Отчет по практике. практика. 1 общие сведения о промысловом объекте
 Скачать 144.51 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Для повышения нефтеотдачи пласта на Ново-Елховском месторождении применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи. [15] 34  ВВЕДЕНИЕ В настоящее время проблема рационального контроля показателей разработки стоит очень остро, что связано с падением уровня добычи нефти вследствие ухудшения структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов в глинистых высоко- и малопродуктивных коллекторах на ряде площадей и месторождений, разрабатываемых АО «Татнефть», существенно возросла. Для точного прогнозирования объемов добычи нефти из разрабатываемых горизонтов кроме ужесточения требований к применяемому оборудованию и качеству закачиваемой воды, а также проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин невозможно обойтись и без применения научно обоснованной и испытанной методики проведения прогнозных расчетов показателей разработки. Также необходимо учитывать особенности взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин и режимы их работы, разрабатывать новые требования к системе сбора и подготовки нефти и газа и технологии, позволяющие эффективно эксплуатировать скважины малодебитного фонда. Такой комплексный подход к решению проблемы прогнозирования разработки тем более необходим в связи с тем, что для эффективной работы предприятий нефтегазодобывающей промышленности необходимо правильное и своевременное реагирование на изменение технологических показателей. Необходимо иметь правильное представление о выработке запасов и процессах, протекающих в продуктивном коллекторе, для более эффективной работы скважин и месторождения в целом. 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ Ново-Елховское нефтяное месторождение расположено на Юго-востоке Татарстана, в административном отношении на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3км) от Ромашкинского месторождения. Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики. [1] Акташская площадь расположена в северной части Ново-Елховского нефтяного месторождения, и выделена в виде самостоятельного объекта разработки НГДУ "Елховнефть". По своему расположению она является краевой площадью, ограниченной с запада, севера и востока внешним контуром нефтеносности. С юга она граничит с Ново-Елховской площадью. К востоку от Ново-Елховского месторождения в непосредственной близости расположено Ромашкинское нефтяное месторождение. В административном отношении площадь расположена на юго-востоке Татарстана в пределах Заинского и Альметьевского районов Республики Татарстан. На этой территории расположен ряд небольших населенных пунктов, таких как Акташ, Маврино, Утяшкино, Савалеево, Светлое Озеро и др. Поблизости от района площади расположены города Альметьевск и Заинск. Район покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань - Уфа. По дорогам может осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями в городах Заинск, Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами, находящимися в непосредственной близости от двух последних. Кроме того, в Набережных Челнах находится пристань на реке Кама. В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Для него характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине и представлена рекой Степной Зай с ее многочисленными притоками. В наиболее возвышенных частях местности наблюдаются отметки порядка 250 м. Территория по растительному покрову может быть отнесена к лесостепной зоне, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Наибольшая часть годовых осадков (при их среднегодовом количестве около 450 мм) выпадает за период с мая по октябрь. В районе расположения месторождения площади имеется ряд месторождений полезных ископаемых (известняки, гравий, суглинки, песок, гипс и др.), которые в качестве минерального и строительного сырья могут быть использованы для целей строительства объектов различного назначения. Кроме того, в технологической структуре НГДУ имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. В системе ППД для закачки используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков и дожимных насосных станций,оборудованных сбросом сточной воды. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от расположенной в городе Заинске Заинской ГРЭС. Интенсивная разработка площадей Ново-Елховского месторождения привела к созданию в этом районе инфраструктуры, обеспечивающей занятость значительной части населения на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, строительно-монтажной индустрии, а также в сельскохозяйственном производстве. 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ГОРИЗОНТОВ), СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ На Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно. [3] Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров. Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей. Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела, от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м. По всей площади дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных. На Ново-Елховской площади нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости, по данным бурения и керна, зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200 – 250 м до живетских (1800-1900 м) включительно. По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков. Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д0 кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д1) и пласты Д2-Д5 живетского и эйфельского ярусов. Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты – это единый гидродинамический связанный резервуар. Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет – 1514,5 2,5 м (таблица 1.1.1). Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д0-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечены по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д). Таблица 1.1.1 - Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения
Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона. В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса. В терригенной части нижнего карбона Ново-Елховского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки – бобриковские и тульские пласты.Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: Сlтл4 и Сlтл2 . Пласт Сlтл4 залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения – на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями. Пласт Сlтл2 залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Ново-Елховской площади. Между тульским известняком и пластом Сlтл4 лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта Сlтл2 разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м. Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения. Общая толщина отложений горизонта ДI составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина - 14,2 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная - 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная – 3,1 м. Анализ толщин по отдельным пластам указывает на наличие различий средних нефтенасыщенных толщин как по пластам, так и группам коллекторов (таблица.1.1.2). Наименьшей средней нефтенасыщенной толщиной характеризуются пласты "а" и "б1" и составляют около двух метров, а по другим пластам - три метра. Сопоставление толщин по группам коллекторов указывает на то, что в целом нефтенасыщенная толщина пластов, представленных высокопродуктивными коллекторами выше, чем по группе высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных. Таблица 1.1.2 - Толщины пластов
Продолжение таблицы 1.1.2
В отложениях бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади выделяется один пласт и лишь в редких скважинах появляется 2-3 пласта, т.е. залежи нефти в бобриковских отложениях имеют, в основном, однопластовое строение. Наибольшая толщина пластов бобриковского горизонта приурочена, как правило, к прогибам, наименьшая – к своду структуры. На размещение залежей нефти бобриковского горизонта по площади большое влияние оказывает литологический фактор. Коэффициент распространения коллекторов бобрикрвского горизонта составляет всего 0,38. Это указывает на то, что на большей части Ново-Елховского месторождения бобриковские пласты замещены глинистыми породами. Толщина продуктивной части пласта почти в 50% скважин не превышает 2 м. Залежи имеют небольшие размеры. Тип залежей пластовый со значительным литологическим ограничением. Одной из особенностей геологического строения бобриковского горизонта, влияющей на процесс разработки, является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков. ВНК по залежам бобриковского горизонта погружется от залежи к залежи с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам нефти бобриковского горизонта Ново-Елховской площади равна – 870,7 м. Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемими и непроницаемыми породами, не выдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепецкого комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами, толщина его выдержана по площади и составляет 4 м. Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10 – 15 м) и высокоамплитудные по ширине – от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, в следствие чего залежи имеют длину до 11 км. Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м. В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки. Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км2, высота залежей до 60 м, нефть тяжелая (915 - 940 кг/м3), высоковязкая (до 80 мПас). Таким образом, осадочная толща на Ново-Елховской площади представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д0) и пашийского горизонта (ДI) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Значительные запасы нефти также выявлены в разрезе нижнего карбона в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса. Основными объектами разработки на Ново-Елховской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д0 и Д1. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргеллитами, которые откладываются в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций. Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. [4] Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории площади и разрезу продуктивных отложений близки по своему значению , т.е. по литологии пласты объекта можно считать одинаковыми. Увеличение содержания мелко - зернистой пеаммитовой или алевролитовой и особенно пелитовой фракций резко снижает коллекторские свойства пород, а при содержании пелитовой фракции, в среднем, более 5% породы переходят в класс коллекторов. Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на площади достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов. Детальная корреляция разрезов скважин показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация – сверху вниз – Д0 (кыновский горизонт), а, б1, б2+3 (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д. Пласты девонских отложений обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно – фильтрационными свойствами (таблица 1.2.1). Таблица 1.2.1 - параметры коллекторов Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения
При обосновании параметров (пористость, проницаемост, глинистость и нефтенасыщенности) получено, что определенный класс коллектора характеризуется своими значениями параметров, независимо от принадлежности к тому или иному пласту или зоне, или площади. Полученные значения приведины в таблице 1.2.2. Таблица 1.2.2 - Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д0 и Д1 Ново-Елховского месторождения
В таблице 1.2.3 значения коэффициентов песчанистости (Кпес) и расчлененности (Кр) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта. Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в равна 0,565, а по его продуктивной части - 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330. При анализе величин Кр видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент составляет 3,5, а по продуктивной части - 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов.
Таким образом основными объектами разработки на Ново-Елховской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса. Они сложены песчаниками, алевролитами и аргеллитами имеющие хорошие показатели пористости и проницаемости, позволяющие рентабельно разрабатывать месторождение. Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 0С и 760 мм.рт.ст.). [5] Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 0С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но несущественны. Данные о средних параметрах основных свойств пластовой и поверхностной нефти приведены в таблице 1.3.1. Таблица 1.3.1 - Средние параметры основных свойств пластовойи поверхностной нефти по Ново – Елховской площади
0Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (μ) от давления (p) при пластовой температуре (рисунок 1.3.1). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||