Интенсификация добычи нефти с помощью соляно-кислотных обработок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК



Оглавление

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Геолого-физические характеристики

1.2 Свойства и состав нефти, газа, воды

1.3 Запасы нефти, газа и КИН

2. Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки

2.2 Состояние выработки запасов

3. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи нефти

3.1 Обработка призабойной зоны пласта

3.2 Расчёт соляно-кислотной обработки

3.3 Расчёт экономической эффективности СКО

3.4 Расчет экономического эффекта от проведения СКО

Вывод

Список литературы



Введение

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока нефти , так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

На сегодняшний день существует различные методы по интенсификации притока нефти , Вот самые основные из них :

* гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.;

* соляная обработка и её варианты;

* гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой. В данной работе будет рассмотрен пример соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины .

Объектом исследования является Гремихинское месторождение.

Предметом исследования является обработка призабойной зоны скважины с помощью соляной кислоты

Целью курсовой работы является оценка и анализ соляно-кисотной обработки призабойной зоны скважины

Методы исследования курсовой работы:

- анализа литературы;

- анализа нормативно-правовой документации по теме курсовой работы;

- сравнение;

- теоретический анализ ;

- обобщение.

Практическая значимость работы заключается в том чтобы на теоретической основе показать технологическую и экономическую эффективность соляно-кислотной обработки .

1. Геологический раздел

1.1 Геолого-физические характеристики

Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв.123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Породы кристаллического фундамента в пределах месторождения не вскрыты. По данным региональных сейсморазведочных работ отложения кристаллического фундамента зафиксированы на глубине 7800 м. Протерозойские отложения осадочного чехла представлены отложениями рифея и венда и вскрыты скважинами 81Р, 82Р и 123Р. Сводный геологический разрез представлен на графическом приложении 1. Ниже приводится краткая литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных отложений.

Рифей -R

Породы представлены известняками и доломитами серыми и коричневато-серыми, мелкозернистыми, местами окремнелыми. С кровлей карбонатных отложений рифея связан отражающий горизонт VI.Вскрытая толщина на месторождении 137 м.

Венд -Vend

Вендские отложения незначительной толщины с резким стратиграфическим несогласием перекрывают отложения рифея. Представлены темно-серыми аргиллитами, брекчиями, конгломератами, гравелитами и песчаниками. К поверхности вендских отложений приурочен отражающий горизонт V.Толщина 2-24 м.

Девонская система

Девонские отложения представлены породами среднего и верхнего отдела.

Средний отдел -D₂

Живетский ярус-D₂g

Живетский ярус представлен терригенными отложениями ардатовского и муллинского горизонтов. Породы представлены светло-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина 54-67 м.

Верхний отдел -D₃

Франский ярус -D₃f

Коми надгоризонт -D₃k

Пашийский горизонт -D₃p

Горизонт сложен переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых и зеленовато-серых алевролитов с растительными остатками.Толщина 17-22 м.

Тиманский горизонт -D₃tm

Отложения представлены, в основном, аргиллитами зеленовато-темно-серыми, тонкослоистыми с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт III.

В кровле горизонта прослеживается небольшая карбонатная пачка толщиной 2-3 м. Породы представлены коричневато-серыми скрытокристаллическими известняками и серыми с зеленоватым оттенком доломитами с зернами пирита.Толщина 26-28 м.

Российский надгоризонт -D₃r

Представлен карбонатными отложениями саргаевского и доманиковского горизонтов.

Саргаевский горизонт -D₃sr

Горизонт сложен известняками коричневато-серыми, участками глинистыми, иногда пористыми. В известняках отмечается трещиноватость.Толщина 8-12 м.

Доманиковский горизонт -D₃dm

Отложения представлены известняками коричневато-темно-серыми, скрытокристаллическими, участками переходящими в черные битуминозные известняки.Толщина 31-34 м.

Донской надгоризонт -D₃d

Мендымский горизонт -D₃md

Горизонт сложен известняки коричневато-серыми, участками светло-серыми кристаллическими с включениями кальцита.Толщина 27-37 м.

