Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

месторождение пласт тектоника стратиграфия

В условиях увеличения выработанности нефтяных месторождений, ухудшения структуры и качества запасов, роста трудноизвлекаемых запасов применение новых технологий и технических средств, а также использование геолого-гидродинамических моделей является важным фактором в обеспечении добычи нефти. Текущее состояние разработки многих длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений характеризуется прогрессирующим ростом обводненности добываемой продукции и снижением темпов отбора нефти. С увеличением выработанности месторождений ухудшается структура и качество запасов. Следовательно, необходимо формирование оптимальной стратегии для разработки нефтяного пласта, которое в наше время всецело опирается на использование объемных компьютерных имитаций углеводородных резервуаров, так называемых 3D геологических и гидродинамических моделей

В данной курсовой работе представлена модель пласта Пашненского месторождения, построенная в программе Tempest на основе имеющихся данных структурной карты. Данная программа обеспечивает повышенную скорость и детальность цикла моделирования, так же она имеет расширенные возможности параллельной обработки данных путем выполнения сеточных расчетов. В результате подобного моделирования может быть получен более надежный прогноз добычи и максимальной производительности пласта.



1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1963 г. административном отношении расположено в южной части Республики Коми, в пределах Сосногорского района. Административный центр - г. Сосногорск находится в 130 км к северо-западу от месторождения. Непосредственно на месторождении базируется вахтовый поселок Нефтепечорск.

В географическом отношении площадь Пашнинского месторождения находится в южной части Печорской низменности.

В геоморфологическом отношении рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину от 80 до 150 м. Наиболее низкие отметки (от 80 до 83 м) соответствуют урезу воды р. Печора, ограничивающей площадь месторождения с северо-запада. Ширина р. Печора на широте Пашнинской площади составляет от 400 до 500 м, глубина от 1,5 до 2,0 м. Течение ее быстрое, перекатистое. Площадь месторождения почти сплошь покрыта елово-березовыми лесами с незначительной примесью сосны и сильнo зaбoлoчeнa.

Климат района умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой минус 0,6С. Годовые колебания температуры от минус 55С до плюс 34С.

Продoлжитeльнocть зимнeгo пepиoдa cocтaвляeт в cpeднeм от 6 до 6,5 мecяцeв, отопительный сезон равен 290 суток. Cpeднeгoдoвoe кoличecтвo ocaдкoв от 500 до 600 мм. Толщинa cнeжнoгo пoкpoвa дocтигaeт 1,5 м. Многолетнемерзлые грунты отсутствуют. Для площадок с оголенной суглинистой поверхностью характерно морозное пучение при промерзании.

В гидрогеологическом отношении площадь месторождения входит в бассейн р. Печоры, пересекающей месторождение, располагается в центральной части Печорского артезианского бассейна.

Р. Печора открыта для судоходства в период с середины мая до первой декады октября, но в летние месяцы она проходима только для судов и барж с небольшой осадкой. Течение реки быстрое. Пойма р. Печора имеет высоту 5 м, ширину до 2 км и занята дугообразными старицами и болотами, глубиной от 0,5 до 1,0 м.

Район месторождения имеет развитую инфраструктуру. По территории

месторождения протянут магистральный нефтепровод Пашня - Нижний Одес - Ухта (170 км), нефть подается на головные сооружения предприятия ООО «ЛУКОЙЛ - НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА», расположенные в юго-западной части месторождения.

Основные транспортные пути района: асфальтовая дорога Нижний Одес - Нефтепечорск, протяженностью 95 км, выводящая на основную трассу Ухта - Вуктыл; железная дорога Воркута - Москва проходит в 114 км к северо-западу от площади; железнодорожная ветка г. Сосногорск - пос. Троицко-Печорск (с рядом пролегающей автотрассой) расположена в 60 км на юго-запад от площади. В летнее время работает паромная переправа через р. Печора, зимой движение по зимнику. В период весенних паводков перевозка людей и грузов производится вертолетами. На самом месторождении развита сеть гравийных и насыпных дорог, идущих в основном, по рядам скважин.

Месторождение расположено в лесотундровой зоне. Растительность представляет собой сочетание небольших по площади массивов леса с участками редколесья и тундровой растительности. Преобладают елово-березовые леса. В тундровой растительности - мхи и лишайники, а также кустарники (береза, ива) и кустарнички (багульник, голубика, брусника).

