Полазна (в 130 км от г. Соликамска).

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергосистемы. Источником питьевого водоснабжения служат подземные воды. Нефть с Чашкинского месторождения подается в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЕОРГСИНТЕЗ».

Литолого стратиграфическая характеристика

Геологический разрез месторождения изучен по материалам поисковых, разведочных, параметрических и добывающих скважин на глубину 2820 м и представлен комплексом отложений от вендского до четвертичного возраста.

Изучение геологического разреза проводилось в КамНИИКИГС, «ПермНИПИнефть» Кузнецов Ю. И. и др., 1969. ф; Кузнецов Ю. И. и др., 1971. ф; Кузнецов Ю. И.. 1974. ф:.

Данные по добывающим скважинам не внесли изменений в представление о геологическом разрезе, лишь незначительно уточнились некоторые толщины стратиграфических подразделений. Разрез типичен для северной группы месторождений Пермского края. Особенностью ряда месторождений севера, в том числе и Чашкинского, является наличие мощной толщи калийных солей в верхней части кунгурского яруса, к которой приурочено Верхнекамское месторождение калийных солей.

На Чашкинском месторождении, расположенном в пределах Дуринского прогиба, толща солей имеет минимальную величину.

Интерес с позиций промышленной нефтеносности представляют терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщиной 35-80 м. и карбонатные отложения турнейско-фаменского возраста, сложенные известняками органногенно-обломочными трещиноватыми, с прослоями битуминозных, толщиной от нескольких десятков метров до 570 м.

В кровле башкирского яруса, представленного органогенными известняками толщиной 55-60 м, в керне отмечены нефтепроявления от выпотов до интенсивного нефтенасыщения. Выпоты окисленной нефти в керне отмечены в верейском горизонте московского яруса, сложенном известняками, чаще глинистыми, толщиной 70-75 м и в артинском ярусе, представленном известняками, участками органогенными, толщиной 120-170 м. В остальной части разреза нефтепроявлений не отмечено.

Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба, на территории Верхне - Камского месторождения калийных солей.

Геологический разрез, вскрытый скважинами в этом районе, подразделяется на три основных структурных этажа: нижний - вендско-тиманский, средний - саргаевско-артинский (рифовый) и верхний - кунгурско-уфимский.

Нижний структурный этаж по данным единичных разведочных скважин и сейсморазведки моноклинально погружается в восточном направлении с градиентом 15-20 м на 1 км.

Нижняя часть среднего структурного этажа (по карбонатные отложения артинского яруса включительно) также погружается в восточном направлении. В верхней части этажа общий восточный структурный уклон за счет регионального нарастания толщины нижнепермских отложений уменьшается, а в самой верхней части меняется на противоположный.

Геометрия структурных планов основных реперных горизонтов среднего структурного этажа в значительной степени контролируется строением верхнедевонско-турнейского терригенно-карбонатного комплекса. Этот комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами.

К структурам облекания позднедевонских рифовых массивов приурочено подавляющее большинство нефтяных месторождений Соликамской депрессии, в том числе и Чашкинское.
Анализ данных сейсморазведки и структурных планов реперных горизонтов карбона и толщин, заключенных между ними пород, показал, что строение рифогенных структур типично для позднедевонских рифовых массивов островного типа, имеющих форму атолла, в виде незамкнутого кольца. Для надрифового разреза характерна сокращенная толщина или полное отсутствие отложений

турнейского яруса, частично размыта и кровельная часть фаменского яруса (чаще всего в объеме заволжского горизонта).

В верхней части среднего структурного этажа в карбонатной толще артинского яруса развиты холмовидные органогенные постройки волимской группы, достигающие высоты в несколько десятков метров. В вышезалегающих горизонтах морфологически они выражены слабо, так как почти полностью нивелируются терригенной толщей артинского яруса. Волимские рифы приурочены обычно к карбонатным уступам или располагаются вблизи них. К артинским органогенным постройкам могут быть приурочены промышленные скопления нефти.

Строение верхнего структурного этажа подчинено тектонике, заключенной в нем. резко дифференцированной по толщине, соляной толщи. Тектоника соляного и надсоляного комплексов весьма сложна и обусловлена такими качествами солей, как легкорастворимость и пластичность.

Основным элементом, осложняющим строение верхнего структурного этажа в пределах описываемой территории, является Дуринскийвнутриформациоиный прогиб, прослеживающийся в соляной и местами в подсоляной части иренского горизонта. Здесь из разреза выпадает глинисто- мергелистая пачка толщиной 60-65 м (скважины 18, 31, 32, 302, 303). На бортах прогиба резко сокращается толщина соляных отложений, а в самом прогибе соли практически отсутствуют за исключением нескольких узких, клиновидных, вытянутых по простиранию прогиба соляных линз. Компенсируется прогиб мощной толщей верхнепермских красноцветных отложений. Дуринский прогиб в плане пересекает Чашкинское месторождение в восток-северо-восточном направлении.

Чашкинский рифовый массив является типичным представителем позднедевонских рифовых массивов островного типа. Собственно органогенные постройки, определяющие морфологию структуры и, особенно внутренней ее части, развиты, в основном, в нижней части массива, соответствующей верхнефранскомуподъярусу. Верхняя часть массива - карбонатная платформа, соответствует фаменскому и гурнейскому ярусам. Она преимущественно сложена нормально - слоистыми карбонатными породами и лишь в краевых частях массива развиты органогенные постройки.

На рубеже франского и фаменского, фаменского и турнейского веков зафиксированы значительные перерывы в осадконакоплении, а в результате последнего предвизейского перерыва в осадконакоплении, приведшего к полному размыву турнейского яруса на наиболее приподнятых участках структуры, произошло окончательное формирование морфологии поверхности массива.

Нефтегазоносность

Промышленно-нефтеносными на Чашкинском месторождении являются турнейско-фаменские (пластТ+Фм) и визейские (пласты Мл, Бб, Тл2а) отложения.

Значительныенефтепроявления по керну отмечены в башкирском ярусе. Однако при испытании в процессе бурения скв. 26, 35 получены капли нефти, а при испытании в колонне скв. 167 - "окисленная" нефть.

Артинские отложения в процессе бурения испытаны в 6 скважинах (скважины 18, 24, 27, 31, 35, 38), в 5 из них притока не получено. В скважине 38 дебит воды составил 0,56 м³/сут. Известняк (0.2 м) слабо пропитанный нефтью поднят из скв. 26.

В настоящей работе, по сравнению с предыдущим отчетом, авторы провели детальное изучение разреза турнейско-фаменских и визейских отложений с целью создания геологических моделей нефтяных залежей.

Построение структурных карт (подсчетных планов) проводилось на основании данных бурения по проницаемой части пласта, в случае полного замещения коллектора плотными породами - по их аналогам. На северо-востоке и на юге месторождения, где бурение не проводилось, структурные построения по продуктивным пластам осуществлены в соответствии с данными структурной карты по второму отражающему горизонту.

Граница зоны замещения коллектора плотными породами проводилась на середине расстояния между скважинами с коллектором и скважинами с отсутствием последнего, по визейским отложениям учитывались также карты литотипов.