Воронежский+евлановский+ливенский горизонты -D₃vr+ev+lv

Нерасчлененная толща франского яруса представлена известняки серыми до светло-серых, участками окремнелыми с включениями кальцита.Толщина 229-267 м.

Фаменский ярус -D₃fm

Нерасчлененная толща фаменского яруса представлена известняками светло-серыми, скрытокристаллическими, с прослоями белых мелоподобных разновидностей. В подошве залегают доломиты светло-серые, мелкозернистые. Толщина 128-263 м.

Каменноугольная система

Отложения каменноугольной системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел - С₁

Отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус - С₁t

Турнейский ярус представлен черепетским и нерасчлененным малевско-упинским горизонтами.

Малевско-упинский горизонт - C₁ml-up

Породы горизонта представлены известняками от светло-серых до коричневато-серых плотных, участками глинистых. В отложениях выделяется пласт-коллектор Ct-IV.Толщина 19-42 м.

Черепетский горизонт - С₁crp

Отложения представлены глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. К пористым разностям приурочены пласты-коллекторы: Ct-II и Ct-III. К кровле карбонатных отложений приурочен отражающий горизонт ОГ IIп.Толщина 11-29 м.

Визейский ярус -С₁

Кожимский надгоризонт -С₁ok

Бобриковский горизонт - С₁bb

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Местами песчаники сильно пиритизированы. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами С-V и C-VI.Толщина 10-36 м.

Окский надгоризонт - С₁ok

Тульский горизонт - С₁tl

По литологическому составу тульский горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Карбонатная пачка представлена глинистыми известняками с прослоями аргиллитов и алевролитов толщиной 7-8 м.

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами C-II, C-III, C-V, реже с пластом C-I, который встречается в виде линз.С кровлей терригенных отложений тульского горизонта связывается опорное отражение ОГ II.

Толщина 21-32 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты - С₁а_l+mh+vn

Карбонатные породы нерасчлененной толщи окского надгоризонта представлены серыми и темно-серыми доломитами и известняками светло-серыми до белых, скрыто- и мелкокристаллическими, с прослоями аргиллитов и ангидритов. В подошве выделяются терригенные отложения алексинского горизонта, представленные светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и доломитов, толщиной 6-9 м.Толщина 107-158 м.

Серпуховский ярус - С₁s

Отложения представлены светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 69-91 м.

Средний отдел - С₂

Отложения среднего карбона представлены башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус - С₂b

Литологически башкирский ярус представлен, в основном, известняками, участками кавернозными, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются песчаниковидные, разнозернистые и пелитоморфные разности. В разрезе башкирского яруса выделяются нефтенасыщенные пласты-коллекторы: А_4-1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Основными коллекторами нефти являются песчаниковидные известняки серые и светло-серые, массивные, всегда интенсивно и равномерно насыщенные нефтью.К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт ОГ IIб.Толщина 67-81 м.

Московский ярус - С₂m

Верейский горизонт - С₂vr

Горизонт сложен преимущественно органогенно-обломочными и псевдооолитовыми известняками и аргиллитами, с отдельными прослоями алевролитов и доломитов. В разрезе верейского горизонта выделяются пласты-коллекторы В-0, В-I, В-II и В-III, разделенные глинистыми пачками. Промышленная нефтеносность приурочена к пластам В_II и В_III. Основными коллекторами являются псевдооолитовые известняки серо-коричневые, песчаниковидные, слабосцементированные. Нижняя граница горизонта проходит по кровле «чистых» башкирских известняков, верхняя - по подошве карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Толщина составляет 47-51 м.

Каширский горизонт - С₂ ks

Отложения представлены переслаиванием известняков, доломитов и аргиллитов. Известняки серые, органогенные плотные и пористые. Доломиты от светло-серых до темно-серых, скрытокристаллические, содержат включения гипса и ангидрита. Толщина 64-74 м.

