Анализ разработки пласта, объекта Д3 Западно-Коммунарское месторождение

Исследование коллекторских свойств залежей. Проведение геологических исследований месторождения Д3 Западно-Коммунарское. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика состояния пласта. Определение эффективности и рекомендации по его дальнейшей разработке.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 03.10.2017
Размер файла 3,3 M

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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Самарский Государственный Технический Университет.

Нефтетехнологический факультет

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему: «Анализ разработки пласта, объекта Д3 Западно-Коммунарское месторождение»

ВЫПОЛНИЛ

Студентка 4-НТ-7

Царькова Ксения Игоревна

ПРОВЕРИЛ

Руководитель курсового проекта

Кузнецова Татьяна Ивановна

Самара 2011

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

1.9 Выводы

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные решения проектных документов

2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки (до закачки воды)

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

2.4.1 Характеристика действующего добывающего фонда объекта ДIII

2.4.2 Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости

2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.6 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами

2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки

ВЫВОД

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д.).

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары. Вблизи Западно-Коммунарского месторождения находятся Ильменевское, Спиридоновское, Северо-Максимовское, Евгеньевское, Утевское и Дмитриевское месторождения, запасы которых утверждались в ГКЗ. Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (17 км) и Альметьевск-Самара (27,3 км). В районе месторождения расположены действующие водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи, линии связи.

Территорию месторождения пересекает асфальтированное шоссе Самара-Богатое. В 10 км к северо-востоку от Западно-Коммунарского месторождения проходит железнодорожная магистраль Самара-Оренбург с узловой станцией Кинель, расположенной в 23 км к северо-западу от месторождения. Ближайшие населенные пункты - с.с. Мал. Малышевка, Красносамарское, Домашка, Максимовка (рис. 1.1).

Климат района континентальный, с жарким и сухим летом и холодной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет +4,4 єС.

По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие - плюс 20,6 єС. Самым холодным месяцем в году является январь - минус 13,1 єС. Однако довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Абсолютный максимум составляет плюс 39 єС. Самая низкая температура воздуха минус 43 єС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм.

Рис. 1.1

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений.

1.3 Стратиграфия

В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на 6 поднятиях Западно-Коммунарского месторождения пробурено 74 скважины, из них породы архейского возраста вскрыли 37 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - 15 скважин; на Чаганском - 14; на Мало-Малышевском - 2; на Пеньковском - 1; на Можаровском -4 и Шарлыкском -1.

В геологическом строении Западно-Коммунарского месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов залегающих на поверхности кристаллического фундамента архейского возраста. Общая толщина осадочного чехла достигает 3290 м. Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на Западно-Коммунарском месторождении (лист 1).

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

АРХЕЙ

Породы кристаллического фундамента относятся к роговообманковым габброноритам. Максимально вскрытая толщина архея-52 м.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА

Девонские отложения, представленные верхним и средним отделами, с размывом залегают на породах кристаллического фундамента.

Средний отдел

Живетский ярус

Воробъевский горизонт среднего девона живетского яруса сложен глинами черными крепкими, встречаются зеркала скольжения. Толщина горизонта от 8 до 27 м.

Ардатовский горизонт сложен песчаниками, алевролитами, глинами.

В основании горизонта залегает песчаный пласт ДIII, являющийся промышленно нефтеносным. Песчаники светло-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, в различной степени алевритистые. Алевролиты темно-серые, сильно песчанистые, содержат обуглившиеся остатки флоры. В верхней части разреза прослеживается прослой плотного известняка (репер «остракодовый известняк»), который перекрывается пачкой глин. Толщина горизонта 58 - 83 м.

Муллинский горизонт залегает в кровле живетского яруса и представлен алевритисто-глинистыми отложениями, иногда с прослоями известняка. Толщина 4 - 20 м.

Верхний отдел

Франский, фаменский ярусы

Отложения среднего девона живетского яруса перекрываются осадками пашийского и тиманского горизонтов верхнего девона франского яруса, сложенных также терригенными породами.

