Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Разработка месторождения нефти

Разработка месторождения нефти

Геологическое строение месторождения, его тектоника, нефтегазоносность. Геологофизическая характеристика продуктивных пластов. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность. Система сбора нефти и попутного газа.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 23.11.2017
Размер файла 55,5 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:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика геологического строения

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.4 Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

2.5 Геологофизическая характеристика продуктивных пластов

2.6 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность

2.7 Запасы нефти, газа и конденсата

3. Анализ текущего состояния разработки месторождения

4. Способы утилизации

4.1 Система сбора нефти и попутного газа в НГДУ «Стрежевойнефть» однотрубная, закрытого типа с замерными установками типа «Спутник»

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

5.2 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

5.3 Охрана и рациональное использование земель

Заключение

Список используемой литературы

Введение

месторождение геологический пласт нефть

Газовая промышленность относится к быстро развивающимся отраслям народного хозяйства. В настоящее время объём добычи по России составляет около 550 млрд.м3 в год из, примерно, 180 газовых и газоконденсатных месторождений. Такой интерес природный газ представляет из-за своей высокой однородности состава, экологичности и лёгкости транспортировки. Также большой интерес для промышленности представляет попутно добываемый газ и газовый конденсат

В России наблюдается тенденция уменьшения добычи жидких и газообразных углеводородов, что влечет за собой снижение объемов производства моторных топлив и всей гаммы продукции, получаемой из них.

На фоне этой тенденции энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение добычи природного газа как первичного энергоносителя, запасы которого в стране составляют около 45% мировых. Необходимые приросты добычи газа будут обеспечиваться введением в эксплуатацию новых мощных месторождений полуостровов Ямал и Гыданский, предполагается освоение морских месторождений на континентальных шельфах Карского и Печерского морей, а также на Приямальском шельфе, в Обской и Тазовской губах.

Представляется экономически целесообразным вовлечение в разработку и эксплуатацию залежей газа в угольных и плотных низкопроницаемых пластах газогидратных месторождений, месторождений с запасами низконапорного газа, мелких малодебитных месторождений, расположенных в Европейской части России. Таких месторождении открыто около 160 с общими запасами более 8ОО млрд. м3. Кроме этого, для покрытия пиковых нагрузок предполагается создать новые подземные газовые хранилища и увеличить активную емкость существующих хранилищ. Природный газ метан в России и за рубежом используется и качестве технологического и бытового топлива. Его доля первичного энергоносителя и мировом потреблении превышает 20%.

Планируется интенсивное развертывание работ по газификации регионов России, не обеспеченных сетевым газом, что имеет исключительно важное социально-экономическое значение. Намечается также увеличение экспортных поставок газа за рубеж. [2]

Наряду с использованием газа и качестве первичного энергоносителя за рубежом происходят изменения в структуре потребления углеводородов в связи с принятым в США законом о чистом воздухе (U.S. Clean Air Act -- 1990), согласно которому потребляемый бензин должен иметь высокое качество. Закон предписывает значительное снижение в автомобильных топливах содержания ароматических углеводородов. Необходимые октановые характеристики так называемого "риформулированного" бензина обеспечиваются, главным образом, добавками метилтретбутилового эфира (МТБЭ). Производство МТБЭ, основанное на взаимодействии метанола и изобутилена, бурно растет (на 20% в год), обусловливая рост производства метанола из природного газа.

С экологической точки зрения газ как источник сырья имеет определенные преимущества перед нефтью: получаемые из него моторные топлива не содержат серы и азота. Жидкое синтетическое топливо состоит в основном из предельных парафиновых углеводородов прямой цепочечной структуры практически без ароматических углеводородов.

По имеющимся технологиям производства жидких синтетических топлив возможно получение почти всей гаммы продуктов, вырабатываемых из нефти, например, высококачественных парафинов и восков, используемых в производстве машинных масел, консистентных смазок, синтетических моющих средств, фракции альфа-олефинов, церезина, растворителей, парфюмерной продукции.

Производство жидких синтетических топлив из газа получило распространение в ряде стран. Наибольших масштабов оно достигло в ЮАР, на заводах фирмы "Sasol". К крупным фирмам относятся также американские фирмы "Shell", "Mobil" и "Еххоn". В России (г. Новочерчкасск) до 1993 г. работала установка по производству жидкого синтетического топлива мощностью 50 тыс.тонн в год. Основные продукты, выпускаемые на этой установке: бензины, растворители, дизельное топливо, индивидуальные парафины, фракции альфа-олефинов, церезин.

Из-за катастрофического падения добычи нефти в России остро стоит проблема углеводородного сырья для химической и нефтехимической промышленности. Однако широкому использованию российского природного газа дли поставки за рубеж и для сформировавшейся отечественной энергетической и химической промышленности препятствуют удаленность месторождений, суровые природные условия, отсутствие транспортных магистралей. Перемещение добычи газа в новые регионы будет сопровождаться ростом затрат на освоение и эксплуатацию технологических объектов.

Энергетическая стратегия России предусматривает увеличение в ближайшие 10-15 лет доли природного газа в суммарном потреблении энергетических ресурсов с доведением ее к 2010 г. более чем до 54 % и расширение использования природного газа прежде всего в экологически неблагополучных промышленных центрах, а также в сельской местности. Для этого за тот же период потребуется увеличить добычу газа на 150 млрд. м3/год, что является непростой задачей.