Подольский горизонт - С₂ pd

Представлен чередованием известняков и доломитов. Известняки серые, светло-серые, скрытокристаллические, массивные, местами доломитизированные. Доломиты серые, с включениями гипса.Толщина 52-62 м.

Мячковский горизонт - С₂ mс

Отложения горизонта представлены чередованием известняков и доломитов светло-серых, плотных, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 67-83 м.

Верхний отдел - С3

(Нерасчлененные касимовский (С₃k)+ гжельский (С₃g) ярусы)

Разрез представлен чередованием светло-серых доломитов, скрытокристаллических, реже мелкокристаллических и известняков с включениями ангидрита. Толщина 130-160 м.

Пермская система

Пермская система представлена нижним и верхним отделом.

Нижний отдел - Р1

Ассельский ярус - Р₁as

Ассельский ярус сложен известняками и доломитами светло и коричневато-серыми, с включениями и прослойками голубовато-серого ангидрита и гипса.Толщина 83-106 м.

Сакмарский ярус - Р₁s

Разрез представлен сульфатно-карбонатными породами. Известняки серые и светло-серые, органогенные и органогенно-обломочные, с включениями ангидрита и гипса. Доломиты светло-серые и серые, тонкозернистые. Ангидриты голубовато-серые, плотные.Толщина 120-127 м.

Кунгурский+артинский ярусы - Р1kg+ar

Сложены толщей сульфатно-карбонатных отложений, представленных доломитами с прослоями известняка, ангидрита и гипса. С границей смены терригенных отложений верхней перми на сульфатно-карбонатные отложения нижней перми связан отражающий горизонт I.Толщина от 48 до59 м.

Верхний отдел - Р₂

Отложения представлены терригенными породами уфимского, казанского и татарского яруса: пестроокрашенными песчано-глинистыми отложениями - алевролитами, песчаниками и глинами. В нижней части отдела, глины и алевролиты сильно загипсованы.Толщина 400-503 м.

Четвертичная система - Q

Отложения представлены делювиальными и аллювиальными образованиями песчано-глинистого состава.Толщина до 10 м.

Нефтяные залежи верейского горизонта

Пласт B-II состоит из одного, реже двух, иногда трех-четырех проницаемых пропластков, разделенных перемычкой толщиной 0,1-1,2 м. Средняя толщина перемычек, разделяющих коллекторы, составляет 0,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 5,4 м до 8,4 м, в среднем составляет 6,8 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,6 м до4,0 м, в среднем 2,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта -2,6 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность -74 %.

Залежь пласта В-II пластовая сводовая. Размеры залежи - 7,8Ч3,5 км, амплитуда -64 м.

Пласт B-III состоит из одного-двух, реже трех, иногда четырех проницаемых пропластков. Средняя толщина непроницаемых разделов составляет 2,5 м, изменяясь в диапазоне 0,2-4,5 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 м до 9,0 м, в среднем составляет 7,4 м. Общая эффективная толщина варьирует от 0,3 м до 4,0 м, составляя в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам -1,6 м. В 15 скважинах (скв. 15, 349, 364, 394, 406, 420, 644, 655, 693, 862, 863, 896, 989, 990, 996) коллектор пласта замещен плотными глинистыми известняками. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 16%, нефтенасыщенность - 66%.

В значительном количестве скважин по ГИС выделены коллекторы с неясным характером насыщения. Такие коллекторы, расположенные гипсометрически выше принятого ВНК, условно отнесены к нефтяным, ниже ВНК - к водонасыщенным.

Залежь пласта В-III пластовая сводовая. Размеры залежи - 7,7Ч3,2 км, амплитуда -58 м.

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин верейского горизонта представлена на графическом приложении 8.

Нефтяная залежь башкирского яруса

Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено основная часть (83%) геологических запасов нефти месторождения. Продуктивные отложения башкирского яруса представлены, в основном, известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются разнозернистые и пелитоморфные разности. Нефтесодержащими коллекторами являются известняки серые и светло-серые, массивные.

Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований керна, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Согласно стратиграфической схеме, принятой в 1985 году для среднего и верхнего палеозоя Русской платформы, в башкирском ярусе выделяются пласты: А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Каждый пласт характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделен от выше- и нижележащих непроницаемыми плотными перемычками. На отдельных локальных участках эти перемычки практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность залежи.

Продуктивные пласты башкирского яруса (А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7) объединены в единый подсчетный объект, далее описываемый как залежь пласта A₄.

Башкирская залежь пласта A₄ состоит из 7-26 проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 до 25,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 64 м до 82 м и составляет в среднем 71,2 м. Средняя вскрытая нефтенасыщенная толщина по скважинам -29,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность - 86%.

По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт вскрыт в 60 скважинах на отметках (-997,7)ч(-1006,2) м. Уровень ВНК условно прининят на абс.отметке минус 1002±4 м, как среднее значение водонефтяных контактов, выделенных по ГИС, с учетом результатов испытания в колонне скважин 481, 566, 114Р. Водонефтяной контакт продуктивных отложений башкирского яруса представляет собой сложную неровную поверхность. Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что башкирские пласты составляют единую залежь нефти.

Башкирская залежь почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Тип залежи пластово-массивный. Размеры залежи 8,2Ч4,0 км, амплитуда 77 м.

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин башкирского яруса представлена на графическом приложении 9.

Нефтяные залежи визейского яруса

Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Сопоставление индексации пластов визейского яруса

Индексация ПЗ 1993 г.	Тл-I	Тл-II	Бб-I	Бб-II	Бб-III
Современная индексация	C-I+C-II	C-III	C-IV	С-V	C-VI

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, с конкрециями пирита.

Пласт С-I залегает в кровле терригенной пачки тульского горизонта, имеет ограниченное распространение, характеризуется линзовидным строением и прослеживается преимущественно в центральной части месторождения. Пласт С-I сложен преимущественно алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями, и лишь в некоторых скважинах встречаются линзы песчаников толщиной 0,4-1,8 м, в единичных случаях до 3,3 м (скв.611). От нижележащего продуктивного пласта С-II отделяется глинистой пачкой, толщиной 0,6-2,2 м, в редких случаях песчаные пласты С-I и C-II сливаются в единый (скв.112Р). При подсчете запасов пласт С-I объединен с нижезалегающим, наиболее выдержанным пластом С-II в единый подсчетный объект С-I+II. Продуктивный пласт С-II представлен как песчаниками, так и алевролитами, иногда замещенными аргиллитовыми разностями.

Пласт С-I+II состоит из 1-5 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,9. Общая толщина пласта С-I+II изменяется от 2,3 до 12,0 м, в среднем составляет 5,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 7,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина -2,3 м. В скважинах 1501, 1515, 1512, 1604, 114Р, 117Р коллектор пласта замещен аргиллитовыми разностями. По данным ГИС средневзвешенная по толщине пористость пласта составляет в среднем 20 %, нефтенасыщенность - 71 %.

По пласту С-I+II выделяются четыре залежи, разделенные прогибами до 5 м: основная (р-н скв.121Р и 82Р), залежив районах скв.119Р, 366Р и 108Р. Основные характеристики залежей приведены в табл. 3.1. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

Пласт С-III состоит из одного-трех, иногда четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Пласт развит повсеместно, за исключением скважины 1530, в которой коллектор замещен глинистыми разностями. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 3,0 м до 7,6 м, в среднем составляет 5,4 м. Эффективная толщина меняется от 0,9 м до 4,5 м, в среднем -2,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта -2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность - 70%.

По пласту C-III выделяется пять залежей нефти. Залежи пласта C-III пластовые сводовые, основные параметры залежей приведены в таблице 3.1. Водонефтяной контакт по залежам принимается условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом испытаний в эксплуатационной колонне.