Пашийский горизонт сложен песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинистыми породами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, сильно алевритистые до перехода в алевролиты. Они слагают пласты ДI/ (на Можаровском поднятии) ДI и ДII, с которыми связана промышленная нефтеносность. Раздел между пластами ДI и ДII сложен плотными глинами и алевролитами темно-серыми до черных, плотными, крепкими. Толщина горизонта 20 - 64 м.

В основании тиманского горизонта залегает глинистая пачка - репер «провал». Выше залегают известняки черного цвета, сильно глинистые с прослоями доломита. Толщина тиманского горизонта 16 - 60 м.

Выше залегают карбонатные отложения саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано-ливенского горизонтов средне-и верхнефранского подъярусов, а также фаменского яруса. В основном, это плотные известняки, прослоями глинистые и доломитизированные.

Толщина карбонатного девона составляет 447 - 784 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА

Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел

Турнейский, визейский, серпуховский ярусы

Нижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса; терригенной толщей бобриковского горизонта, терригенно-карбонатной-тульского горизонта и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса.

Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены алевролитами глинами и песчаниками. Глины аргиллитоподобные, темно-серые, чёрные, слюдистые, углистые, плотные, крепкие, с прослоями углистого сланца. Алевролиты углистые, участками песчанистые и пиритизированные, плотные, крепкие. В породах бобриковского горизонта прослеживаются прмышленно-нефтеносные пласты Б2 и Б2/, сложенные песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми, неравномерно пористыми с примесью углистого материала. В ряде скважин песчаники пласта Б2/ замещены алевролитами и глинами. Толщина бобриковского горизонта 24 - 43 м.

Покрышкой залежи пласта Б2 служат известняки плотные, крепкие, с включениями кальцита, местами с прослоями ангидрита (репер «плита»), переходящие выше по разрезу в переслаивание карбонатов и глин. В кровле тульского горизонта залегает песчаный пласт Б0, являющийся промышленно-нефтеносным. Песчаники темно-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, слабо и средне сцементированные, с включениями углистого материала. Толщина тульского горизонта 39 - 57 м.

Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, прослоями доломитизированные, плотные, кавернозные, уплотненные, окремнелые, в отдельных образцах керна по свежему сколу с запахом сероводорода и нефти. В кровле надгоризонта встречаются кристаллы ангидрита. Толщина 171 - 190 м.

Серпуховский ярус сложен известняками светло-серыми, скрыто кристаллическими, плотными, в подошве яруса залегают глины тарусского горизонта. Толщина серпуховского яруса 143 - 238 м.

Общая толщина отложений нижнего карбона достигает 793 м.

Средний отдел

Средний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов московского яруса.

Башкирский ярус представлен известняками местами глинистыми, массивными, пиритизированными. В кровле яруса залегает пласт А4, с которым связаны промышленные залежи нефти. Коллектором нефти служат известняки коричневато-серые, в основном органогенные и органогенно-обломочные, пористые, слабо кавернозные, средней крепости. Покрышкой залежи пласта А4 служит вышележащая глинисто-алевролитовая толща верейского горизонта. Толщина яруса 114 - 143 м.

На Западно-Коммунарском поднятии песчаники разно-,средне- и мелкозернистые; на Чаганском мелкозернистые, алевритистые, прослоями переходящие в алевролиты песчанистые. Толщина горизонта 75 - 91 м.

Каширский горизонт представлен известняками от темно-серого до черного цвета, глинистыми. Известняки содержат включения кальцита, фауну и обугливающиеся остатки флоры. К каширскому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Ао. Толщина горизонта 90 - 140 м.

Подольский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки темно-серые, плотные, крепкие, пористые, местами с примесью глинистого материала, местами содержат включения кальцита и остатки фауны. По свежему сколу отмечается запах сероводорода. Доломиты темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие. В отложениях подольского горизонта выделяются 5 прдуктивных пластов: Pd-V, Pd-II, Pd-II/, Pd-I и Pd-I/, нефтенасыщение которых выявлено по данным ГИС. Толщина горизонта 110 - 152 м.