В настоящее время основной объем добычи газа обеспечивается эксплуатацией месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири, где до 2005 г. будет продолжаться наращивание добычи путем освоения Заполярного, Губкинского, Южно-Русского и других, более мелких месторождений.

В последующие годы, несмотря на то, что в этом регионе еще сохранятся крупные запасы газа, они будут использоваться лишь для компенсации выбывающих мощностей и поддержания достигнутого уровня добычи.

Увеличение добычи газа в России после 2005 г. будет обеспечиваться главным образом вовлечением в разработку месторождений на полуострове Ямал, где уже в настоящее время разведанные запасы газа превышают 10 трлн. м3.

С учетом вышеизложенного, с увеличением добычи газа в целом по отрасли, особо остро стояла проблема утилизации попутного нефтяного газа, в частности на Лугинецком нефтегазоконденсатном месторождении.

В 1992 году было принято решение о строительстве Лугинецкой газокомпрессорной станции.

18 июня 2002 года, ЛГКС была запущена в эксплуатацию. [2]

Лугинецкая газокомпрессорная станция является ключевым объектом технологической схемы разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения и предназначена для выработки товарного сухого газа из попутного нефтяного. После ввода ЛГКС в эксплуатацию добывается порядка 1,5 миллиардов кубометров газа и около 900 тысяч тонн нефти в год по Лугинецкому месторождению. Но с введением в эксплуатацию ЛГКС не решилась проблема утилизации ШФЛУ. Конденсат получаемый на ЛГКС передавливается на УПН и закачивается в нефть, при этом по свойствам не уступает прямогонным низкооктановым бензинам. ПБФ сжигается на факеле.

1. Общие сведения о месторождении

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе Томской области в 400 км. к северо-западу от г. Томска. Районный центр - с. Парабель - находится в 130 км. от месторождения, а ближайший населённый пункт г. Кедровый, удалён на расстояние около 80 км. Ближайшим крупным центром является г. Колпашево, расстояние до которого водным путём равно 570 км. по воздушной трасс 220 км.

Территория района представляет собой сглаженную, слаборасчленённую равнину. Абсолютные отметки рельефа варьируют в пределах 75-130 м. Наименьшие отметки приурочены к руслам и поймам рек. Самой крупной на территории является р. Чижапка и её притоки Екыльчак, Тамырсат, Чива и др. Русла рек извилистые, с крутыми берегами, кроме того имеется много завалов и перекатов. Высокие берега таёжных рек обычно покрыты густым лесом, низкие пойменные - имеют много озёр и стариц.

Воды рек и озёр применяются для хозяйственных целей и питьевого водоснабжения. На территории района много болот, однако большая часть его покрыта лесом. Лес смешанный, но преобладают хвойные: пихта, кедр, сосна, много кустарников. Незаселённые участки обильно покрыты луговыми травами.

Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой коротким тёплым летом. Зимний период продолжается с ноября по апрель, самая низкая температура в зимнее время минус 40 - 50єС. Величина снежного покрова достаточно велика, на залесенных участках достигает 1,5 м. Почва зимой промерзает на 1-1,5 м.

Самый жаркий месяц лета - июль, когда температура воздуха поднимается до +35єС. Среднегодовое количество осадков составляет 450 - 500 мм в год. Ледостав на реке начинается в ноябре, а вскрытие их ото льда приходится на конец апреля - начало мая. Навигационный период на крупных руках продолжается 150-170 дней, а на мелких значительно меньше.

Шоссейные и железная дорога в районе месторождения отсутствует. Доставка грузов производится авиатранспортом, в период навигации - на реках, в зимнее время - по зимнику, связывающему г. Кедровый с областным центром г. Томском. На месторождении развита сеть грунтовых дорог.

Плотность населения очень низкая. В подавляющем большинстве население состоит из хантов, русских, украинцев, а также других национальностей. Основным занятием населения является заготовка леса, рыбная ловля, пушной промысел. В последние годы на территории района получили большое развитие геолого-геофизические работы, на которых занята большая часть населения.

Город Кедровый, расположенный в непосредственной близости от района работ, является базой нефтегазодобывающей промышленности. Аэропорт с бетонной взлетно-посадочной полосой, а в непосредственной близости от города пристань на реке Чузик.

Нефть, добываемая на Лугинецком месторождении подаётся в нефтепровод Александровское - Томск - Анжеро-Судженск, трасса которого проходит в 130 км. к северу от месторождения. Нефтепровод введён в эксплуатацию в марте 1972 года, а «нитка» Лугинецкое - Парабель, связывающая месторождение с нефтепроводом введена в эксплуатацию в 1982 г.

В районе Лугинецкого месторождения имеются залежи глин, и строительных песков, пригодных для строительных целей. Глины используются для приготовления буровых глинистых растворов. Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте.

Лугинецкое локальное поднятие, к которому приурочено одноимённое месторождение, было выявлено в 1965-1966 гг. В 1966г. на Лугинецкой площади было начато глубокое поисковое бурение, и первой же скважиной №152, заложенной в присводовой части структуры, было открыто Лугинецкое месторождение.

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика геологического строения

Геологический разрез Лугинецкого месторождения представлен мощной толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на размытой поверхности палеозойских отложений промежуточного комплекса.