Пласт C-IV залегает в нижней части тульского горизонта, состоит из одного-двух, редко трех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,4. Общая толщина пласта изменяется от 2,5 до 4,6 м, в среднем - 3,4 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,8 м до 3,6 м, составляет в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 1,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность - 68%. В скважинах 79Р, 19, 36, 554, 1509, 1527 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

Согласно структурным построениям, по пласту C-IV выделяются четыре залежи нефти. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытания в колонне. Залежи пластовые сводовые, участками литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1.

Пласт С-V залегает в кровле бобриковского горизонта, развит повсеместно. Состоит из одного-трех, редко четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Общая толщина пласта изменяется от 4,8 до 7,6 м, составляет в среднем 6,1 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,4 м до 4,2 м, в среднем - 2,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам - 2,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20 %, нефтенасыщенность - 66 %.

По пласту C-V выделены четыре залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, их размеры, уровни водонефтяных контактов приведены в таблице3.1. ВНК приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытаний.

Пласт С-VI залегает в основании бобриковского горизонта. Состоит из одного-двух, редко трех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,6. Общая толщина пласта в пределах залежей нефти изменяется от 2,5 до 8,0 м и составляет в среднем 4,2 м. Эффективная часть пласта характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Общая эффективная толщина меняется от 0,5 м до 6,2 м, составляя в среднем 2,3 м. В скважинах 32, 549, 1505, 1562, 108Р, 113Р коллектор пласта замещен глинистыми разностями. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность - 70%.

По пласту C-VI выделены три залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, частично литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1. ВНК в районах скв. 121Р и 82Р приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 121Р и 82Р соответственно. В районе скв.1508 ВНК принят по аналогии с соседней залежью (р-н скв. 121Р).

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин визейского яруса представлена на графическом приложении 10.

Нефтяные залежи турнейского яруса

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками серыми, кристаллическими, с отдельными включениями раковин.

Эффективные толщины проницаемых пропластков в основном имеют толщины 0,4-1 м, редко более 1,1 м. По заключению ГИС значительная часть коллекторов представлены неясной или неопределенной характеристикой насыщения. Коллекторы с неясным характером насыщения, расположенные гипсометрически выше принятых ВНК, условно отнесены к нефтяным.

Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект - Сt-II+III. Пласт характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Состоит из 1-6, иногда 7-11 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 4,3. Общая толщина пласта в пределах контуров нефтеносности изменяется от 4,4 до 14,3 м. Общая эффективная толщина меняется от 1,4 м до 5,2 м, составляя в среднем 3,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта -2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 13%, нефтенасыщенность - 78%. В скважинах 11, 12, 17, 19, 111Р, 112А, 114Р, 115Р, 81Р, 9A, 517Р, 1531, 1561 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

По пласту Сt-II+III выделены две залежи нефти. Нефтеносность пласта установлена по ГИС и результатам испытания скв.121Р и 1524 в эксплуатационной колонне. Водонефтяные контакты залежей приняты условно по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС с учетом испытаний. Размеры залежей и уровни ВНК приведены в таблице 3.1.

Пласт Сt-IV малевско-упинского горизонта состоит из одного-трех, редко четырех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 2,45. Общая толщина пласта изменяется от 10 до 15 м, увеличиваясь на крыльях структуры до 17,3 м (скв.79Р), в пределах залежи нефти средняя общая толщина составляет 13,6 м. Общая эффективная толщина по скважинам варьирует от 0,9 м до 5,6 м, в контуре нефтненосности - от 2,5 м до 4,3 м и в среднем составляет 3,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам -3,0 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 12%, нефтенасыщенность - 73%.