Животный мир обычен для севера Европейской части и сохраняет видовое разнообразие, сложившееся к началу освоения региона. К основным объектам охоты относятся: лось, северный олень, куница, белка, заяц-беляк. Ихтиофауна представлена ценными промысловыми рыбами.

При изучении инженерно-геологических условий в строении района выделено несколько стратиграфо-генетических комплексов, залегающих первыми от поверхности биогенных отложений. В качестве строительных материалов в пределах месторождения можно использовать ресурсы кварцевого песка и песчано-гравийных смесей. Питьевое и техническое водоснабжение осуществляется из р. Печора и бурением специальных неглубоких скважин на четвертичные отложения.

1.2 Тектоника разреза

В тектоническом отношении Пашнинское месторождение расположено в южной части Мичаю-Пашнинского вала Ижма-Печорской впадины.

В современном структурном плане Мичаю-Пашнинский вал представляет собой вытянутую в субмеридиональном направлении цепочку брахиантиклинальных складок средних размеров (от 6 до 12) х (от 3 до 7 км), находящихся на разных гипсометрических уровнях (с юга на север): Пашнинскую, Береговую, Восточно-Савиноборскую, Северо-Савиноборскую, Мичаюскую, Безымянную, Исаковскую и др.

Пашнинская структура является наиболее крупной и высокоамплитудной брахиантиклинальной складкой в пределах вала, имеет северо-западное простирание. По различным маркирующим поверхностям осадочного чехла отмечается совпадение структурных планов. Ось складки с глубиной незначительно смещается в восточном направлении. По кровле джьерского горизонта складка в пределах замкнутой изогипсы минус 2640 м имеет максимальную амплитуду 277 м, ее размеры 5,1х12,5 км. В сводовой ее части в районе скважины №414, 184, 156 выделяются три небольших купола. Падение слоев на крыльях: восточном - от 2 до 3^о, западном - 30^о, периклиналях - около 3^о. Ниже наблюдается совпадение структурных планов.

По кровле основной толщи старооскольского над горизонта складка в пределах замкнутой изогипсы минус 2640 м имеет амплитуду 145 м, ее размеры 3,25х8,4 км. Ось складки проходит в 1,5 км от западного крутого крыла (угол падения слоев более 45^о). Купола по вышележащим пластам повторяются по старооскольским отложениям, принимая более четкие очертания и увеличение по площади. В восточном направлении складка выполаживается.

При обработке геологической информации по всем разведочным и эксплуатационным скважинам в пределах месторождения в поддоманиковой части разреза (от саргаевских до эйфельских отложений девона), выявлен ряд тектонических нарушений сбросового типа, которые разделяют структуру на несколько обособленных тектонических блоков (I-IV), характеризующихся чередованием приподнятых блоков с грабенами, постепенно погружающихся в восточном направлении.

В скважинах подсекающих нарушения выявлено отсутствие различных отложений толщиной, соответствующей амплитудам этих нарушений от 10 до 50 м. Линии нарушений имеют ломаный характер и общее субмеридиональное простирание. Углы падений плоскостей сбрасывателей составляют от 51,5 до 57,1^о.

Наиболее высокое гипсометрическое положение в пределах Пашнинской структуры занимает блок II. С запада блок ограничен сбросовым нарушением F2 амплитудой от 15 до 40 м, которое имеет северо-западное падение и зафиксировано по выпадению в десяти скважинах отдельных частей разреза от тиманских до верхней части старооскольских отложений. Восточным ограничением блока служит сбросовое нарушение F3 амплитудой от 30 до 50 м, имеющее восточное падение и, зафиксированное по выпадению в одиннадцати скважинах различных частей разреза (от тиманских до старооскольских). Юго-западная периклиналь и сводовая часть блока осложнена непротяженным субмеридиональным сбросом F2а, который имеет северо-западное падение и амплитуду от 10 до 15 м. Наиболее высокая отметка по пласту Iа в южной части оконтурена изгипсой минус 2363 м (скв. 500).

Блок I с востока ограничен тектоническим нарушением сбросового типа F1, которое имеет восточно-юго-восточное падение, амплитуду 25 м и зафиксировано по выпадению в скв. 101 и 61 части тиманских и сокращение толщины старооскольских отложений в скв. 60 северной части структуры. Свод блока, вскрытый скв. 114 (абсолютная отметка - минус 2441 м по отложениям пласта Iа), примыкает к вышеуказанному сбросу.

Блок Iа является грабеном, расположенным между блоками I и II. Грабен ограничен с востока сбросом F1, с запада - сбросом F2. Его ширина по джьерским отложениям составляет от 500 до 600 м, постепенно сужаясь до 300 м - по старооскольским.

