Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Геологическая характеристика исследуемого месторождения. Характеристика продуктивных горизонтов, свойства пластовых жидкостей. Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи. Целесообразность применения УЭЦН на месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 15.06.2015
Размер файла 371,2 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

19

Размещено на http://www.allbest.ru

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему:

АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН НА ФЁДОРОВСКОМ ГАЗОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Дипломник: Салихзянов М.Р.

Тюмень 2006 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 История освоения района

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфия

2.1.2 Тектоника

2.2 Характеристика продуктивных горизонтов

2.3 Свойства пластовых жидкостей

3. Технологическая часть

3.1 Принцип разработки месторождения

3.2 Динамика показателей разработки фонда скважин

3.3 Контроль за состоянием разработки

3.4 Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи Федоровского месторождения

4. Техническая часть

4.1. Конструкция скважин

4.2 Добывное оборудование, применяемое на Федоровском месторождении

4.2.1 Целесообразность применения УЭЦН на месторождении

4.2.2 Оборудование скважин при эксплуатации УЭЦН

5. Специальная часть

5.1 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

5.1.2 Аварии УЭЦН

5.1.3 Неэффективные ремонты

5.2 Выполнение мероприятий по недопущению неэффективных ремонтов и их эффективность

5.3 Эксплуатация осложненного фонда УЭЦН

5.3.1 Часторемонтируемый фонд

5.3.2 Периодически работающий фонд

5.3.3 Эксплуатация установок импортного производства

5.3.4 Эксплуатация УЭЦН в специальном исполнении

5.3.5 Эксплуатация горизонтальных скважин

5.4 Осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН и методы борьбы

5.5 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

5.6 Расчет и подбор оборудования для скважин, оборудованных УЭЦН

6. Экономическая часть

6.1 Аннотация мероприятия и анализ научно-технического развития НГДУ "Федоровскнефть"

6.2 Экономический эффект от внедрения УЭЦН

6.3 Расчет экономической эффективности от внедрения УЭЦН

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

7.1.3 Санитарные требования к рабочему персоналу

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

7.1.5 Мероприятия по безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

7.2. Оценка экологичности проекта

7.2.1 Влияние проектируемых работ на окружающую среду

7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

7.3 Чрезвычайная ситуация

7.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

Заключение, выводы

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Российская Федерация является одной из стран, осуществляющих добычу, переработку и поставку углеводородного сырья на мировой рынок природных ресурсов. Экономика РФ непосредственно зависит от объёмов добычи нефти и газа. Западная Сибирь является крупнейшим регионом нашей страны, где сосредоточены основные запасы углеводородного сырья.

Стратегия, проводимая Открытом Акционерном Обществе «Сургутнефтегаз» в области добычи нефти и производства газа позволила в условиях неблагоприятной коньюктуры рынка нефти и финансового кризиса не только сохранить свои позиции, но и увеличить объемы добычи. Одним из управлений по добыче нефти и газа в ОАО «Сургутнефтегаз» является НГДУ «Федоровскнефть». нефтеотдача нефтедобыча месторождение УЭЦН

НГДУ разрабатывает два нефтяных месторождения : Федоровское и Дунаевское. Федоровское месторождение введено в 1973 году в промышленную эксплуатацию. В разрезе месторождения выявлены нефтяные залежи в пластах БС1-2; БС101; БС10; БС16-18, Ю1,Ю2; нефтегазовые - в пласте АС9; газонефтяные залежи в группе пластов АС4-8. В промышленную разработку введены пласты АС4-8; АС9; БС1-2; БС101, БС10.,БС16-18; Ю1; Ю2. Пласт АС7-8 - в опытной эксплуатации. Снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9,БС1-2, БС101, БС10 компенсируется вводом запасов нефти на пластах АС4-8 (пробурено 554 горизонтальные скважины).

По состоянию на 01.01.2004 года эксплуатационный фонд по месторождению составил 2781 скважину, в том числе действующий 2608, в бездействии - 165, в освоении 8. Нагнетательный фонд составил 1326 скважин, из них под закачкой 1264. Разбуренность месторождения составляет 62,56 % от размещенного фонда скважин по категории В+С1. С начала разработки добыто 487 278,138 тыс.тонн нефти, что составляет 71,9% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность на конец года составила 91,04%. С начала разработки добыто 2 191 616 тыс.м3 жидкости. Компенсация отбора закачкой составила 110,3%.