Нефтеносность пласта установлена по результатам ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.366Р, где из интервала перфорации (-1258,9)ч(-1261,9) м получен приток безводной нефти дебитом 1,8 м³/сут. Как и ранее, выделена одна залежь нефти в районе скв. 366Р. Тип залежи пластовый сводовый, частично литологически ограниченный. Параметры залежи приведены в табл. 3.1. Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1261,0 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры	Объекты разработки
	верейский	башкирский	визейский	турнейский
Средняя глубина залегания, м	1097	1116	1375	1395, 1407
Тип залежи	Пластвая сводовая	Пластово-массивная	Пластовый сводовый	Пластовая сводовая, литологич. ограниченная
Тип коллектора	Поровый	Поровый	Поровый	Поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	19692	23087	6660	2184
Средняя общая толщина, м	14,1	71,2	24,1	12,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,0	23,4	6,8	2,3
Пористость, доли ед.	0,17	0,18	0,20	0,13
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.	0,71	0,86	0,68	0,76
Проницаемость, мкм2х10-3	341	415	658	152*
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,25	0,65	0,46	0,26
Расчлененность, ед.	2,70	17,13	8,52	3,51
Начальная пластовая температура, 0С	27,3	28	31	31,5*
Начальное пластовое давление, МПа	11,29	11,83	14,5	15,2*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	78,7	149,6	55,9	309,7*
Плотность нефти
в пластовых условиях, т/м3	0,9106	0,907	0,9061	0,917*
в стандартных условиях, т/м3	0,915	0,921	0,911	0,926*
Абсолютная отметка ВНК, м	-971 -974	-998 -1007	-1212 -1237,5	-1233 -1261
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,018	1,018	1,0105	1,02*
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,37	3,69	4,38	9,8*
Газосодержание нефти, м3/ м3	6,90	4,75	4,16	2,88*
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,334	1,333	1,402	1,36*
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1735	1,1738	1,1811	1,18*
Коэффициенты сжимаемости, 10-5 1/МПа
Нефти	6,79	6,7	6,62	-
Воды	4,577	4,574	4,634	4,531*
пористой среды	5,76	7,67	11,53	0,54*
Коэффициент вытеснения нефти , доли ед.**	0,509	0,480	0,528	0,358

1.2 Свойства и состав нефти, газа, воды

Верейские отложения

Нефть верейских отложений (табл. 3.35) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 57,0 до 146,2 мПа•с, составляя в среднем 78,7 мПа•с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 2,80 до 12,15 м³/т, составляя в среднем 6,90 м³/т, со средней плотностью 910,6 кг/м³, изменяющейся в пределах от 902,2 до 921,7 кг/м³, со средним давлением насыщения 3,37 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,30 до 4,96 МПа.

Башкирские отложения

Нефть башкирских отложений (табл. 3.36) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 55,0 до 280,0 мПа•с, составляя в среднем 149,6 мПа•с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 4,44 до 8,82 м³/т, составляя в среднем 4,75 м³/т, со средней плотностью 907,0 кг/м³, изменяющейся в пределах от 903,0 до 911,3 кг/м³, со средним давлением насыщения 3,69 МПа.

Визейские отложения

Нефть визейских отложений (табл. 3.37) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 43,6 до 66,6 мПа•с, составляя в среднем 55,9 мПа•с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 3,79 до 4,56 м³/т, составляя в среднем 4,16 м³/т, со средней плотностью 906,1 кг/м³, изменяющейся в пределах от 903,9 до 909,7 кг/м³, со средним давлением насыщения 4,38 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,5 до 7,8 МПа.

Свойства нефти в поверхностных условиях

Верейские отложения

Нефть верейских отложений (табл. 3.38) характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 913,4 кг/м³; высокосернистая: среднее содержание серы 3,24 %; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 23,9 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,75 %.

Башкирские отложения

Нефть башкирских отложений (табл. 3.39) характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 921 кг/м³; высокосернистая: среднее содержание серы 3,38; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 22,08 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,39 %.

Визейские отложения

Нефть визейских отложений (табл. 3.40) характеризуется как тяжёлая: средняя плотность 909,4 кг/м³; высокосернистая: среднее содержание серы 2,78; высокосмолистая: среднее содержание силикагелевых смол 23,73 %; парафинистая: среднее содержание парафина 3,87 %.