Блок III представлен грабеном шириной от 1 до 4,5 км. Его западным ограничением служит сброс F3, описанный выше, а восточным - сбросовое нарушение F4, имеющее амплитуду от 20 до 50 м, западное падение и зафиксированное выпадением различных частей разреза в диапазоне от тиманских до старооскольских в одиннадцати скважинах. Центральная часть блока осложнена малоамплитудными сбросовыми нарушениями F3a, F4a и F4б (амплитудой от 10 до 30 м).

Блок IV является наиболее крупным в пределах Пашнинской структуры. На востоке он ограничен вышеописанным сбросовым нарушением F4. Сводовая часть блока, оконтуренная изогипсой минус 2460 м (пласт Iа), примыкает к упомянутому выше нарушению и вскрыта скв. 469 (абсолютная отметка - минус 2458 м - пласт Iа).

Малоамплитудность тектонических нарушений относительно толщины продуктивных отложений способствует формированию единой залежи в отложениях старооскольскогонадгоризонта среднего девона, яранского и джъерского горизонтов верхнего девона.

В 2006 г. предприятием ООО «Татнефтегеофизика-ГРУПП» проведены сейсморазведочные работы на площади Берегового и частично северной части Пашнинского месторождения с целью изучения геологического строения осадочного чехла, уточнения структурного плана. По результатам работ построены структурные карты по целевым отражающим горизонтам и продуктивным пластам, сейсмогеологические разрезы по линиям сейсмических наблюдений. Согласно новому структурному плану северная переклинальПашнинского месторождения по джьерским отложениям (пласты Iб и Iа) была скорректирована, за счет чего произошло незначительное увеличение площади нефтеносности залежей в северном направлении.

1.3 Стратиграфия разреза

Породы фундамента вскрыты глубоким бурением на глубине 4445 м (скв. 89) и представлены изверженными породами типа гранодиоритов и габбро, возраст их датируется верхним рифеем - вендом.

Палеозойская группа - Pz. Ордовикская система (О) представлена ваньюской свитой (O₂₊₃vn), в разрезе которой снизу вверх прослеживаются красноцветная терригенно-карбонатная, сульфатно-доломитовая и пестроцветная терригенно-сульфатная пачки. Толщина ваньюской свиты составляет 403 м (скв. 89).

Силурийская система (S) представлена в объеме нижнего (S₁) и верхнего отделов (S₂). Нижний отдел сложен вторичными доломитами и доломитизированными известняками, пористыми и кавернозными, прослоями неравномерно-глинистые (толщиной ~ 526 м). Верхний отдел, толщиной 282 м, сложен известняками темно-серыми, неравномерно глинистыми с прослоями мергелей и глин, участками пористыми и кавернозными.

Девонская система (D) присутствует в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов, ее толщина составляет от 830 до 855 м.

Нижний отдел - D₁ представлен толщей глинисто-алевролитовых пород с прослоями и линзами кварцевых песчаников локховского яруса (D₁l), толщина до 53 м.

Средний отдел - D₂ представлен в объеме эйфельского и живетского ярусов.

Эйфельский ярус - D₂ef подразделяется на нижний и верхний подъярусы.

Нижнеэйфельский подъярус (D₂ef₁) сложен двумя горизонтами:

- койвенский горизонт (D₂kv), представленный пачкой песчаников (III) разделяемых на два пласта (III в и IIIб) глинисто-алевролитовой пачкой (толщиной от 7 до 13 м). По составу песчаники кварцевые, серые и темно-серые, разнозернистые, пористые, нефтегазонасыщенные. Общая толщина от 26 до 41 м;

- бийский горизонт (D₂bs), кровля и подошва которого - это переслаивание кварцевых алевролитов и темно-коричневых глин с редкими прослоями известняков, в средней части разреза высокоомная песчано-алевролитовая пачка. Песчаники кварцевые, тонкозернистые, пористые, газонасыщенные. Толщина отложений горизонта от 22 до 46 м.

Верхнеэйфельский подъярус (D₂ef₂), толщиной до 222 м выделен в объеме трех горизонтов:

- кедровский горизонт (D₂kd) сложен известняками неравномерно-глинистыми с прослоями мергелей и глин, толщиной от 46 до 55 м;

- омринский горизонт (D₂om) сложен известняками сильно глинистыми, мергелями и глинами зеленовато-серыми, красно-бурыми и шоколадно-коричневыми, толщиной от 34 до 37 м;

- колвинский горизонт (D₂kl), завершает эйфельский цикл и представлен песчано-алевролитовыми породами.