Основной объём добычи нефти по НГДУ «Федоровскнефть» производится фондом скважин оборудованных УЭЦН - за 2004 год 9683,701тыс.тн. Их широкое применение для эксплуатации нефтяных скважин обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании. Высокая надежность и долговечность установки обеспечивают достаточно длительную работу скважины.

Дипломный проект на тему «Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН Федоровском газоконденсатнонефтяном месторождении» выбран с целью анализа работы фонда скважин оборудованных УЭЦН, на основе которого разработаны рекомендации по повышению эффективности работы скважин.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

В административном отношении Федоровское месторождение расположено в средней части Среднего приобъя на территории Сургутского района Ханты - Мансийского Автономного округа Тюменской области, в 30-35 км к северо-западу от г. Сургута (рис.1).

В геоморфологическом отношении район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75м.

Основная водная артерия - р. Обь. Ширина реки колеблется от 850м до 1300м, глубина 8-18м. По характеру водного режима относится к типу рек с весенне-летним половодьем и паводком в теплое время года. На период половодья приходится 60% годового стока. Начало половодья приходится в среднем на первую декаду мая. Река судоходна в течение всей навигации - со второй половины мая до конца октября.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных пород деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и протоков. Повышенная обводненность территории обусловила широкое распространение болотного типа растительности.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым, непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Характерной особенностью района является резкое колебание температуры в течение года, месяца и даже суток. По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3.2оС до -2.6оС. Наиболее высокая температура летом достигает +30оС, зимой температура падает до -50оС. Количество осадков достигает 400мм в год. Максимальное их количество приходится на май-август. С середины октября устанавливается устойчивый снежный покров (высота которого к концу зимы в среднем составляет 60-75см) и сходит в конце апреля. Грунт промерзает до 1.5м, на болотах - 0.20м.

Рельеф представляет собой слабоволнистую равнину с дренированными склонами и заболоченными межводораздельными пространствами, с незначительным уклоном с севера на юг. Общий уклон земной поверхности составляет 0,0003-0,0008 . Абсолютные отметки высот изменяются в пределах от 80 до 56 м.

Современные озерно-болотные отложения представлены торфом от слабо- до сильно разложившегося, насыщенным водой. Мощность торфа колеблется от 0,2 м до 4,5 м. Уровень болотных вод изменяется в пределах 0-0,8 м. Грунтовые воды встречаются на глубине от 45м до 15м.

Источником водоснабжения населения, проживающего в районе месторождения, могут служат р. Обь и ее притоки, а также многочисленные озера. Однако поверхностные воды наиболее подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут служить надежным и постоянным источником водоснабжения на стадии разработки месторождения.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения в районе используются воды атлымско-новомихайловского водоносного комплекса, для технического - воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса. С 1974 года на месторождении производится закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, для чего используются воды альб-сеноманского водоносного комплекса, а также сточные и пресные воды.

В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и кирпичных глин и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Район относится к слабо населенным. Местное население, ханты и манси, занимаются охотой, рыбной ловлей и оленеводством. Населенные пункты расположены по берегам реки Оби и число их незначительно. В непосредственной близости от месторождения находится город Сургут. Это наиболее крупный населенный пункт, в котором сосредоточены основные промышленные предприятия - нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС - 1, ГРЭС - 2, нефтегазодобывающие управления, в том числе НГДУ “Федоровскнефть”, занимающееся разработкой Федоровского месторождения. Крупнейшая в Западной Сибири ГРЭС работает на базе утилизации попутно-добываемого газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

В связи с развитием нефтеперерабатывающей промышленности в районе население постоянно растет. В Сургуте имеется большой современный аэропорт и речной порт. Город является станцией на железной дороге Тюмень - Уренгой. Построен мост через реку Обь и автодорога от города Сургута до Нижневартовска.

1.2 История освоения района

Федоровское газонефтяное месторождение находится на правом берегу р. Оби, в 35 - 45 км от нефтепроводов Нижневартовск - Усть-Балык - Омск и Тюмень - Курган - Альметьевск.

Лицензия на право пользования недрами ХМН № 00408 НЭ выдана ОАО "Сургутнефтегаз” 18.12.1996г.

История открытия Федоровского месторождения начинается с 1947 года, именно тогда начинается комплекс работ по изучению недр Западной Сибири, который включает геолого-геоморфические, ферромагнитные и гравиметрические съемки, сейсмические исследования и буровые работы.