Свойства пластовых вод

Свойства пластовых вод Гремихинского месторождения изучались по верейским, башкирским и визейским отложениям.

По химическому составу пластовые воды верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов данного месторождения представляют рассолы хлоркальциевого типа (по классификации В. А. Сулина). Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не наблюдается.Степень минерализации в среднем по пробам пластовых вод верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов изменяется незначительно, соответственно 226,7 г/л, 240,1 г/л и 251,1 г/л.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти верейских отложений

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скв.	проб
Плотность при 200С, кг/м3	9	16	911.2	915.6	913.4
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	9	16	108.90	131.80	117.970
при 50ОС			24.03	31.70	29.036
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С	9	16	-22.00	-9.00	-17.625
Массовое содержание, %	9	9
Серы			2.63	3.44	3.24
Смол силикагелевых			19.90	25.60	23.90
асфальтенов			2.60	4.50	3.72
парафинов			2.80	4.40	3.76
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения, °С			45.00	64.00	52.111
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %	9	9
до 100°С			2.00	9.00	4.180
до 150°С			8.50	12.00	10.556
до 200°С			13.50	17.50	16.050
до 250°С
до 300°С			27.20	37.00	33.070
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002)	К-3.Т-4.Г-_.В_.ГОСТ Р 51858-2002

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти башкирских отложений

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5	6
Плотность при 200С, кг/м3	19	32	925.6	917.6	921.0
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	19	32	315.5	108.0	170.8
при 50ОС	19	32	53.0	24.2	38.2
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С	19	32	7.0	-44.0	-16.9
Массовое содержание, %	19	27
Серы			3.81	2.85	3.38
смол силикагелевых			28.40	9.46	22.08
Асфальтенов			9.10	2.81	5.25
Парафинов			4.70	0.70	3.39
Воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
Ванадий
Никель
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения, °С			95.00	52.00	68.72
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %	19	27
до 100°С			5.00	0.50	2.43
до 150°С			11.00	4.50	8.26
до 200°С			17.00	11.00	14.31
до 250°С
до 300°С			38.40	26.00	30.95
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002)	К-3.Т-4.Г-_.В_.ГОСТ Р 51858-2002

- Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти визейских отложений

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скв.	проб
Плотность при 200С, кг/м3	19	32	904.8	915.7	909.4
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	19	32	83.6	143.4	110.5
при 50ОС	19	32	23.0	32.2	26.7
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С	19	32	-23.0	-5.0	-17.2
Массовое содержание, %	19	27
серы			2.35	3.03	2.78
смол силикагелевых			19.90	26.20	23.73
асфальтенов			2.10	5.30	3.41
парафинов			2.40	4.50	3.87
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения, °С			51.00	82.00	67.00
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %	19	27
до 100°С			0.50	4.00	1.96
до 150°С			5.00	10.00	7.71
до 200°С			12.00	17.50	14.67
до 250°С
до 300°С			30.00	41.00	33.02
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002)	К-3.Т-4.Г-_.В_.ГОСТ Р 51858-2002

1.3 Запасы нефти, газа и КИН

Запасы нефти

В 2012 году на Гремихинском месторождении выполнен пересчёт запасов нефти, утвержденный ГКЗ Роснедра 26 декабря 2012 года (протокол № 3000-дсп). Изменение запасов нефти произошло за счёт изменения площадей нефтеносности (в отложениях нижнего карбона), изменения подсчётных параметров и коэффициентов нефтеизвлечения, а также передачи части запасов в нераспределённый фонд недр. Ниже приводится изменение запасов нефти по объектам учёта в соответствии с лицензиями:

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют

- по категории А+В+С₁90482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;

- по категории C₂ 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют

- по категории А+В+С₁32304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;

- по категории C₂58 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С₁в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. Подсчетные параметры и запасы нефти приведены в таблице 3.46. Сведения о состоянии запасов нефти, утвержденных ГКЗ и числящихся на Госбалансе на 01.01.2013 г., приведены в таблице 3.47.