Отложения промежуточного комплекса вскрыты десятью скважинами (№151, 160, 170, 180, 182, 186) и четырьмя эксплуатационными (№ 734, 824, 850, 1166) . Наиболее полный разрез промежуточного комплекса (толщина 1525 м) вскрыт в скв. 170, где он представлен толщей известняков с прослоями терригенных и эффузивных пород различной мощности.

По палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания. Керном кора выветривания охарактеризована в скв. 151, и представлена переотложенной породой охарактеризована каолинизированной и карбонатизированной, сильно выветрелой, в остальных скважинах она выделена только по каратажу. Толщина коры выветривания - от нескольких метров до 25 метров.

Отложения мезозойско-кайнозойского платформенного комплекса вскрыт всеми пробуренными скважинами и представлены породами юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системы.

Юрская система представлена средним и верхним отделами. В основании разреза юрских отложений на размытой поверхности доюрского промежуточного комплекса, залегают породы тюменской свиты, представленные континентальной толщей средней и низов верхней юры. В кровле тюменской свиты залегают продуктивный горизонт Ю2 .

Верхнеюрские отложения представлены в основном породами переходного генезиса от морского к континентальному (васюганская, георгиевская и баженовская свита).

Отложения васюганской свиты сложены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, углистыми аргиллитами и редкими пропластками углей. Согласно с общепринятым расчленением разреза васюганской свиты, продуктивный основной горизонт Ю1 , выделяемый в разрезе свиты, повсеместно разделяются на три толщи: подугольную, межугольную и надугольну. Нижняя подугольная толща включает в себя достаточно выдержанные по площади песчаные платы Ю14 и Ю13 прибрежно-морского генезиса, залежи которых вмещают основную долю запасов нефти и газа Лугинецкого месторождения. Межугольная толща представлена аргиллитами и прослоями углей и углистых аргиллитов с редкими линзами песчаников и алевролитов континентального происхождения. Верхняя - надугольная толща сложена невыдержанными по площади и разрезу пластами песчаников и алевролитов Ю12 и Ю11 . Песчано - алевролитовый пласт Ю10 , включённый в состав продуктивного горизонта Ю1 , т.к. он составляет с продуктивными пластами васюганской свиты единый массивно - пластовый резервуар, статиграфически относится к георгиевской свите, отложения которой на значительных участках Лугинецкого месторождения отсутствуют.

Баженовская свита распространена повсеместно и сложена глубоководно - морскими битуминозными аргиллитами, являющимися надёжной покрышкой для нефтегазовых залежей васюганской свиты, толщиной до 40 м.

Меловая система представлена двумя отделами : нижним и верхним.

Нижний отдел включает четыре свиты (снизу вверх): куломзинскую, тарскую, киялинскую и низы покурской, верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, ипатовскую, славгородскую, ганькинскую свиты.

Палеогеновая система представлена тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают осадки четвертичной системы.

Четвертичные отложения представлены песками серыми, желтовато-серыми, разнозернистыми, суглинками, глинами желтовато бурыми, коричневато-серыми. Толщина отложений 30-40 метров.

2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Лугинецкое месторождение расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Согласно общепринятой схеме тектонического районирования, использованной авторами по подсчётам запасов, в этой части плиты выделяют крупные тектонические структуры 1-го порядка:

ь положительные - Нижневартовский свод, Александровский мегавал, Каймысовский свод, Средне - Васюганский мегавал, Парабельский мегавал, и др.

ь отрицательные - Усть-Тимская впадина, Колтогорский мегапрогиб, Сонацкий прогиб и др.

Лугинецкая структура расположена в Северо - Западной периклинальной части Пудинского мегавала.

Собственно Лугинецкая антиклинальная структура (локальное поднятие), к которой приурочено одноименное месторождение, расположено в центральной части Лугинецкого куполовидного поднятия и является, таким образом, структурой III порядка, осложняющей одноимённую структуру II порядка.

Тектоническое строение Лугинецкой площади изучено по отражающему горизонту, соотносящемуся с поверхностью доюрского основания плиты и по ряду отражающих горизонтов в осадочном чехле.

Основные отражающие горизонты нефтеперспективной нижней части осадочного чехла, является объектом исследования следующие:

Ф2 - кровля доюрских отложений - маркируют.

Iа - средняя часть тюменской свиты - маркируют.

Iб - верхняя часть тюменской свиты - условн.

IIа - кровля батеновской либо георгиевской свиты - маркируют.

В гравитационном поле Пудинскому мегавалу соответствует значительная по величине отрицательная гравитационная аномалия. В настоящее время на Пудинском мегавале выделяются четыре структуры II-го порядка: Лугинецкое, Пудинском мегавале, Пудинское, Голелоярское куполовидное поднятие и Останинский вал.

На структурной карте по отражающему горизонту II - а Лугинецкая структура представляет собой браки-антиклинальную складку почти полностью оконтиуривающуюся сейсмоизогибсой - 2320 м. Только на юго-востоке эта изогибса не замыкается на небольшом участке.

Размеры структуры по замыкающей изогибсе25*34 км. Минимальная изогибса на своде - 2160 м: амплитуда структуры - 160-170 м.