Верхняя граница яруса принята в кровле толщи темно-серых плитчатых глин, выше которой прослеживается мощная толща песчано-алевролитовых пород, характеризующаяся споро-пыльцевым комплексом старооскольского возраста.

По ранее существовавшей стратиграфической схеме перечисленные отложения относились к афонинскому горизонту живетского яруса, в настоящее время это датируется эйфельским комплексом.

Живетский ярус - D₂zv представлен старооскольским надгоризонтом (D₂st). Старооскольские отложения индексируются как пласт Iвосновная толща, который является основным объектом разработки. Пласт I в (от 180 до 260 м) представлен переслаиванием кварцевых песчаников и алевролитов. Песчаники светло-серые, серые, коричнево-серые, тонко- и мелкозернистые, пористые, нефтенасыщенные (толщиной до 40 м), с цементом уплотнения кварцевым регенерационным. Алевролиты кварцевые, светло-серые, глинистые, участками слюдистые, местами со сферолитами сидерита. Глины алевритистые, плитчатые, местами скорлуповатые.

Верхний отдел - D₃ сложен породами франского и фаменского ярусов.

Франский ярус - D₃ fпредставлен в объеме нижне-средне и верхнефранскогоподъярусов и характеризуется различными по литологии породами общей толщиной от 200 до 230 м. Нижне-среднефранский подъярус - D₃f₁₊₂

В подъярусе выделены пять горизонтов снизу вверх: яранский (D₃jr), джьерский (D₃dzr), тиманский (D₃tm), саргаевский (D₃sr), доманиковый (D₃dm).

Яранский горизонт (D₃jr), сложенный глинисто-алевролитовыми породами с подчиненными прослоями песчаников пачками. В подошве горизонта прослеживается реперный пласт глин, толщиной от 3 до 6 м, выше которого прослеживаются продуктивные пачки (В-1 и В-2) близкие по литологии и каротажной характеристике, разделенные низкоомными глинистыми прослоями толщиной от 2 до 10 м.

Литологически песчаники серые и светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, пористые, нефтенасыщенные с поровым, глинистым и карбонатным цементом, местами регенерационным, кварцевым. Алевролиты темно-серые, серые, неравномерноглинистые и песчанистые. Глины темно-зеленые, неравномерноалевритистые, комковатые и плитчатые, с вкраплением сидеритов. Толщина от 20 до 60 м.

Джьерский горизонт D₃dzr (толщиной от 59 до 114 м) - сложен частым, ритмичным переслаиванием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов, в его основании получили развитие нефтенасыщенные пласты-коллекторы в пачках В-3 и В-4, имеющие линзовидно-полосовой характер с весьма извилистыми границами, также разделены глинистыми пачками. Продуктивные пачки В-1, В-2, В-3 и В-4 объединены в пласт I в верх, представляющий объект разработки Пашнинского месторождения.

Выше по разрезу выделяются высокоомные пачки песчано-алевролитовых пород (пласты Iа и Iб), разделенные непроницаемой толщей глинисто-алевролитовых пород толщиной первые десятки метров.

Пласт Iб cложен песчаниками светло-серыми и серыми, кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, пористыми, нефтенасыщенными с прослоями кварцевых алевролитов и темно-серых глин, местами ожелезненных, толщиной от 10 до 18 м.

Пласт Iа более мощный (от 29 до 30 м), сложен в нижней части преимущественно песчаниками кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, большей частью хорошо отсортированными пористыми нефтенасыщенными. В верхней части алевролиты хлорито-кварцевые, кварцево-слюдистые, неравномерно-песчанистые и глинистые.

Отложения тиманского + саргаевского горизонтов, последний относится к среднефранскому подъярусу, толщиной от 67 до 105 м сложены глинами темно-серыми до черных и серо-зелеными, плитчатыми, аргиллитоподобными. В толще глин прослеживается высокоомный пласт глинистых известняков мощностью от 5 до 10 м (репер А). Вышележащая часть разреза (саргаевская) толща известняков, скрытокристаллических, серокоричневых, глинистых.

Доманиковый горизонт (D₃dm) завершает толщу среднефранского подъяруса, толщина его от 30 до 50 м, сложен известняками темно-серыми до черных, глинистыми и битуминозными, с прослоями мергелей и глинистых сланцев, уверенно выделяется по керну и на диаграммах каротажа и является региональным репером.