В 1963 году на Северо-Сургутской структуре была пробурена скважина № 57, при опробовании интервала 2045 - 2050 из пласта БС1 получен фонтан нефти, дебитом 15 м3/сут на 8мм штуцере. В дальнейшем Северо-Сургутская структура объединена с Федоровским месторождением.

Федоровское месторождение открыто в 1971 году скважиной 62, давшей промышленный приток из пластов БС10 и БС1-2 и газа с нефтеконденсатной смесью из пласта АС4-9. В промышленную разработку вступило в 1973 году, разбуривание начато в 1972году.

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу “Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения”, выполненного институтом Гипротюменьнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР МНП (протокол № 360) для пластов БС1 и БС10.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

После защиты отчета по подсчету запасов Федоровского месторождения в октябре 1979 года в ГКЗ СССР, в состав которого вошли Федоровская, Моховая, Северо-Сургутская, Восточно-Моховая и Еловая площади разбуривались по эксплуатационной сетке на БС10, в тоже время продолжалась доразведка залежей пластов АС силами Главтюменьгеология, а Глатюменьнефтегазом юрских отложений.

Для уточнения структурного плана по горизонту БС в период 1976-80 гг. на Федоровской, Северо-Сургутской и частично Моховой площадях проводились детальные сейсмические работы партиями Миннефтепрома, в дальнейшем работы были продолжены в период 1985-86 гг.

В период эксплуатационного разбуривания и доразведки месторождения уточнены контуры нефтеносности и газоносности пластов АС4-8, АС9, БС1,БС2,БС10. Получены данные о нефтеносности юрских отложений.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является “Технологическая схема разработки Федоровского месторождения”, составленная СибНИИНП в 1994 году утвержденная ЦКР МТЭ протокол № 1827 от 13.04.95г.

В промышленной эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС5-8, АС9, БС1-2, БС101, БС10, пробная эксплуатация пласта ЮС2 осуществляется 11 углубленными скважинами вышезалегающих объектов разработки, 17 скважин работают на пласты ачимовской толщи.

Месторождение находится в стадии падения добычи нефти. Проектный фонд скважин объектов АС9, БС1-2, БС101, БС10 разбурен. Запроектированные системы разработки этих объектов сформированы.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983г и составил 35 млн.т при темпе отбора 5.0% от начальных и 6.4% от текущих извлекаемых запасов нефти. Фактические уровни добычи нефти на месторождении превышают проектные.

Снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС1-2, БС101, БС10 компенсируется вводом запасов нефти на пластах АС4-8. Поэтому в последнее время наибольшее внимание уделяется детальному исследованию газонефтяной залежи пластов АС4-8, и выработке определенной системы промышленной разработки этой, очень перспективной, но, вместе с тем, очень сложной для разработки залежи.

Выводы: Сложные природно-климатические условия района (резко континентальный климат, заболоченность местности) затрудняют разработку и эксплуатацию месторождения. В весенне-осенние периоды осложнён доступ к фонду скважин, так как дороги размывает. Не ведется должного контроля за скважинами, что ведет к преждевременным поломкам УЭЦН, не проводятся технологические операции. В зимний период, в актированные дни, скважины так же не контролируются.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождений
2.1.1 Стратиграфия

Согласно тектонической схемы, Федоровское месторождение приурочено к Федоровскому куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода - положительной структуры первого порядка. Выкопировка из тектонической схемы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции представлена на рис.2.1

Промышленные скопления нефти относятся к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101), готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС61, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