Мячковский горизонт сложен известняками от светло -до темно-серых, крепкими, плотными, глинистыми, с включениями кальцита, частично доломитизированными, органогенно- обломочными, кавернозными. В известняках встречается глинистый материал и фауна. По материалам ГИС в пластах Мч-V, Мч-III, Мч-II отмечено нефтенасыщение. Толщина горизонта 110 - 150 м.

Верхний отдел

Верхний карбон представлен известняками с прослоями доломитов. Толщина отложений верхнего карбона 400 - 503 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА

Выше по разрезу залегают отложения пермской системы, представленные верхним и нижним отделами.

Нижний отдел

Нижний отдел представлен ассельским, сакмаро-артинским и кунгурским ярусами. Сложены они доломитами, иногда переслаивающимися с известняками и ангидритами. Толщина нижнего отдела достигает 303 м.

В отложениях кунгурского яруса выделяется газонасыщенный пласт KIIа, газонасыщение которого выявлено на Чаганском поднятии по данным ГИС и опробования ИПГ. Пласт сложен известняками серыми и тёмно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, прослоями кавернозными и доломитами пелитоморфными.

Верхний отдел

Верхняя пермь представлена уфимским, казанским и татарским ярусами. Отложения уфимского яруса сложены, в основном, мергелями иногда с прослоями сульфатных пород. Казанский ярус включает в себя калиновскую, гидрохимическую и сосновскую свиты. Калиновская свита сложена преимущественно известняками, в виде прослоев встречаются глины. Гидрохимическая свита представлена ангидритами с прослоями доломитов и гипсов. Сосновская свита сложена доломитами, мергелями, с прослоями ангидритов. Татарский ярус сложен, в основном, глинами, алевролитами и песчаниками. Известняки и доломиты играют подчинённую роль и встречаются, в основном, в нижней части яруса.

Толщина отложений верхней перми колеблется от 264 до 370 м.

Скоплений нефти и газа пермские отложения не содержат.

КАЙНОЗОЙ

Неогеновая система.

С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена толщиной от 0 до 119 м.

Четвертичная система

Завершается разрез широко распространенными по площади четвертичными осадками, представленными глинами, суглинками, алевролитами и разнозернистыми песками, толщиной от 1 до 37 м.

1.4 Тектоника

Западно-Коммунарское месторождение нефти в региональном плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону приурочено к западной бортовой части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западному (внешнему) борту Муханово-Ероховского прогиба (рис. 1.2).

Рис. 1.2

Для района Западно-Коммунарского месторождения от Можаровского до Мало-Малышевского поднятия характерно региональное погружение палеозойских отложений в юго-восточном направлении. Градиент погружения возрастает с глубиной от 9 м на 1 км по горизонту «В», до 21 м на 1 км по горизонту «А». Это осложняет локальные выступы фундамента, объединенные условно в непротяженные гряды (валы) и разделяющие их прогибы. По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных в 2005 году в пределах Западно-Коммунарского месторождения, на Можаровском и Шарлыкском поднятиях поверхность кристаллического фундамента погружается от абс. отм. минус 3075 м до 3150 м, на Чаганском и Пеньковском поднятиях от абс. отм. минус 3146 м до 3200 м и отмечается блоковое его строение. На формирование структурных планов по отражающим горизонтам «Т» и «У» значительное влияние оказало наличие Муханово-Ероховского прогиба. В восточной части участка, при сохранении общего структурного плана, он делится на внутреннюю и внешнюю бортовые зоны МЕП. Шарлыкское и Можаровское поднятия относятся к внешней бортовой зоне. Выше по разрезу отмечаются изменения размеров, конфигурации и амплитудной выразительности, иногда происходит выполаживание структурных форм, иногда поднятия в виде замкнутых не выделяются и им соответствуют структурные носы. В восточной части площади в субмеридиональном направлении картируются Низовский и Западно-Пеньковский локальные выступы. Вдоль западной границы участка прослежен фрагмент Сидоровского-Георгиевского грабенообразного прогиба, борта которого осложнены разрывными нарушениями. По отражающему горизонту «Д», сопоставляемому с поверхностью терригенных отложений девонского возраста, Сидоровско-Георгиевский прогиб не выделяется. Над северо-западным склоном локального выступа, осложняющего по отражающему горизонту «А» западный борт Сидоровско-Георгиевского ДГП, картируется Чаганское поднятие. Низовское и Пеньковское поднятия осложняют непротяженную приподнятую зону субмеридиональной ориентации, ограниченную сбросами того же направления. По отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта, над куполами Чаганской структуры картируется единое локальное поднятие северо-восточной ориентации. Размер Пеньковского поднятия уменьшается. По данным бурения и данным сейсморазведки на Чаганском и Пеньковском поднятиях установлены несоответствия структурных планов по отражающим горизонты «У» и «Д» .