Верхнефранский подъярус - D₃f₃ представлен депрессионными отложениями известняков темно-серых, неравномерноглинистых, битуминозных, местами окремненных с прослоями мергелей и глинистых сланцев толщиной от 44 до 107 м.

Фаменский ярус - D₃ fm отложения присутствуют повсеместно в объеме нижне, средне и верхнефаменского подъярусов.

Нижнефаменский подъярус - D₃ fm₁ в шельфовых разрезах Ижма-Печорской впадины в нижнефаменской толще прослеживаются маркирующие карбонатные пачки Ф-0 (задонский горизонт D₃ zd), пачки Ф-1, Ф-2, Ф-3, Ф-4 (елецкий горизонт D₃ el), общей толщиной от 664 до 790 м.

Задонский горизонт сложен неравномерно-глинистыми известняками, прослоями битуминозными, мощность которых уменьшается с севера на юг от 25 до 11 м, елецкий - представлен депрессионными фациями - глинистыми известняками, толщина их изменяется от 95 до 150 м.

Среднефаменский подъярус - D₃ fm₂ представлен Усть-Печорским горизонтом (D₃ up), где по литологическим особенностям и каротажной характеристике прослежены карбонатные пачки I, II, III (снизу вверх), общей толщиной от 150 до 280 м. Сложены пачки известняками и доломитами серыми, тонкозернистыми, неравномерно глинистыми, прослоями обломочными и сгустково-комковатыми, сульфатизированными.

Верхнефаменскийподъярус - D₃ fm₃ выделен в объеме двух горизонтов: зеленецкого (D₃ zl), к которому приурочена IV пачка (ранее относимая к среднефаменскомуподъярусу) и нюмылгского (D₃nm).

Зеленецкий горизонт (D₃ zl) - пачка IV по каротажной характеристике и литологическим особенностям подразделяется на нижнюю (IVа) и верхнюю (IVб) пачки.

Нижняя пачка представлена неравномерноглинистыми известняками с прослоями глин и доломитизированными разностями. Толщина ее изменяется с севера на юг от 12 м (скважина №806) до 38,6 м (скважина №702). На всем протяжении пачка водонасыщена, за исключением скважина №702, где выделяются нефтенасыщенные прослои, общей толщиной 4,1 м.



2. Текущее состояние разработки Пашнинского месторождения

2.1 Краткая характеристика проекта разработки

Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1963 г., в промышленную разработку введено в 1970 г. на основании предварительной технологической схемы разработки поддоманиквых отложений.

За 37 лет разработки месторождения было составлено одиннадцать проектных документов, из них в целом по месторождению - три технологических документа (в 1976, 1988 и 2006 гг.), по терригенным отложениям - три документа (в 1968, 1978 и 2008 гг.), по карбонатным отложениям - четыре проекта (в 1973, 1978, 1986 и 2004 гг.) и по пласту IIIэйфельских отложений один проектный документ в 2002 г.:

1) предварительная технологическая схема разработки нефтяных залежей поддоманиковых отложений Пашнинского месторождения (1968 г.);

2) технологическая схема разработки залежей нефти в карбонатных отложениях Пашнинского месторождения (1973 г.);

3) технологическая схема разработки Пашнинского месторождения на 1976-1980 гг. (1976 г.);

4) уточненный проект разработки поддоманиковых отложений Пашнинского месторождения (1978 г.) - утвержден ЦКР СССР (протокол №582 от 26.04.78 г.).

5) уточненная технологическая схема разработки карбонатных отложений Пашнинского месторождения (1978 г.);

6) дополнение к уточненной технологической схеме разработки карбонатных отложений Пашнинского месторождения (1986 г.) - (протокол НТС «Коминефть» от 02.02.87 г.);

7) уточненный проект разработки Пашнинского месторождения (1988 г.) - (протокол НТС «Коминефть» от 13.10.89 г.);

8) проект пробной эксплуатации газоконденсатнонефтяных залежей в эйфельских отложениях Пашнинского месторождения утвержден ТО ЦКР (протокол №167 от 12.09.02 г.);

9) уточненный проект разработки верхнего эксплуатационного объекта Пашнинского месторождения (2004 г.), действующий проектный технологический документ на разработку залежей ВЭО, утвержден ТО ЦКР (протокол №368 от 23.12.04 г.) со следующими положениями:

- выделение одного эксплуатационного объекта;