Простирание структур северо-северо-западное: углы падения крыльев в основном не превышают 1-2є. Углы падения пород на крыльях структуры изменяются от 1є15' на юге и западе до 3-4є на востоке.

По реперам в осадочном чехле, залегающим выше продуктивных юрских отложений, Лугинецкая структура уверено прослеживается, однако вверх по разрезу (по кровле тарской и киялинской свиты свиты происходит её выполаживание.

2.3 Нефтегазоносность

Результаты разведочного и эксплуатационного бурения, геофизические исследования позволили установить на Лугинецком месторождении промышленную нефтеносность отложений васюганской свит, а так же отложений коры выветривания (переходного комплекса).

Залежь палеозойского возраста была открыта при испытании разведочной скважин № 180 в интервале 2428-2438 м. В результате испытания после проведения работ по интенсификации притока был получен фонтан нефти дебитом 8.2 м3/сутки на штуцере 4 мм. Для уточнения типа залежи и её строения необходимо продолжить разведочные работы (постановки 3D, разведочное бурение).

Продуктивные залежи васюганской и тюменской свит (пласты Ю1/0-4 Ю2) пластово-сводовые с нефтяной оторочкой имеют единый ГНК на абсолютных отметках - 2222-2224 м и ВНК на абсолютных отметках 2244-2246 м. И гидродинамически связаны между собой.

Общая газонасыщенная мощность изменяется от 1.2 до 42.4м., нефтенасыщенная - от 2.8 до 22-23 м. Строение продуктивных пластов сложное и определяется условиями осадкообразования. Если основной продуктивный горизонт пласт Ю1/3-4 (отложения васюганской свиты прибрежно-морского генезиса) распространён по всей площади месторождения, то пласты Ю1/0-2 (надугольная пачка васюганской свиты прибрежно-лагунных фаций) и пласт Ю2 (континентальные отложения тюменской свиты) имеют сложное спородиническое распространение и не выдержанную мощность.

При испытании в разведочных скважинах газонасыщенных интервалов рабочие дебиты свободного газа на диафрагме 12.5 мм составляет от 59.3 до 351 тыс.м3 в сутки, при депрессиях на пласт 3.03-18.98 МПа, газоконденсатный фактор изменяется в пределах 138.2-278.8 см3/м3.

При испытаниях нефтяных оторочек юрских продуктивных пластов были получены фонтанные притоки нефти с дебитами от 3.4 до 106.8 м3 в сутки, при депрессиях на пласт от 5.54 до 19.68 МПа. Продуктивность скважин составила 0.05-3.4 м3/сут.

Средние коэффициенты, характеризующие фильтрационно-ёмкостные свойства, по месторождению следующие: пористость - 18%, нефтенасыщенность - 64-68%, газонасыщенность - 66-70%, проницаемость - 12-14 мд, коэффициент песчанистости 0.39, расчленённости -17.7.

2.4 Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата изучались по глубинным и поверхностным пробам, которые отбирались при исследовании скважин. Анализы проводились по общепринятым методикам.

газ:

Состав газа изучен по 18 пробам, отобранным из 11 скважин. Газ метановый (79-92% по объёму), сумма тяжёлых углеводородов составляет 5.5-15.9%, газоконденсатный фактор -138.2-278.8 см3/м3. Удельный вес газа (по воздуху) -0.581 -0.720 г/см3, теплота сгорания 8300-9700 Ккал/м3.

нефть:

Состав нефти изучен по 178 пробам из 48 скважин, отобранных в поверхностных условиях и 28 глубинным пробам. Удельный вес нефти 0.815-0.851 г/см3, вязкость при 20 єС - 2.97-6.89 сст. Содержание силикагелевых смол - 3.19-9.26%, асфальтенов - 0.05-0.64%, парафинов -1.0-4.2%, серы - 0.11-0.46%. Удельный вес нефти в пластовых условиях 0.688-0.735 г/см3, вязкость 0.59 сст.

конденсат:

Состав конденсата изучен по 22 пробам и 8 скважин, отобранных в поверхностных условиях.

Удельных вес конденсата 0.713-0.754 г/см3, парафиновых углеводородов 58.90-69.4 объёмных %, нафтеновых 17.6-27.3%, ароматических 4.1-6.4%. Начало кипения конденсата 28-76 є, вязкость при 20 єС - 077-1.1 сст.

вода:

Состав пластовых вод определён по 64 пробам.

Воды хлор-кальциевого типа, с минерализацией 42.4-57.3 г/л, содержание йода 5.15-5.9 мг/л, брома 103-136 мг/л, бора 24.5-62мг/л.

Таблица 2.1 - Краткая характеристика залежей Лугинецкого месторождения

Индекс пласта

Геологический возраст

Размеры залежей

Принятое положение газожидкостных контактов

(а.о.), м

тип

Отноше- ние газо- насыщенного объёма к объёму

__Vг__ _

Vг + Vн

едениц измерен.