Палеозойский фундамент
Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. В скважине 61 вскрыт базальт возраста Тз-Т2 в интервале 2983-2990 м. В скважине 131 и 202 (3224-3515 м.) вскрыт также базальт различного цвета от темно-зеленого до черного и коричневато-кирпичного, миндалекаменный.
Преимущественно эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента. Средний состав базальтов и полеритов, вскрытых Тюменской опорной скважиной, близок к составу базальтов на Федоровской площади.
Юрская система
Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для свиты характерно ритмичное чередование аргиллитов темно-серых, крупнозернистых, сидеритезирован-ных и песчаников серых, мелкозернистых, алевритистых, аркозовых с многочисленными растительными остатками. В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС2, литологически представленный переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепкос-цементированных. Общая толщина пласта до 20 метров. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.
Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами. Васюганская свита вскрыта на различных участках месторождения, в основании которой залегают аргиллиты темные, местами битуминозные. Верхняя часть представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС. Толщина свиты до 100 м.Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб, встречаются единичные прослои глинистого известняка. Толщина свиты от 2 до 7 м. Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневатым оттенком, с различной степенью битуминозности. На некоторых участках месторождения (скв. 69, 1805, 1756, 7809, 1871) баженовская свита отсутствует, что связано, вероятно, с тектоническими движениями фундамента при формировании отложений баженовской свиты. Толщина свиты составляет 10-56 м.
Меловая система
Отложения этой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками мегионской, вартовской, алымской и нижней частью покурской свит; верхний отдел представлен средней и верхней частью покурской свиты, кузнецовской, березовской, ганькинской свитами. Мегионская свита (бериасский, валанжинский ярусы) представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи. Так, в основании свиты выделяется глинистая подачимовская пачка толщиной до 105 м. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников и аргиллитов. На месторождении ачимовские отложения распространены повсеместно. В основном эти отложения не продуктивны. Общая толщина ачимовской свиты достигает 211 метров.
Вышележащая толща пород сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников, в разрезе которой выделяются продуктивные пласты БС. Эти пласты перекрываются глинами чеускинской пачки общей толщиной от 35 м и выше.
В толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС. Проницаемые прослои продуктивных пластов сложены мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита. Общая толщина мегионской свиты до 506 м.
Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представлена двумя подсвитами: нижней, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа "Б", сюда входят два нефтеносных пласта ВС1 и БС2. Сложены они песчаниками серыми, мелкозернистыми, часто с прослоями аргиллитов и алевролитов.
Над пластами БС и БС2 залегает пимская глинистая пачка, которая в верхней части опесчанивается на некоторых участках месторождения. Толщина колеблется от 7м до 49м.
Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются ряд песчаных пластов (АС4-12), шесть из которых являются нефтеносными АС4, АС6, АС5-8, АС9. Толщина вартовской свиты составляет до 434 метров.
Алымская свита залегает в основании аптского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина алымской свиты до 132 метров.
Покурская свита представлена неравномерным переслаиванием алевролитопесчаных и глинистых пластов и пачек различной толщины плохо выдержанных по площади. Нижняя часть свиты относится к апт-альбскому ярусу и представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, глин аргиллито-подобных и аргиллитов.
В верхней части покурской свиты, относящейся к сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Пески и песчаники сеноманской толщи имеют окраску от светло-серой до темно-серой, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные или рыхлые в различной степени глинистые. Толщина покурской свиты до 843 м.
Кузнецовская свита приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически представлена глинами темно-серыми, местами алевритистыми. Толщина свиты до 29 м.
Березовская свита (коньякский, кампанский, сантонский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю - опоковидную и верхнюю -глинистую. Общая толщина свиты до 145 м.
Ганькинская свита (маастрихтдатский ярус) литология этой свиты довольно однообразная: нижняя часть слагается глинами темно-серыми, почти черными; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты около 86 м.
Палеогеновая система
Талицкая свита (палеогеновый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми . Толщина до 120 м.
Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми, аргиллитоподобными с гнездами глауконита. Толщина свиты до 203 м.
Тавдинская свита (верхняя часть эоценового и нижняя часть олигоценового отделов) представлена глинами зелеными, вязкими с гнездами алевролита, с прослоями и линзами глинистого сидерита. Толщина свиты до 170 м.
Атлымская свита (нижняя часть олигоценового отдела) представлена песками серыми, мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми.
Новомихайловская свита (средняя часть олигоценового отдела) литологически представлена чередованием глин, песков, алевролитов и бурых углей. Толщина свиты до 80 м.
Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми сильно глинистыми. Толщина свиты около 40 м.
Четвертичная система
Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина отложений не превышает 40 м.

Таблица 2.1.

Стратиграфическая характеристика разреза скважин

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

От (кровля)

До (подошва)

название

индекс

0

40

100

200

330

500

660

770

820

940

980

1720

1830

1890

40

100

200

330

500

660

770

820

940

980

1720

1830

1890

2500

Четвертичные отложения

Туртасская свита

Новомихайловская свита

Алтымская свита

Тавдинская свита

Люлинворская свита

Талицкая свита

Ганькинская свита

Березовская свита

Кузнецовская свита

Покурская свита

Алымская свита

Вартовская свита

Мегионская свита

Q

Р

Р

Р - Р

Р - Р

Р

Р

К

К

К

К -К

К

К

К

2.1.2 Тектоника

Месторождение приурочено к Федоровскому куполовидному поднятию II порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. Оно включает несколько поднятий III порядка: Северо-Сургутское - самое южное, вытянутое в меридиональном направлении, собственно Федоровское - расположено в западной части Федоровской структуры, к востоку от него расположено Моховое поднятие, восточнее - Восточно-Моховое поднятие.