- уровни добычи нефти: 2005 г. - 135,6 тыс. т, 2006 г. - 130,5 тыс. т, 2007 г. - 125,2 тыс. т;

- фонд скважин всего - 96, в т.ч. добывающих 76, нагнетательных 20;

- перевод с нижнего объекта (терригенных пластов) 10 скважин, из них 5 с бурением вторых стволов;

- система заводнения - площадная в сочетании с линейным разрезанием, с закачкой воды в циклическом режиме;

- перевод 6 новых скважин под закачку воды;

10) авторский надзор за реализацией «Уточненного проекта разработки Пашнинского месторождения» и «Уточненного проекта разработки верхнего эксплуатационного объекта Пашнинского месторождения», составлен Печорнипинефть (протокол ТО ЦКР по ТПП №488 от 13.09.2006 г.);

11) ополнение к проекту разработки поддоманиковых отложений Пашнинского нефтегазоконденсатного месторождения, действующий проектный технологический документ на разработку залежей НЭО, утвержден в 2008 г. (протокол ТО ЦКР по ТПП №581 от 22.09.2008 г.) с основными проектными положениями:

- выделение одного объекта разработки, объединяющего пласты Iв^о+Iв^в+Iб+Iа;

- система заводнения по Iв^о - законтурная в сочетании с внутриконтурным, по Iа+Iб+Iв^в - площадная в сочетании с линейным разрезанием;

- фонд скважин всего - 225, в том числе добывающих - 173, нагнетательных - 52;

- зарезка боковых стволов в шести добывающих скважинах;

- ГРП в 19 скважинах;

- ввод из простаивающего фонда 57 добывающих скважин, в т.ч. шесть скважин с зарезкой боковых стволов, шесть - с ГРП, 45 - с проведением дострелов, изоляций и ОПЗ;

- организация пяти новых очагов заводнения;

проектные уровни:

а) добыча нефти - 339 тыс. т

б) добыча жидкости - 2780 тыс. т

в) закачка воды - 2733,2 тыс. м³

г) использование растворенного газа - 95%

достижение КИН - 0,533.

2.2 Стадия разработки месторождения

С начала разработки по поддоманиковым отложениям накопленный отбор нефти составил 38,4 млн. т, или 93,7% от утвержденных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,464 при проектном 0,495, среднегодовая обводненность 86,7%.Добыча нефти по терригенным отложениям началась в 1970 г. За это время можно выделить несколько стадий разработки (графики разработки по годам представлены на рисунках 2.1, 2.2).



Рисунок 2.1 - Графики разработки НЭО за период 1970 ч 2009 гг.

В период 1970 ч 1977 гг. из пластов добывалась в основном безводная нефть. Обводненность на конец этого периода составила 7% в целом по объекту. Причем обводнение происходит за счет подъема ВНК. В этот период идет освоение системы воздействия, причем в основном по пласту Iв^о.

Рисунок 2.2 - Графики разработки НЭО за период 1970 ч 2009 гг.

Во вторую стадию разработки (1978 ч 1982 гг.) был достигнут максимальный уровень добычи нефти 2091,4 тыс. т в 1979 г. или 5,1% от НИЗ при обводненности 11%. Число добывающих скважин в этот период почти удвоилось (с 61 возросло до 116 ед.), также удвоилось и количество нагнетательных скважин - с 19 до 36 ед.

Третья стадия разработки характеризуется снижением добычи нефти, что связано в первую очередь с выработкой запасов и значительным снижением добычи по пласту Iв^о. Добыча нефти по объекту снизилась за период 1983 ч 1999 гг. с 1639,1 тыс. т до 319,8 тыс. т, при этом добыча нефти по пласту Iв^о снизилась в 10 раз (со 1115,1 до 109,9 тыс. т), по пластам Iа+Iб+Iв^вв 2,5 раза (с 524,0 до 209,9 тыс. т).

В 2000 ч 2007 гг. наметилось некоторое улучшение разработки данных залежей. Этот период характеризуется ростом текущих отборов, за счет проведения ГТМ и ввода 31 добывающей скважины из простоя. Действующий фонд скважин при этом увеличился со 111 до 142 ч 150 скважин. Повысился и коэффициент эксплуатации добывающих скважин с 0,92 до 0,966. В этот период объем закачки воды увеличен примерно на 30% с одновременной оптимизацией отбора жидкости на 30%. Это позволило в 2005 г. увеличить добычу нефти с 320 до 413 тыс. т, или на 29%. Обводненность при этом увеличилась незначительно с 82,6 до 83,4% (рисунок 2.1) за счет РИР обводненных интервалов пласта Iв^о и подключения в работу залежей пласта Iа. Среднесуточный дебит жидкости вырос с 43 до 67 т/сут. В дальнейшем наблюдается снижение добычи нефти по объекту за счет увеличения темпа роста обводненности.