Площадь

Высота

залежи

коллектора

По составу УВ

По особенности содержащего УВ резервуара

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Ю10

Кимме -ридж

70951

154329

84

65

-2225

-2244

Нефте-газокон -

денсатная

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.75

Ю11

Средний + верхний келловей

95126

195622

101

82

-2225

-2244

Нефте-газокон -

денсатная

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.76

Ю12

Нижний келловей

126653

158457

90

71

-2225

-2244

Нефте-газокон -

денсатная

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.58

Ю13

Нижний оксфорд

173527

71578

81

62

-2225

-2244

Газокон -

денсатно нефтяная

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.34

Ю14

Средний + верхний келловей

112036

36608

64

45

-2225

-2244

Газокон -

денсатно нефтяная

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.38

Ю2

Нижний келловей

50750

254

45

26

-2225

-2244

Нефтяная с газовой шапкой

Пластовая, свободная

Терригенный поровый

0.03

М

Р-Т

338

-

6

-

-

-2317

Нефтяная

-

Поровый трещиноватый

-

2.5 Геологофизическая характеристика продуктивных пластов

Нефтегазоностность Лугинецкого месторождения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 наунакской свиты и пласта Ю2 верхевталенской свиты.

Горизонт Ю1 представлен песчаниками, алевролитами и аргилитами. В разрезе горизонта выделяется до десяти песчаных пропластков с толщиной от 0.4 до 14м, которые группируются в пласты Ю10 , Ю11 , Ю12 , Ю13 , Ю14 .

Песчаники пласта Ю1 разнозернистые, среднезернистые, средние, серые до светло-серых, часто с буроватым оттенком, иногда с зеленоватым. Анализ изменения литолого-физических свойств коллекторов пласта Ю14 их структурные особенности, позволяет согласиться с выводами, сделанными предыдущими авторами о формировании этих отложений в условиях подводной отмели в прибрежной части моря при периоде, его регрессии.

2.6 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность

Характеристика изменения эффективных, газо- и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов приводится на основании геофизических исследований скважин (ГТС).

Выделение коллекторов и определение их филтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) для горизонтов Ю1 и Ю2 проводилось по результатам комплексной интерпретации промыслово0геофизических, керновых и гидродинамических исследований. Лабораторные исследования проводились по стандартным методикам. За весь период, начиная с поисково-разведочных работ на месторождении и последующей эксплуатацией по настоящее время, с отбором керна пробурено 62 скважины, из них 25 разведочных.

Всего исследовано 1817 образцов, многие представлены песчаниками, алевролитами, аргилитами последние составляли около 13% от общего количества.

Несмотря на большое количество геологической информации, отдельные части разреза, особенно верхняя часть (пласты Ю10 , Ю11 , Ю12) керном освещены слабо.

Характеристика коллекторов по данным промысловой геофизики изучена по материалам интерпретации 360 скважин. Всего выполнено 12100 определений коллекторских свойств.

Петрофизической основой определения коэффициента пористости (Кп), коэффициента глинистости (Кг) и коэффициента проницаемости (Кпр) коллекторов по материалам ГИС служат корреляционные связи типа «керн-керн», «керн-геофизика» и «геофизика-геофизика». При определении граничных значений Кп и Кпр учитывался корреляционный характер связи между пористостью и проницаемостью. Для увязки нижних пределов коллектора, определённых в лабораторных условиях на керновом материале с геофизическими данными, построены корреляционные зависимости вида бпс=f(Кп) и Кп=f(Кпр). Граничное значение коэффициента водонасыщенности или нефтенасыщенности (Кн=1-Ков) определяется по пересечению кривых относительной проницаемости породы для воды и нефти (рис 2) и равно 60%. По данным анализа керна Кн изменяется 40 до 61.6%, в среднем составляет 50%. Эта величина была принята как нижний предел насыщенности коллектора.

Граничные значения параметров приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Граничные значения параметров

Параметры

Газонасыщенный коллектор

Нефтенасыщенный коллектор

Проницаемость

Кпр=0.5*10-3 мкм2

Кпр=1.5*10-3 мкм2

Пористость

0.122

0.14

Коэффициент насыщения

0.5

0.5

бпс

>0.3

>0.4

2.7 Запасы нефти, газа и конденсата

Уточненная технологическая схема разработки Лугинецкого месторождения выполнена на основе балансовых запасов нефти, газа и конденсата, утвержденных ЦКЗ Минтопэнерго РФ (протокол №36 от 3 августа 1993г).

В период 1993 - 1994 годов происходило дальнейшее разбуривание южной (кусты 13, 16), юго-западной (кусты 86,87), западной (куст 51) и восточной (куст 47) частей месторождения. В результате полученного материала была проведена переоценка запасов нефти и растворенного газа по пластам Ю13 и Ю14 васюганской свиты, а также проведена корректировка ГНК в центральной части основной залежи. В результате чего в южной части газовой зоны основной залежи выделена небольшая самостоятельная газовая зона, однако это не повлияло в значительной степени на ранее утвержденные запасы.

Были частично перестроены карты эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам Ю13 и Ю14, пересмотрены средние величины эффективных нефтенасыщенных, толщин и площади нефтеносности. Площади нефтеносности определялись исходя из принятых отметок ВНК по скважинам. Эффективные нефтенасыщенные толщины рассчитывались, как средневзвешенные по площади для газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон. Все остальные параметры, утвержденные протоколом ЦКЗ Минтопэнерго РФ при переоценке запасов по отдельным участкам остались без изменения.

Вновь посчитанные балансовые запасы, утвержденные ЦКЗ Минтопэнерго РФ, на 1995 год составляют 125 049,7 тыс. тонн нефти, 70 556 млн.м3 газа и 12 595 тыс. тонн конденсата.