1.5 Нефтегазоводоносность

Залежь пласта ДIII залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14-ю скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12-ти скважин (56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной 56.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи - 3,2Ч2,1 км, высота - 40 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Западно-Коммунарского месторождения показаны в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Параметр

Показатели

ЧНЗ

ВНЗ

в целом

Общая толщина,м

Среднее значение

22,6

17,8

18,3

Коэффициент вариации, доли ед,

-

0,41

0,39

Интервал изменения

от

-

6,8

6,8

до

-

32,7

32,7

Эффективная нефтенасыщенная толщина,

м

Среднее значение

11,4

4,9

5,6

Коэффициент вариации, доли ед,

-

0,78

0,73

Интервал изменения

от

-

2,4

2,4

до

-

14,5

14,5

Эффективная газонасыщенная толщина,

м

Среднее значение

-

-

-

Коэффициент вариации, доли ед,

-

-

-

Интервал изменения

от

-

-

-

до

-

-

-

Эффективная водонасыщенная толщина,

м

Среднее значение

-

7,9

7,9

Коэффициент вариации, доли ед,

-

0,60

0,60

Интервал изменения

от

-

2,2

2,2

до

-

16,0

16,0

Коэффициент песчанистости, доли ед,

Среднее значение

0,50

0,70

0,68

Коэффициент вариации, доли ед,

-

0,19

0,21

Интервал изменения

от

-

0,49

0,49

до

-

0,88

0,88

Коэффициент расчлененности, доли ед,

Среднее значение

6,0

3,4

3,7

Коэффициент вариации, доли ед,

-

0,36

0,39

Интервал изменения

от

-

2

2

до

-

6

6

Количество скважин, используемых для определения.

1

8

9

1.6 Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства изучаются по керну, ГИС и ГДИС. Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть», ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз» и института «СамараНИПИнефть».

Пористость (Кп) керна определялась по ГОСТ 26450.1-85 [7] методом жидкостенасыщения по Преображенскому, измерение газопроницаемости - в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 [8] - методами стационарной и нестационарной фильтрации воздуха. Измерения проницаемости (Кпр) производились на образцах в направлении параллельном напластованию.

Оценка водоудерживающей способности пород производилась методом центрифугирования.

По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.

Промыслово-гидродинамические исследования пластов (ГДИ) проводились ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть», ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Контроль-Сервис», ООО «СИАМ-Мастер». Расчет проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - по результатам исследований 11 скважин. Статистические показатели характеристик неоднородности пласта приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Параметр

Показатели

Значения

Коэффициент песчанистости, доли ед,

Среднее значение

0,68

Коэффициент вариации, доли ед,

0,21

Коэффициент расчлененности, доли ед,

Среднее значение

3,7

Коэффициент вариации, доли ед,

0,39

Количество скважин, используемых для определения.