К настоящему времени все остаточные запасы нефти на девонских залежах можно отнести к трудноизвлекаемым, так как находятся или в высокообводненных зонах или в низкопроницаемых коллекторах.

2.3 Показатели разработки месторождения

Разработка залежей ведется с поддержанием пластового давления. Освоение системы воздействия началось в 1971 г., вводом под закачку одиночных нагнетательных скважин на пласт Iв⁰, промышленная закачка на пласт ведется с 1974 ч 1975 гг. По верхним пластам промышленная закачка началась с 1986 г.

К настоящему времени создание системы ППД на залежах завершено.

Всего под закачкой перебывало 81 скважина. С начала заводнения в залежах нижнего объекта закачали 117,7 млн. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 114%, текущая 93,6%.

Годовая закачка воды в 2009 г. по сравнению с прошлым годом уменьшилась на 46,2 тыс. м³. Скважины характеризуются различной приемистостью от 32,2 м³/сут (скв. №504) до 709,3 м³/сут (скв. №516) при среднем значении 227 м³/сут.

В процессе эксплуатации энергетическое состояние залежей менялось, пластовое давление снижалось и в настоящее время по пласту Iв^о составляет 28,2 МПа, что на 1,2 МПа ниже начального, по залежам Iа+Iб+Iв^в - 26,4 МПа, что ниже первоначального на 1,6 МПа. Несмотря на превышение накопленной компенсации отборов жидкости в пластовых условиях закачкой (114%), пластовое давление не достигло начального значения.

Пластовое давление в залежах остается практически постоянным в течение последних трех лет, но несколько ниже начального. Динамика пластовых давлений по пластам Iво и Iа представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Динамика пластового давления по пластам 1а и 1 во за период 1970 ч 2009 гг.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки укрупненного нижнего эксплуатационного объекта Пашнинского месторождения, который объединяет залежи нефти в поддоманиковых отложениях, за 2003 ч 2007 гг. приведено в таблице 2.3.

В 2003 ч 2005 гг. НЭО разрабатывался на основании уточненного проекта разработки Пашнинского месторождения (протокол НТС ПО «Коминефть» от 13.10.89 г.).

Проектный фонд реализован почти полностью, пробурено 285 скважин, для бурения осталось 3 скважины, расположенных в водоохранной зоне р. Печора.

Факторный анализ расхождений проектных и фактических данных добычи нефти по нижнему эксплуатационному объекту Пашнинского месторождения

Показатели	2005	2006	2007
	проект	факт	проект	факт	проект	факт
Годовая добыча нефти, тыс. т	245	413,1	406	381	390	343,7
Годовая добыча жидкости, тыс. т	1575	2488,7	2447	2405,1	2485	2592
Обводненность, %	84,4	83,4	83,4	84,2	84,3	86,7
Отработанное время, скв*сут	42799	38215	39699	38694	41925	38543
Дебит нефти, т/сут	5,7	10,8	10,2	9,8	9,3	8,9
Дебит жидкости, т/сут	36,8	65,1	61,6	62,2	59,3	67,3
Действующий фонд добывающих скв.	123	108	117	110	121	109
Действующий фонд нагн. скв	40	40	38	38	38	39
Годовая закачка воды, тыс. м3	1863	2547,9	2510	2262,8	2540	2528,2

За период 2003 ч 2005 гг. фактические уровни добычи нефти по объекту превышали проектные на 30 ч 60%, т.е. ранее запроектированные уровни добычи нефти явно занижены и из-за давности составления (1989 г.) не учитывали применение новых технологий.



3. Построение модели пласта в программе Tempest

Для этого была взята структурная карта (рисунок 3.1), на которой были разбиты ячейки для создания матриц.

Рисунок 3.1 - Структурная карта Пашнинского месторождения

Для нахождения угловых точек и создания цифровой матрицы данных определенного участка Пашнинского месторождения, разобьем структурную карту сеткой 55 (рисунок 3.2), шаг по x и y составит 130 м.

Рисунок 3.2 - Сетка, в узлах которой будут рассчитываться значения

Далее были составлены 2 матрицы угловых точек, которые представлены в таблицах.