3. Анализ текущего состояния разработки месторождения

В настоящий время в промышленную разработку введена нефтяная часть залежи на основании технологической схемы, составленной СибНИИНП в 1980г.

Согласно технологической схеме все шесть пластов должны были разрабатываться как единый объект эксплуатации с единой девятиточечной обращенной системой поддержания пластового давления по сетке 500х500м. В процессе разбуривания и разработки месторождения изменилось представление о геологическом строении залежей: залежи характеризуются как пластово-сводовые, выделились 4 объекта разработки Ю10+2, Ю13, Ю14 и Ю2, а также два купола - Восточный и Западный. Разведочной скважиной 180, пробуренной в центре газовой шапки установлено полное газонасыщение всех эксплуатируемых пластов. [3]

Типы залежей Лугинецкого месторождения относятся к нефтегазоконденсатным, нефтенасыщенные площади значительны в южной части, а на севере выделяется узкая нефтяная оторочка. Газонасыщенный объем занимает 76-56% в верхнем объекте разработки (пласт Ю10-1-2), в пласте Ю13 - 34%, в пласте Ю14 - 38% и пласте Ю2 - 3% от общего нефтегазонасыщенного объема.

Накопленная добыча нефти составляет 14 578,8 тыс.т. Процент отбора от балансовых запасов нефти равен 11,6%. Накопленное количество, добытого газа равно 6,275 млрд.м3 или 8,89% от общих запасов газа по месторождению.

Показатели разработки по нефти и газу представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Показатели разработки по нефти и газу

Показатели

ед. изм

1983г

1984г

1985г

1986г

1987г

Добыча нефти

(+ конденсат )

тыс.т

2,5

13,9

74,4

183,0

316,6

Добыча газа за год

тыс.м3

6 658,4

9 358,6

12 581,1

18 300,7

97 819,2

1988г

1989г

1990г

1991г

1992г

Добыча нефти

(+ конденсат)

тыс.т

477,7

750,5

964,5

1 043,5

1 051,0

Добыча газа за год

тыс.м3

193 880,4

321 660,2

436 933,6

534 308,6

604 964,7

1993г

1994г

1995г

1996г

1997г

Добыча нефти

(+ конденсат)

тыс.т

1 076,4

1 042,9

933,9

830,9

984,9

Добыча газа за год

тыс.м3

603 241,4

501 536,6

341 794,4

300 004,7

308 202,5

1998г

1999г

2000г

2001г

Всего

Добыча нефти

(+ конденсат)

тыс.т

990,1

1 205,2

1 250,4

1386,5

14 578,8

Добыча газа за год

тыс.м3

371 362,4

494 522,3

537 682,2

580 842,1

6 275 654,2

Фонд скважин выглядит следующим образом:

Категория скважин

Добывающий фонд

Нагнетательный фонд

Действующий

269

81

Простаивающий

36

28

В освоении

6

2

Эксплуатационный фонд

306

182

Консервация

79

-

Поскольку подгазовая зона занимает значительную нефтенасыщенную площадь, соответственно, 40% и 15% по основным разрабатываемым пластам Ю13 и Ю14 и барьерный ряд не обеспечивает надежную изоляцию нефтяной и газовой частей залежи, то добыча нефти, естественно, будет сопровождаться большими объемами попутно добываемого свободного газа. Остановка высокодебитных добывающих скважин из-за газового фактора приводит к общей потере добычи нефти по месторождению.

Наиболее интенсивно вырабатываемыми пластами, являются основные пласты Ю13 и Ю14 в широкой нефтенасыщенной части Восточного и Западного куполов. Для удобства анализа текущего состояния по ним были выделены характерные участки разработки. Они различаются структурными особенностями, начальными балансовыми запасами нефти, степенью выработки запасов нефти, а также размерами водонефтяных и подгазовых зон. Ниже приводится подробный анализ основных показателей разработки по выделенным участкам, а также анализ состояния реализации запроектированной системы разработки по ним.

Пласт Ю13

Участок I. Разрабатывается с 1990г. Значительную площадь участка занимают подгазовая и водонефтяная зоны, соответственно, 28 и 39%. Осуществляется законтурное (скв.842) и барьерное заводнение (скв.571, 604). Отобрано 15% от начальных балансовых запасов нефти при текущей обводненности равной 1,6%. По данным НГДУ«ЛН» барьерный ряд создает надежную изоляцию газовой части от нефтяной. Из прилегающих к барьеру добывающих скважин, работающих на повышенных газовых факторах, в настоящий момент продолжается выпуск отсеченного барьером газа. Наиболее падение давления в зоне отбора наблюдается в районе скв.1110.

Участок Центральный. Разрабатывается с 1987 года. Участок имеет наибольшую чистонефтяную зону, подгазовая и водонефтяная зоны составляют, соответственно, 18 и 12% от общей нефтенасыщенной площади. Балансовые запасы составляют 9997,1 тыс.т. Отобрано 906,2 тыс.т, т.е. 9,1% от запасов нефти, при текущей обводненности 6,4%. Осуществляется приконтурное, барьерное и очаговое заводнение. Запроектированная система площадного девятиточечного воздействия на пласт в настоящий момент не реализована. 48 скважин этого участка работают с повышенными газовыми факторами по трем причинам.