По горизонту “Б” Федоровская структура второго порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную, изометрическую складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка, оконтуривающимися изогипсами 2600-2625 м.

Из структуры третьего порядка самым южным из поднятий является Северо-Сургутское, которое вытянуто в меридианном направлении. Оконтуривающая изогипса 2600 м. Объединяет несколько куполовидных поднятий и раскрывается на Вершинное поднятие, (входящее в состав Яунлорского месторождения). Если в отчете за 1978 г. куполовидные поднятия в районе скважин 65 и78 входили в состав, собственно, Федоровской структуры, то по новым данным эти куполовидные поднятия остались в пределах оконтуривающей изогипсы 2600 м. Северо-Сургутского поднятия. Южный купол Северо-Сургутского поднятия в районе имеет амплитуду 11 метров и по замыкающей изогипсе 2575 м., размеры 5.5х1.8 км. Размеры куполовидного поднятия в районе скважины 65-4.6х2.2 км., амплитуда - 11 метров. В районе скважины 78 куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе 2575 м. Имеет размеры 4.5х3.0 км, амплитуда - 26м.

В западной части Федоровской структуры расположено поднятие III порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в ее границах размер 13.5х4.7 км., амплитуда до 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2 %. Это поднятие имеет линейно вытянутую форму в меридианном направлении.

На северо-западе к Федоровскому поднятию примыкают Оленье, (район скв. 73) и Варьеганское, (район скв. 85) поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Оленье поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями, по замыкающей изогипсе 2600 м., размеры самого крупного из них 2.6х4.8 км.

Непосредственно к востоку от Оленьего поднятия, в районе скважин 80 и 83, расположена группа локальных поднятий оконтуриваемых изогипсами 2625 м, которые объединяются в 1-ое Юрское поднятие, по своим размерам они очень небольшие.

На востоке Федоровская структура граничит с Моховым поднятием, отделяясь от него неглубоким прогибом. Моховое поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание. Само поднятие оконтуривается изогипсой 2600 м., в пределах которой имеет размер 3.8х3.2 км., амплитуда до 21 метра.

Все перечисленные поднятия: Северо-Сургутское, Федоровское, Варенское, Моховое с юга, севера и востока оконтуривается общей изогипсой 2625 м и представляет собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридианном направлении, с восточным и западным ответвлениями. С запада изогипса 2625 м раскрывается на Яунлорскую группу поднятий (Вершинное, Южно-Вершинное).

К востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое, которое по замыкающей изогипсе 2625м, размеры 16.2х9.5км с амплитудой 41м.

Таким образом, Федоровское месторождение включает несколько поднятий: Федоровское, Моховое, Восточно-Моховое, Оленье, Северо-Сургутское, Варенское. По кровле пласта БС10 Федоровское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой 2260 м. Все локальные структуры III порядка, внутри этого контура выделяются, довольно, четко и представляют собой брахиантиклинальные складки, различной ориентации. К наиболее крупным на рассматриваемой территории относятся три структуры: Моховая, Федоровская, Восточно-Моховая.

Структурные планы по кровле продуктивных пластов сходны, в основном, между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоев.

2.2 Характеристика продуктивных горизонтов

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4, АС61, АС5-8, АС7-8, АС9, БС1, БС2), усть-балыкской свиты (пласты БС101, БС10) и ачимовской толщи (пласты БС16, БС17, БС18). Из 12 залежей 7 нефтяных (пласты БС1, БС2, БС101, БС10, БС16, БС17, БС18) и 5 нефтегазовых (пласты АС4, АС61, АС5-8, АС7-8, АС9). Геологический профиль продуктивных пластов АС4-7, БС10 на рис.2.5.

Залежи пласта БС 10.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, представленных темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников, в разрезе которых выделяются продуктивные пласты БС.

Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом, а, возможно, зоной глинизации. Пласт БС10 характеризуется, в основном, очень высокой продуктивностью.

Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт с некоторой долей условности разделен на две пачки - БС10В (верх) и БС10Н (низ). Пласт БС11, который был выделен на Моховой площади, вошел в объем пласта БС 1.

Верхняя пачка представлена мощными монолитными песчаниками, хотя характер ее распространения в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-Моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м, уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м. В западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка имеет толщину от 10 до 13 м. В центральной части месторождения (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению - 27,5 м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах нижняя пачка полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,1 м.