Матрица угловых точек для Пашнинского месторождения (верхний слой)

2283	2283	2283	2282	2282	2279	2279	2280	2280	2285
2268	2257	2257	2216	2216	2219	2219	2233	2233	2261
2268	2257	2257	2216	2216	2219	2219	2233	2233	2261
2260	2253	2253	2225	2225	2255	2255	2272	2272	2278
2260	2253	2253	2225	2225	2255	2255	2272	2272	2278
2250	2281	2281	2282	2282	2284	2284	2276	2276	2277
2250	2281	2281	2282	2282	2284	2284	2276	2276	2277
2241	2287	2287	2261	2261	2266	2266	2276	2276	2280
2241	2287	2287	2261	2 261	2266	2266	2276	2276	2280
2249	2257	2257	2236	2 236	2252	2252	2271	2276	2280

Матрица угловых точек для Пашнинского месторождения (нижний слой)

2483	2483	2483	2482	2 482	2479	2479	2480	2480	2485
2468	2457	2457	2416	2 416	2419	2419	2433	2433	2461
2468	2457	2457	2416	2 416	2419	2419	2433	2433	2461
2460	2453	2453	2425	2 425	2455	2455	2472	2472	2478
2460	2453	2453	2425	2 425	2455	2455	2472	2472	2478
2450	2481	2481	2482	2 482	2484	2484	2476	2476	2477
2450	2481	2481	2482	2 482	2484	2484	2476	2476	2477
2441	2487	2487	2461	2461	2466	2466	2476	2476	2480
2441	2487	2487	2461	2 461	2466	2466	2476	2476	2480
2449	2457	2457	2436	2 436	2452	2452	2471	2476	2480

Далее зададимся в программе TEMPEST размером сетки, а так же шагом по x, y, z; в нашем случае: x = 130, y = 130, z = 200.

Введем матрицу отметок кровли (таблица 3.1) и подошвы пласта (таблица 3.2), остальные значения, необходимые для построения и расчетов, оставим по умолчанию. Получим следующую модель пласта (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3. Модель пласта с расположением добывающих скважинан

В этой модели пласта были взять 9 добывающих скважин для первого режима, затем 3 скважины сменили на нагнетающие для второго режима, (рисунок 3.4).



Рисунок 3.4 - модель пласта с расположением добывающих и нагнетательных скважин



4. Расчет показателей разработки на различных режимах

По данным предыдущего раздела, имеем модель пласта для участка Пашнинского месторождения. Таким образом, были рассчитаны 2 режима работы скважин.

Установим первый режим Р = const, где все скважины (9 штук) будут добывающими, и рассчитаем добычу на 9 лет и накопленную добычу.

Рисунок 4.1 - График текущей добычи нефти

Рисунок 4.2 - График накопленной добычи нефти

Далее установим три нагнетательных скважин (режим поддержания пластового давления с закачкой воды) в центре и произведем соответствующий расчет на 9 лет (рисунок 4.3 и рисунок 4.4).

Рисунок 4.3 - График текущей добычи нефти

Рисунок 4.4 - График накопленной нефти при



Для оценки эффективности каждого режима, рассчитаем коэффициенты извлечения нефти (КИН), используя полученные графики. Для этого возьмем начальные запасы нефти 384000000 м³.

КИН рассчитывается по формуле:

з = (Qдоб/Qгеол)*100% (4.1)

КИН при естественном режиме:

з= (38900000/384000000)*100% = 10,13%

КИН при режиме ППД:

з= (39900000/384000000)*100% = 10,39%

Таким образом, можно сделать вывод, что режим поддержания пластового давления (ППД) является более эффективным, в сравнении с естественным режимом разработки, так как коэффициент извлечения нефти выше.



Заключение

В первом разделе данной курсовой работы рассматривается геолого-промысловая характеристика Пашнинского месторождения, где представлены общие сведения месторождения, тектоника, стратиграфия.

Второй раздел посвящен анализу состояния разработки Пашнинского месторождения. Здесь описывается характеристика проектирования разработки месторождения, проектные и фактические показатели, стадии разработки.

Третий раздел - это обработка данных структурной карты Пашнинского месторождения, получение матрицы отметок кровли пласта с помощью программы Excel и дальнейшее моделирование пласта в программе Tempest, включающее расстановку нагнетательной и добывающей скважин.

Четвертый раздел включает в себя расчет дебитов за 9 лет для естественного режима и режима поддержания пластового давления. Для каждого из режимов имеются графики текущей добычи по годам и накопленной добычи.

Размещено на Allbest.ru

...