Отсутствие организованного должным образом барьерного заводнения в районе скв. 1163, 675. Здесь наблюдаются прорывы газа газовой шапки.

Падение пластового давления в зоне отбора, иногда ниже 10 МПа против начального 24,4 МПа и, как следствие, существенного разгазирования. Это район скв.1163, 1164, 752, район скв.1303, 60, 181р, 65. Разгазированию способствует удаленность очагов нагнетания от зон отбора (район скв. 858, 875, 885). Анализ имеющихся данных показал, что для проницаемости пласта около 5 мд и дебитах скважин превышающих 4 т/с, расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами 500 м не обеспечивает поддержания пластового давления по крайней мере до 200 атм.

Выпуск газа подгазовой зоны в районе скв.1191, 812, 1202.

Участок II. Представляем собой перемычку-переход от площади Западного к площади Восточного купола. Разрабатывается с 1985 года. Вмещает в себя значительную часть подгазовой зоны - 40% от общей нефтенасыщенной площади и 27% занимает водонефтяная зона. Балансовые запасы нефти составляют 7079,5 тыс.т или 15,6% от активно вовлеченных в разработку запасов. Осуществляется очаговое заводнение. Из барьерных скважин работает только скв.849. Добывающие скважины работают на повышенных газовых факторах в основном из-за прорывов свободного газа газовой шапки (скв. 863, 1224, 779, 780, 733) и выпуска газа подгазовой зоны в районе скв. 903, 1229, 892. Отобрано 567,7 тыс.т, т.е. 8% от балансовых запасов нефти по участку при текущей обводненности и - 3,2%.

Участок III. Этот участок охватывает площадь Восточного купола. Разрабатывается с 1987 года. 46% продуктивной площади занимает подгазовая зона. На неразбуренном восточном склоне расположены четыре чисто газовых купола. 26% площади занимает водонефтяная зона. Балансовые запасы нефти участка III составляют 28091 тыс.т, т.е 62% от активно вовлеченных в разработку запасов. Отобрано 815,5 тыс.т нефти или 2,9% от балансовых запасов по участку при обводненности продукции - 4,2%. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин на участке равно 1,8 : 1. Запроектированная система девятиточечного воздействия на пласт на участке в настоящее время не реализована. Осуществляется приконтурное, законтурное и очаговое заводнение с весьма хаотичным расположением очаговых нагнетательных скважин. Отсутствует нагнетательный барьерный ряд. Закачка в некоторые очаговые скважины участка не компенсируется отбором нефти из окружающих добывающих скважин, что может привести к преждевременному заводнению высокопроницаемых пропластков и, что более нежелательно, к вторжению нефти в газонасыщенные объемы и ее размазыванию. Это район скв. 484, 433, район скв. 510, 540, район скв. 663, 691, район скв. 759, 787, 807. По данным НГДУ«СН» большая часть добывающих работают работают на повышенных газовых факторах на выпуск газа подгазовой зоны.

Пласт Ю14

Центральный участок. Выделен в центральной части пласта Ю14 он граничит с законтурной областью, с северо-востока к нему примыкает обширная газовая шапка (внешняя газовая шапка). Кроме того, внутри участка выделяется самостоятельная «внутренняя» газовая шапка с запасами 662,229 млн.м3 газа. Балансовые запасы нефти участка составляют 8242 тыс. т. Площадь водонефтяной зоны - 37 ,7%, подгазовой - 32, 2% от общей нефтенасыщенной зоны участка. Как эксплуатационный объект участок является одним из самых сложных для эффективной выработки запасов нефти.

Разрабатывается с 1984 года. Осуществляется барьерное, очаговое и приконтурное заводнение. Общее число скважин равно 66, в т.ч. 26 нагнетательных и 40 добывающих (в т.ч. 4 нагнетательные в отработке). К 1993г по участку в простое находилось 12 скважин: 10 - из-за высокого газового фактора 2 - по техническим причинам.

Закачка начата в 1986г в скважину барьерного ряда на границе с внешней газовой шапкой. Дальнейшее формирование барьерного ряда в этом районе не производилось. С 1987г по 1992г организовано барьерное заводнение во внутреннюю газовую шапку. Под нагнетание были введены 9 скважин: 679, 705, 727, 753, 1196, 1197, 1198, 777, 1181. Одновременный отбор газа через газовые скважины не производился. Массированное нагнетание в газонасыщенный объем привело к смещению газовой шапки, прорывам газа к нефтяным добывающим скважинам с последовавшей остановкой их работы из-за газового фактора. Анализ замеров пластовых давлений по 24 скважинам, расположенных преимущественно в ЧНЗ н ВНЗ, показывает, что разработка участка ведется, как правило, при давлениях существенно ниже давления насыщения и сопровождается разгазированием нефти в пласте.

Замеры газовых факторов, произведенные в период свидетельствуют о том, что эксплуатация большинства скважин ЧНЗ участка производится также при значительных газовых факторах (>400). Особенно высокие газовые факторы характерны для скважин ЧНЗ граничащих с широкими ГНЗ.