9

Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Метод определения

Наименование

Проницаемость,

мкм2

Пористость,

доли ед.

Начальная

Насыщенность связанной

водой, доли ед.

нефтенасыщенность,

доли ед.

газонасыщенность,

доли ед.

Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт.

4

5

4

-

4

Количество определений, шт.

225

404

172

-

172

Среднее значение

0,1859

0,167

0,906

-

0,094

Коэффициент вариации, доли ед.

0,682

0,151

0,041

-

0,302

Интервал изменения

0,0070-0,7185

0,086- 0,221

0,800-0,965

-

0,035-0,200

Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт.

-

16

16

-

16

Количество определений, шт.

-

54

43

-

43

Среднее значение

-

0,158

0,884

-

0,116

Коэффициент вариации, доли ед.

-

0,200

0,041

-

0,315

Интервал изменения

-

0,100-0,210

0,720-0,943

-

0,057-0,280

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин, шт.

5

-

-

-

-

Количество определений, шт.

6

-

-

-

-

Среднее значение

0,0880

-

-

-

-

Коэффициент вариации, доли ед.

0,841

-

-

-

-

Интервал изменения

0,0280- 0,2200

-

-

-

-

Принятые при проектировании значения параметров

0,1859

0,16

0,88

-

0,12

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Параметры

Западно-Коммунарское поднятие

ДIII

Категория запасов

В

Средняя глубина залегания, м

3187

Тип залежи

пластовый

Тип коллектора

терригенный

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2

6605

Средняя общая толщина, м

24,0

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

15,9

Объём нефтегазоносности, тыс. м3

62688

Коэффициент пористости, доли ед.

0,16

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

0,88

Проницаемость, мкм2

0,1859

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,84

Расчлененность

2,8

Начальная пластовая температура, С

76

Начальное пластовое давление, МПа

36,20

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас

1,07

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас

4,68

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3

0,754

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,811

Абсолютная отметка ВНК, м

-3112

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,152

Пересчетный коэффициент нефти, доли ед.

0,868

Содержание серы в нефти, %

0,82

Содержание парафина в нефти, %

5,21

Давление насыщения нефти, МПа

8,28

Газосодержание нефти, м3

74,78

Газовый фактор, м3

60,10

Содержание сероводорода (в пластовой нефти), %

отс.

Вязкость воды в пластовых условиях, мПас

0,85

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1,158

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1,192

Сжимаемость, 1/МПа·10-4

нефти

14,07

воды

2,25

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0,683

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Отобраны и изучены восемь глубинных проб из скважин 56 (четыре пробы), 58, 60 (две пробы), 64 и тринадцать поверхностных проб: двенадцать из вышеперечисленных скважин и одна из скважины 200.

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким - с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м3/т.

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор - 60,10 м3/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71%, азота 8,66%, сравнительно много гелия - 0,124%. Мольное содержание метана - 46,99%, этана - 18,45%, пропана - 16,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,986, а теплотворная способность - 49622,0 кДж/м3.

Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82%), малосмолистая (2,58%), парафиновая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С - 53,0%.

Результаты исследований и расчётов представлены в таблицах 1.5, 1.6, 1.7, 1.8.

Свойства пластовой нефти пласта

Таблица 1.5.

Наименование параметра

Численные значения

Диапазон

изменения

Среднее значение

Пластовое давление, МПа

-

36,20

Пластовая температура, 0С

-

76

Давление насыщения газом, МПа

7,29-8,65

8,28

Газосодержание, м3

71,10-76,80

74,78

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3

в т.ч. по ступеням:

Р1= 0,67МПа, Т1=20С

Р2=0,32МПа,Т2=23С

Р3=0,11МПа,Т3=22С

Р4=0,1МПа,Т4=20С

-

-

-

-

-

60,10

42,55

5,85

10,71

0,59

Плотность в условиях пласта, кг/м3

743,0-764,0

754,0

Вязкость в условиях пласта, мПас

0,88-1,45

1,07

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4

-

14,07

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С

-при однократном (стандартном) разгазировании

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

1,386-1,617

-

1,463

1,188

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С

-при однократном (стандартном) разгазировании

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

824,0-827,0

-

825,0

811,0

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Таблица 1.6

Наименование параметра

при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

Молярная концентрация компонентов, %

- сероводород

-

-

-

-

-

- углекислый газ

0,59

-

0,71

0,01

0,21

- азот + редкие

7,02

-

8,66

-

2,52

в т.ч. гелий

0,096

-

0,124

-

-

- метан

37,80

0,21

46,99

0,05

13,70

- этан

15,59

0,57

18,45

0,90

6,01

- пропан

19,48

2,56

16,75

5,47

8,75

- изобутан

3,16

0,97

1,76

1,79

1,78

- н. бутан

8,16

4,07

4,20

6,19

5,61

- изопентан

2,43

2,95

0,87

3,58

2,79

- н. пентан

2,84

4,22

0,95

4,91

3,76

- гексаны

2,11

8,63

0,49

8,60

6,24

- гептаны

0,82

6,97

0,12

6,62

4,73

- октаны

-

-

-

-

-

- остаток (С8+высшие)

-

68,85

0,05

61,88

43,90

Молекулярная масса

35,21

180,88

28,59

169,00

127,87

Плотность:

- газа, кг/м3

1,463

-

1,188

-

-

- газа относительная (по воздуху), доли ед.

1,214

-

0,986

-

-

- нефти, кг/м3

-

825,0

-

811,0

754,0

Свойства и состав пластовых вод пласта

Таблица 1.7.

Наименование параметра

Диапазон изменения

Среднее значение

Газосодержание, м33

-

-

Плотность воды, кг/м3

- в стандартных условиях

1180-1198,2

1192,1

- в условиях пласта

1146,4-1164,1

1158,2

Вязкость в условиях пласта, мПа · с

-

0,86

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4

-

2,59

Объемный коэффициент, доли ед.

-

1,02929

Химический состав вод г/л

Na+ + K+

44,29-55,66

47,67

Ca2+

40,08-48,9

45,85

Мg2+

2,98-6,69

4,80

Cl-

148,90-180,85

168,47

HCO3-

0,03-0,16

0,09

SO42-

0,13-0,33

0,21

NH4

-

-

Микрокомпонентный состав вод мг/л

Br-

1270-1440

1355

J-

3,6-4,7

4,2

B+3

7

7

Li+

-

-

Sr+2

-

-

Rb+

-

-

Cs+

-

-

Общая минерализация, г/л

236,95-288,66

267,10

Водородный показатель, рН

-

-

Жесткость общая, мг-экв/л

-

-

Химический тип воды (по Сулину В.А.)

Хлоридно-кальциевый

Количество исследованных проб (скважин)

5(5)

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта.

Таблица 1.8

Наименование параметра

Количество

исследованных

Диапазон

значений

Среднее

значение

скв.

проб

Плотность при 200С, кг/м3

5

13

823,8-848,0

830,0

Вязкость, мПа•с

при 20 0С

5

13

3,60-6,76

4,68

при 50 0С

Молярная масса, г/моль

4

8

169-189

180,88

Температура застывания, С

5

9

-22 - (+3)

-9

Массовое содержание, %

серы

5

12

0,57-1,11

0,82

смол силикагелевых

5

10

0,55-4,67

2,58

асфальтенов

5

10

0,46-1,85

0,81

парафинов

5

10

3,65-6,62

5,21

воды

5

12

0,15-60,00

17,00

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

1

1

-

2

никель

Температура плавления парафина, 0С

5

10

50-68

57

Температура начала кипения, 0С

5

13

42-110

65

Фракционный состав, %

до 100 0С

5

12

1,5-10

7

до 150 0С

5

13

8-22

18

до 200 0С

5

13

22-34

30

до 250 0С

5

13

36-46

41

до 300 0С

5

13

51-57

53

Шифр технологической классификации

сернистая, малосмолистая, парафиновая

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту ДIII) на 01.01.2011 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Qбал = F * h * m * с * л * ? (1.1)

Qбал - это балансовые запасы, тыс.т

F - площадь нефтеносности - 6005 тыс. м2

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10,4 м

m - коэффициент пористости - 0,16 доли ед.

л - коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 доли ед.

с - плотность нефти в поверхностных условиях - 0,811 т/м3

? - пересчетный коэффициент - 0,868 доли. ед

?= где В объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Qбал = 6005*10,4*0,16*0,88*0,811*0,868 = 6190 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Qизвл = Qбал х К где (1.2)

К - коэффициент нефтеизвлечения. Для данного пласта принят 0,624доли ед нефть пласт разработка месторождение

Qизв = 6190 х 0,624= 3863 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2011г. составят

Qбал. ост = Qбал - Qдоб (1.3)

Qдоб - добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату 2709 тыс.т.

Qост. бал.= 6190 -2172 = 4018тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2011г. составляет

Qизвл.ост. = Qизвл - Qдоб (1.4)

Qизвл.ост = 3863-2172= 1691 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа.

V бал.нач. = Qбал.нач х Г = 6190 х 72,9= 451,25 млн.м3

Г - газовый фактор по пласту - 72,9 м3.

Iнач.изв = Qизв. нач х Г = 3863 х72,9 = 281,6 млн.м3

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

Vбал.ост.газа = Qбал.ост.неф х Г = 4018 х 72,9 = 292,9 млн. м3

Qизвл.ост.газа= Qизв.ост.неф х Г =1691 х 72,9 =123,3 млн.м3

Таблица 1.9

Запасы нефти т.т

Запасы газа млн.м3

Начальные

Остаточные

Начальные

Остаточные

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

6190

3863

4018

1691

421,25

281,6

292,9

123,3

1.9 Выводы

Западно-Коммунарское месторождение, включающее в себя собственно Западно-Коммунарское, Чаганское, Пеньковское, Мало-Малышевское, Можаровское и Шарлыкское поднятия, расположено в пределах Кинельского административного района Самарской области, в 53 км к востоку-юго-востоку от г. Самары.

В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Б. Кинель и Самара. Рельеф земной поверхности слабо всхолмленный, осложнен оврагами, с уклоном к югу и западу в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +45,8 м до 111,8 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0-31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким - с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким - с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 8,28 МПа, газосодержание - 74,78 м3/т, проницаемость - 0,1859 мкм2, пористость - 17%

После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор - 60,10 м3/т, объёмный коэффициент - 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти - 4,68 мПа·с.

Начальные балансовые запасы нефти - 6190 тыс.т, начальные извлекаемые - 3863 тыс.т. Остаточные балансовые запасы нефти - 4018 тыс.т., извлекаемые - 1691 тыс.т.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные решения проектных документов

До 1990 г. все поднятия Западно-Коммунарского месторождения считались самостоятельными месторождениями, и соответственно проектные документы на разработку составлялись отдельно по поднятиям и в разные годы. В 1990 г. принято решение об объединении собственно Западно-Комунарской, Чаганской, Мало-Малышевской, Пеньковской, Можаровской и Шарлыкской площадей в единый объект разработки по сходству геологического строения и положению к системе сбора (протокол геолого-технического совещания «Куйбышевнефть» от 6.01.90 г.).

За весь период разработки месторождения составлены следующие проектные работы:

В 1988 году был составлен ТЭС ОКН протокол №37 - «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII Западно-Коммунарского месторождения». Первым проектным документом на разработку залежей пластов А4 и ДIII является «Проект пробной эксплуатации пластов А4 и ДIII», выполненный в 1988 г. Согласно этой работы, на залежь пласта А4 предусматривалось бурение 3-х проектных скв. 81,82,83 с вводом их в эксплуатацию в 1990 г., расстояние между скважин...


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.