Среднее положение ВНК 2242,6 м. На Моховой площади отмечается небольшой его наклон в юго-восточном направлении до 2246 м.

Залежь пластово-сводовая, высота залежи до 70 м, размеры 37,75* 47,25 км.

Основные параметры продуктивных пластов приведены в таблицах 2.2. и 2.3.

Таблица 2.2

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры

Пласт АС4

ПластАС5-6

ПластАС5-8

ПластБС10

Средняя глубина залегания,м

1775

1807

1825

2293

Тип залежи

Пластовая сводовая

Пластовая сводовая

Пластовая сводовая

Пластовая сводовая

Тип коллектора

терригенный

терригенный

терригенный

поровый

Средняя общая толщина, м

10,6

38,4

40,0

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

4,3

5,6

4,5

10,2

Средняя газонасыщенная толщина, м

41,1

6,9

Пористость доли един.

0,256

0,260

0,240

0,240

Проницаемость,

мкм х 10 і

0,507

0,532

0,265

Пластовая температура, °С

56

58

67

Пластовое давление, Мпа

18,8

18,8

23,2

Давление насыщения, Мпа

14,6

13,8

15,3

Газовый фактор, м3/т

51

51

91

Кроме основных продуктивных горизонтов на месторождении испытаны пласты БС1 и АС12. При испытании получена пластовая вода.

Продуктивные пласты

Пласт БС-10

Коллекторы пласта БС-10 представлены песчаниками кварц-полевошпатного состава (содержание кварца -34 %, полевых шпатов - 45 %, обломков горных пород - 9,5 %, слюды - 2.9 %), мелко и средне сцементированные (содержание фракций: >0.1-49.7%, 0.1-0.01-40,7%, <0.01-9,6 %). Цемент песчаников каоленит-хлорит гидрослюдистого состава.

Пористость пород коллекторов определялась как по керну, так и по геофизическими методами отдельно для нефтяной и водонефтяной зон.

Проницаемость определялась по керну и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, расположенных главным образом в пределах Моховой площади (15 скважин). Среднее значение проницаемости определены для нефтяной и водонефтяной зон, для месторождения в целом, и составляют соответственно 244, 193, 227 мд.

По промысловым данным среднее значение проницаемости по 24 скважинам составляет, по методу установившихся отборов 160 мд. Среднее значение проницаемости по данным исследования скважин составляют на Федоровской-106 мд, Моховой-184 мд, Восточно-Моховой-150 мд. По данным исследования керна по площадям она распределена соответственно 179, 207 и 204 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется коэффициенты проницаемости по данным промысловых исследований .

Насыщенность связанной водой пласта БС-10 определена по данным исследования керна, которая равна: по Федоровской площади 0.331, Моховой-0.301, Восточно-Моховой -0,276. По промыслово-геофизическим исследованиям коэффициент нефтенасыщения составляет в целом по месторождению по нефтяной зоне-0.73, для водонефтяной зоны - 0.61. При подсчете запасов была принята величина, определенная геофизическими методами (0,78 для нефтяной части залежи, 0,66 для водонефтяной части). Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС-10 по проницаемости был проведен анализ по 298 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная (по разрезу) неоднородность несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0.504 и 0.207 (квадрат коэффициента вариации). Ниже приводится таблица зональной и послойной неоднородности.

Таблица 2.3.

Сравнительная таблица физико-коллекторских параметров

Объекты

Площади

Пористость керн геоф.

Нефтенасыщенность керн геоф.

Проницаемость керн геоф.

АС 5-6

Федоровская

0,260

0,25

0,707

0,6

395

328

Моховая

0,265

0,25

0,746

0,6

514

328

Вос-Моховая

0,265

0,721

239

218

БС1

Федоровская

0,246

0,669

179

106

Моховая

0,238

0,23

0,699

0,73/0,661

207

184

БС 10

Вос-Моховая

0,225

0,724

204

160

Таблица 2.4.

Таблица зональной и послойной неоднородности для продуктивных пластов.

Пласты

Количество определений

Количество скважин

Зональная неоднородность

Послойная Неоднородность

АС 5-6

197

23

0,274

0,378

БС-1

64

13

0,259

0,242

БС-10

298

28

0,274

0,504

Пласт БС-1

Коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0.229 по 0.289, составляет в среднем 0.265. Проницаемость в среднем составляет 232 мд. При вариациях от 38.7 мд. по 668.3 мд.

Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33.4 и в среднем составляет 21.1%.

Остаточная водонасыщенность колеблется от 18.7 % по 37 % составляя в среднем 27.9%.

Промысловые исследования по пласту БС-1 проведены в 5 скважинах. Продуктивность пласта составляет 1.13м3/сут ат. Гидропроводность пласта составляет 26.2см/спз, проницаемость -218мд. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218мд).

Пласт АС 7-8

Пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0.249 до 0.273 и составляет в среднем 0.260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС 7-8 равна 0.25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127.3 до 559.8 мд. Составляет в среднем 272 мд. на Восточно-Моховой и 314мд. на Моховой площадях.

Промысловые исследования пласта АС 7-8 проведены лишь в одной скважине, где продуктивность пласта составила 0.26 м3/сут*ат, проницаемость пласта 182 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0.61 для нефтяной оторочки и 0.28 для “газовой шапки”. Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18.4 %.

Пласт АС 5-6

Коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой. По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части -0.277, для нефтяной 0.265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0.267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0.250. Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами.

Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49.6 по 1203 мд, составляет в среднем 454 мд. Промысловым исследованиями охвачено 7 скважин, в том числе 2 на Восточно-Моховой площади 1.35 м3/сут*ат на Моховой 1.14 м3/сут* ат. проницаемость соответственно 297 мд. и 342 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям.

Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по пластам Федоровского месторождения представлены в таблице 2.5. Карта пористости и проницаемости Федоровского месторождения пласта АС 4-8 на рис.2.6 и 2.7.

Таблица 2.5.

Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по пластам Федоровского месторождения

Пласт

Участок Месторождения

Проницаемость,

(10 -3 мкм2)

Пористость

(%)

Водоудерживающая Способность, (%)

средняя

коэф. вар.

1

2

3

4

5

6

9

в целом

315

99

39

82

в т.ч. газонасыщенная часть

328

26

37

99

Нефтенасыщенная часть

315

25

37

Моховая площадь в целом

121

Газонасыщенная часть

287

26

39

122

Нефтенасыщенная часть

233

26

41

Федоровская площадь

144

в целом, газ, нефть.

233

25

38

Восточно-моховая (север)

62

Нефтенасыщенная часть

392

26

40

55

Газонасыщенная часть

433

26

35

Восточно-моховая (юг)

74

в целом, газ, нефть.

418

26

32

в целом

94

в т.ч. газонасыщенная часть

582

26

28

74

Нефтенасыщенная часть

617

26

29

Федоровская площадь

-

в целом, газ, нефть.

540

25

28

Моховая площадь в целом

94

в целом, газ, нефть.

582

26

28

66

Северо-Сургутская площадь

(водонасыщенная часть)

173

26

30

108

в целом

396

26

30

115

в т.ч. газонасыщенная часть

439

26

31

78

Нефтенасыщенная часть

528

26

29

99

Моховая площадь в целом

445

26

32

97

в т.ч. газонасыщенная часть

382

26

34

75

Нефтенасыщенная часть

621

26

29

68

Восточно-моховая (север)

304

26

29

62

Нефтенасыщенная часть

358

26

28

60

Газонасыщенная часть

331

26

29

Восточно-моховая (юг)

141

в целом, газ, нефть.

445

26

30

в целом, газ, нефть.

-

(по аналогии с Яунлорским месторождением)

87

26

-

164

в целом нефтенасыщенная часть

242

26

31

Федоровская площадь

75

Нефтенасыщенная часть (без аномального значения К пр.)

477

27

26

60

Моховая площадь в целом

180

25

36

164

Нефтенасыщенная часть

242

26

31

63

Северо-Сургутская площадь (без высоко проницаемых прослоев)

352

26

26

Федоровская площадь

43

Нефтенасыщенная часть

363

26

23

Моховая площадь в целом

Нефтенасыщенная часть

254

-

26

31

Северо-Сургутская площадь в целом и нефтенасыщенная часть.