Запасы растворенного газа на балансе не числятся ввиду низкого газосодержания и высокого содержания в нем азота (35-80 %).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Состояние запасов нефти на 01.01.2013 г.

Объект	Начальные запасы нефти, тыс. т	Текущие запасы нефти, тыс. т
	утвержденные ГКЗ Роснедра	на Государственном балансе на 1.01.2013 г
	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2 д. ед.	геологические	извлекаемые	КИН С1/С2 д. ед.	геологические	извлекаемые	текущий КИН С1/С2 д. ед.
	AВ+С1	С2	AВ+С1	С2		AВ+С1	С2	AВ+С1	С2		AВ+С1	С2	AВ+С1	С2
Распределенный фонд
Лицензия ИЖВ 00183 НЭ
Верейский (B-II+В-III)	8832	-	2658	-	0,301 / -	8832	-	2658	-	0,301 / -	7992	-	1818	-	0,095/ -
Лицензия ИЖВ 00182 НЭ
Башкирский (A4)	75517	-	27186	-	0,36 / -	75517	-	27186	-	0,360 / -	55133	-	6802	-	0,270/ -
Лицензия ИЖВ 00181 НЭ
Визейский (C-I+II, C-III, C-IV, C-V, C-VI)	5149	105	2151	43	0.418 / 0.405	5149	105	2151	43	0.418/ 0.405	3949	105	951	43	0.233/ -
Лицензия ИЖВ 00181 НЭ
Турнейский (Ct-II+III, Ct-IV)	434	-	88	-	0.203 / -	434	-	88	-	0.203 / -	429	-	83	-	0.012/ -
Всего по месторождению в распределенном фонде недр	89932	105	32083	43		89932	105	32083	43		67503	105	9654	43
Нераспределенный фонд
Башкирский (A4)	123	-	44	-	0,36 / -	123	-	44	-	0,36 / -	123	-	44	-
Визейский (C-I+II, C-III, C-IV, C-V, C-VI)	411	44	174	15	0,423 / 0,35	411	44	174	15	0,423 / 0,35	411	44	174	15
Турнейский (Ct-II+III, Ct-IV)	16	-	3	-	0,209 / -	16	-	3	-	0,209 / -	16	-	3	-
Всего по месторождению в нераспределенном фонде недр	550	44	221	15		550	44	221	15		550	44	221	15
Всего по месторождению	90482	149	32304	58		90482	149	32304	58		68053	149	9875	58

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вывод

Гремихинское месторождение расположено на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии, в 27 км к востоку от города Ижевска . В эксплуатацию введено в 1985 году .

В тектоническом отношении Гремихинское месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, к внутренней зоне развития ККСП (рис. 3.1). Месторождение расположено между Андреевским и Июльским валами, в пределах Ягано-Гремихинского горста-выступа.

Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв.123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией визейского, башкирского и верейского объектов разработки.

Среднее значение пористости для нефтенасыщенной части пласта равно 17%. Проницаемость равна для нефтенасыщенной части пласта - 391 мД, .

Нефть характеризуется как тяжёлая : средняя плотность 915 кг/м³ ;

Высокосернистая : среднее содержание серы 3 % ; высокосмолистая :

Содержание смол 23 % ; парафинистая : содержание парафина 3,5%.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С₁в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым .

2. Технологический раздел

Гремихинское месторождение в промышленную разработку введено в июне 1981 года. Закачка теплоносителя в пласты ведется с 1983 года.

В первые два года месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1983-1988 г. г., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. За последние пять лет пробурены:

- шесть скважин и два боковых ствола в 2008 году;

- две скважины и один боковой ствол в 2009 году;

- два боковых ствола в 2012 году.

С начала освоения месторождения в добыче нефти учавствовали 885 скважин, закачка воды осуществлялась в 251 скважину. Месторождение практически полностью разбурено, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 98,5 %. Под закачкой находилось ...