Восточный участок. Введен в разработку в 1988 году. Начальные балансовые запасы нефти составляют 2597 тыс.т или 11,7% от активно вовлеченных в разработку. Водонефтяная зона занимает 28,8% площади участка, в ней. Закачка воды осуществляется с 1992 года в приконтурные скважины 540, 561, 594, 641, 646, 691, в законтурную скв.510 и в две очаговые скв. 663, 1137. Ряд скважин (скв.1103, 1120, 612, 641, 1170) работают с повышенным газовым фактором. В настоящий момент скв. 539, 1121, 591, 592, 644 и 662 находятся в консервации из-за высокого газового фактора. В отсутствии газовой шапки и подгазовой зоны прорывы газа в скважинах возможны по заколонному пространству из-за некачественного цементажа с вышележащего Ю13, имеющего в этом районе обширную подгазовую зону.

Участок I. Разрабатывается с 1988 года. 30% продуктивной участка занимает подгазовая зона и 38% - водонефтяная. Осуществляется законтурное и очаговое заводнение. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:1,5. Балансовые запасы нефти составляют 4374 тыс.т или 11,7% от активного вовлеченных в разработку по пласту Ю14. Добыча нефти с участка составляет 501,5 тыс.т или 11,5% от балансовых запасов нефти при текущей обводненности продукции скважин - 6,7%. Практически все скважины (кроме скв.749, 702) работают на повышенных газовых факторах.

Нагнетательные скважины 517, 571, 604 производят закачку у внутреннего контура газоносности. При ширине подгазовой зоны в этой части участка порядка 750-1100 м и в отсутствии добывающих скважин, дренирующих нефтенасыщенные интервалы ПЗ, можно предполагать вторжение нефти в объем газовой шапки. К таким же последствиям приводит и закачка в районе с кв. 654, 1146, 655. Отсутствие отбора нефти между нагнетательными скв. 652 и 1145 делает нецелесообразным производимую в них закачку.

Участок II. Разрабатывается с 1990 года. Представляет собой водоплавающий участок, оконтуренный со всех сторон водонасыщенной зоной, расположен на юго-западе продуктивной площади месторождения.

Водонефтяная зона занимает 95% площади. Балансовые запасы составляют 1285,3 тыс. т или 5,7% от активно вовлеченных в разработку запасов нефти по пласту Ю14. Отобрано 36,6 тыс.т или 2,8% запасов по участку при обводненности 2 ,1%. Залежь в этом районе работала на естественном режиме, в настоящий момент добыча практически прекращена. Скв. 812, совместная с пластом Ю13, работает с прорывами газа подгазовой зоны предположительно с вышележащего пласта Ю13.

Участок III. Разрабатывается с 1987 гола. Выделен в юго-восточной части Западного купола, площадь ВНЗ составляет 75% от общей площади участка. Балансовые запасы - 1251 тыс.т. Отобрано 254,5 тыс.т или 20,3% от запасов нефти по участку при обводненности продукции 25,4%. Высокодебитные скважины работают при высоких газовых факторах (скв. 902, 855) и высокой обводненности продукции (скв. 902, 834, 898). Скв. 402, 855 остановлены в 1995г. По-видимому, высокий газовый фактор по этим скважинам обусловлен прорывами из пласта Ю13, поскольку скважины проходят его газонасыщенные интервалы.

Участок IV. Разрабатывается с 1989 года. Выделен на восточном куполе. Водонефтяная зона занимает 33% от общей площади, подгазовая - всего 3,3%. Осуществляется внутриконтурное очаговое заводнение. Балансовые запасы нефти составляют 4498 тыс. т или 20,1% от активно вовлеченных в разработку. Отобрано 144,7 тыс. т или 3,2% от балансовых запасов нефти при обводненности продукции 3%. Закачка в скв. 742, 1187 и 1189 не компенсируется отбором из окружающих добывающих скважин. Последние находятся в консервации. Рекомендуется ограничить закачку в эти скважины для предотвращения внедрения нефти в законтурную область. Данные по газовому фактору скв. 790, 839 противоречивы: по одним данным (замеры на 1.01.95г) газовый фактор этих скважин равен, соответственно, 200 и 187 м3/т, по другим (данные ТомскНИПИнефть), соответственно, 448 и 498 м3/т.

4. Способы утилизации

4.1 Система сбора нефти и попутного газа в НГДУ «Стрежевойнефть» однотрубная, закрытого типа с замерными установками типа «Спутник»

На Лугинецком месторождении нефть по выкидным линиям однотрубной системы сбора через замерные установки поступает на установку подготовки нефти (УПН) и на дожимную насосную станцию ДНС-2. Частично разгазированная нефть с ДНС-2 поступает на узел подключения УПН. Узел подключения - приемный коллектор диаметром 1020 мм, предназначается для усреднения состава нефти. [3]

5. Охрана недр и окружающей среды

Основными типами антропогенных воздействий на природу, изменение природы под их влиянием, являются:

нефтяное загрязнение окружающей среды вследствие несовершенства технологии, аварийных разливов и несоблюдение природоохранных требований;

загрязнение атмосферы при сгорании газа в факелах и потери через негерметичное оборудование в районе компрессорной станции, при авариях на газо- и нефтепроводах;

загрязнение природной среды промышленными и бытовыми отходами;

развитие отрицательных физико-геологических процессов в зоне строительства и эксплуатации объектов (изменение поверхностного стока, заболачивание, подтопление, развитие оврагов, оползней, эрозии, активизация криогенных процессов на участках распространения многолетне-мерзлых пород, засоление выходом сеноманских вод);

...

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