215

-

26

31

БС-10”

в целом нефтенасыщен. часть

194

70

24

27

Восточно-Моховая (север)

194

70

24

27

Восточно-Моховая (юг)

125

-

24

30

БС10

В целом

264

118

24

30

(низ)

В т. нефтенасыщен.часть

283

117

24

29

Федоровская площадь в целом

200

100

24

32

В т.ч. нефтенасыщенная часть

253

80

24

29

Моховая в целом

302

113

24

33

В т.ч. нефтенасыщенная часть

310

113

24

29

Восточно-Моховая (север)

220

80

23

29

В т.ч. нефтенасыщеная

211

80

23

30

Восточно-Моховая (юг)

194

-

23

30

Нефтенасыщенная часть

209

90

23

29

БС-10

В целом

135

111

25

32

(низ)

Нефтенасыщенная часть

129

82

25

36

Моховая площадь в целом

158

117

24

36

Нефтенасыщенная часть

187

106

25

34

Восточно-Моховая (север)

94

120

25

38

Восточно-Моховая (юг)

135

111

25

32

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пласт БС-10

Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 116 ат. до 215 ат. При пластовом давлении 229-223 ат и 104 м3/м3 до 161 м3/м3 . Следует отметить, что как давление насыщения, так и газосодержание для отдельных участков месторождения изменяется неравномерно- для Моховой площади от 139 ат до 215 и от 114 м3/м3, для Федоровской от 116 до 139 ат. И до 121 м3/м3, для Восточно-Моховой до 166ат. , газосодержание до 121 м3/м3.

По своему химическому составу нефть пласта БС-10 метаново-нафтеновая с содержанием серы 0.8 - 1.2 %, парафина 3 - 5 %, смол и асфальтенов 6 - 11 %, Содержание фракций, выкипающих до 300 0С, составляет 43-52 %. Плотность сепарирарованной нефти по пласту БС-10 изменяется 0,857 г/см3 . Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1.3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1.17 спз.

Пласт БС-1

Залежь пласта БС-1 охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.

Нефть залежи пласта БС-1 отличаются повышенной плотностью (0,898г/см3) и вязкостью (в пластовых условиях 4.9 спз.), низким объемным коэффициентом 1.12 , давлением насыщения 122 ат. И газовым фактором 45.7 м3/м3. По составу нефть высокосернистая (1.86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14.6 %), парафинистая (3.94 %).

Пласты АС 4-8

Залежь нефти пластов АС 4-8, имеющая высоту около 10-12 м, охарактеризована высокой плотностью от 0.880 до 0.920 г/см3 (средняя -0.903г/см3), высокой вязкостью до 128 сСт. при 20 0С, содержание смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракций, высоко выкипающих до 3000С, в среднем составляет 28 %. Таким образом, по физико-химическим свойствам нефти подгазовой залежи значительно хуже нефтей пласта БС-10.

Кроме нефтей основных продуктивных пластов БС-10 и АС 4-7, имеются также анализы нефтей пласта ЮС-2, которые имеют высокий удельный вес 0.9 г/см3, высокую вязкость в поверхностных условиях 65-82сСт и низкий процент фракций, выкипающих до 3000С 26-29 %.

По Федоровскому месторождению проанализированы 36 проб газа по 17 скважинам их нефтяной, газовой и водоносных частей продуктивных пластов БС10, БС-1, АС 4-7. Анализы газа сделаны по 7 пробам, отобранным из нефтяной части залежи и 6 из водоносной. Газ нефтяной части характеризуется низким содержанием метана 69-87 % по объему, более высоким содержанием тяжелых углеводородов (С3 -С6) до 19 % объемных, что характерно для легких нефтей. Газ пластовых вод значительно отличается от газа нефтяной части, где содержание метана достигают 88-93% по объему.

Пласты БС-1

Анализы газа сделаны по 5 пробам нефтяной части и 3 по водоносной части. Газы водоносной и нефтяных частей слабо отличаются по содержанию метана и некоторых других компонентам.

Пласты АС 4-7

Анализы газа выполнены по газовой, нефтяной и водоносной частям пласта. Содержание метана в исследованных пробах от 93 до 97%.

Несколько отличаются газы нефтей по содержанию более тяжелых углеводородов (С3, С4) количество которых по объему составляет от 1 до 3 %, в то время как по газам, отобранным из водоносных пластов и газовой “шапки”, их содержание не превышает 0.5 -1 %, что характерно для большинства нефтяных залежей.

В таблицах 2.6.-2.7. представлены физические свойства, хим. состав пластовых вод и жидкостей по пластам Федоровского месторождения.

Таблица 2.6

Химический состав пластовых вод Федоровского месторождения

Пласт

Тип воды по В.А.Сулину

Ионный состав

Диапазон изменений

г/экв/м3

АС-4

Хлоридно-

СL --

275.6 - 313.3

Кальцевый

НСО3 --

3.0 - 16.1

Са 2+

10.7 - 17.2

Мg 2+

3.4 - 4.5

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены