Обработка ПЗП на Манчарском месторождении. Курсовая v 2.0. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.93 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Манчаровское нефтяное месторождение НГДУ “Чекмагушнефть” АНК “Башнефть” относится к категории крупных. Оно находится в северо-западной части Башкортостана в шестидесяти километрах к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. К югу от месторождения проходит железная дорога Уфа-Ульяновск. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк удалена от площади месторождения на сто километров. Северо-восточнее площади протекает судоходная река Белая, соединяющая столицу Башкортостана город Уфу с основными водными путями - реками Камой и Волгой. По соседству с Манчаровским месторождением находятся Чекмагушевское и Менеузовское нефтяные месторождения. Само Манчаровское месторождение включает следующие площади: Манчарово-Игметовскую, Крещено-Буляновскую, Яркеевскую, Абдуллинскую, Тамьяновскую, Имянлекулевскую, Исанбаевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую. Разведочные рaботы на площади начаты в 1953 году на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 году. Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и девона, а также в карбонатных коллекторах турнейского яруса и каширского горизонта. Разрабатывается месторождение НГДУ “Чекмагушнефть”, которое находится в городе Дюртюли. На рисунке 1.1 представлена обзорная карта районов деятельности НГДУ “Чекмагушнефть”. В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с общим пологим уклоном к реке Белой и с отдельными пологими возвышенностями и увалами. Наибольшие абсолютные отметки поверхности достигают от 215 до 220 метров включительно, минимальные отметки дневной поверхности в пойменных участках рек составляет от 75 до 80 метров. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Для района месторождения характерно наличие большого количества оврагов. Масштаб 1:620000 — • — - границы месторождений; — •• — - границы площадей. 1 - Андреевское месторождение ;2 - Менеузовское месторождение; 3 - Мачаровское месторождение; 4 - Таймурзинское месторождение; 5 - Чекмагушевское месторождение; Рисунок 1.1 - Обзорная карта районов деятельности НГДУ “Чекмагушнефть” Гидрографическая сеть представлена реками Сюнь, База, Куваш, левосторонними притоками реки Белой. Реки имеют асимметричные долины с крутыми правыми и более пологими левыми берегами. Территория Манчаровского месторождения расположена в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водопроницаемые породы многократно чередуются с водоупорными. N S Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Границы зоны пресных вод проходит на абсолютных отметках от 40-50 метров на Исанбаевской площади до 140-150 метров на юге Кувашской площади. Воды Чишминского водоносного комплекса уфимского яруса широко используется для водоснабжения населенных пунктов района. Глубина скважин на воду составляет 60-140 метров. По климату площадь месторождения относится к умеренно-влажному теплому агроклиматическому району. Среднегодовая температура воздуха составляет 23-25 градусов Цельсия. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым - июль. Зимние минимумы доходят до минус 48 градусов Цельсия, летние максимумы до плюс 40 градусов Цельсия. Преобладающими ветрами является южные и юго-западные. 1.2 Стратиграфия и тектоника Геологический разрез Манчаровского месторождения является типичным для платформенной части Башкортостана. Он вскрывает пласты до глубины 1995 метров. В тектоническом отношении месторождение расположено в Бирской седловине, сложенной по нижнепермским и каменноугольным отложениям рядом структур второго порядка. Валы в свою очередь осложнены локальными поднятиями третьего порядка. По кровле бобриковского горизонта структура месторождения представлена в виде двух параллельных валообразных поднятий, вытянутых с северо-запада на юго-восток и оконтуренных общей изогипсой - 1165 метров. Общая протяженность структуры по изогипсе - 1165 метров равна - 45 километров при ширине 10 километров. На западной тектонической линии (с севера на юг) выделяются Исанбаевское, Яркеевское, Крещено-Булянское, Тамьяновское и Кувашское поднятия, на восточной линии выделяются Западно-Менеузовское, Игметовское, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Манчаровское, Имянлекулевское. От Игметовского поднятия ответвляется в юго- восточном направлении Абдуллинское. Краткая характеристика отдельных поднятий Манчаровского месторождения приводится ниже. Манчаровское поднятие расположено в южной части месторождения и оконтурено изогипсой - 1165 метров. Самая высокая отметка 1118 метров (скважина 547). Размеры поднятия по изогипсе - 1165 метров 6,83,0 километров, высота 53 метра. Игметовское поднятие является северным продолжением Манчаровского поднятия. Оконтурено оно изогипсой - 1165 метров. Размеры поднятий 5,42,2 километров. Амплитуда поднятия по отношению к прогибу, отделяющему его от Крещенского поднятия, равна 22 метрам. Абдуллинская структура состоит из двух обособленных поднятий, каждое из которых оконтуривается изогипсой - 1165 метров и отделенных друг от друга седловиной. Свод северного поднятия имеет отметку - 1144,7 метров. Это поднятие осложнено в свою очередь двумя небольшими куполами. Южное поднятие осложнено также двумя куполами с отметкой - 1144,8 метров (скважина 473) и 1149,2 метра (скважина 438). Общие размеры 102 километра. Имянликулевская структура расположена к югу от Абдуллинской структуры и состоит из двух небольших поднятий. Амплитуда структуры от 8 до 11 метров. Тамьяновская структура располагается в юго-западной части месторождения и оконтуривается изогипсой - 1170 метров. Самые высокие отметки -1159,7 и 1158 метров встречены в скважинах 514 и 534. Размеры структуры 82,8 километра, высота 25 метра. Кувашская структура располагается к югу от Тамьяновской и оконтуривается изогипсой - 1160 метров. Размеры структуры 32,5 километра,высота 25 метра. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 9 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Крещено-Булянское поднятие располагается к северу от Тамьяновского. Размеры поднятия по изогипсе - 1165 метра 11,43,0 километров. Высота 15,5 метра. Яркеевское поднятие является северным продолжением Крещено- Булянского поднятия. Самая высокая отметка свода - 1146,5 метра. Размеры поднятия 153 километра, высота 20 метров. Исанбаевское структура расположена севернее Яркеевского поднятия. Размеры структуры по изогипсе - 1175 метра составляет 9,32,2 километра. Высота 15 метров. 1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов В продуктивной части разреза выделяется пять эксплуатационных объектов: - верхняя пачка терригенной толщи; - нижняя пачка терригенной толщи; - турнейский ярус; - пласты Д кн1 и Д кн2 кыновского горизонта; - пласт Д 1 пашийского горизонта. В стратиграфическом отношении терригенная толща нижнего карбона Манчаровского месторождения включает в себя отложения тульского, бобриковского, радаевского и елховского горизонтов. Разрез толщи представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистоглинистых сланцев и известняков. Общая толщина терригенной толщи нижнего карбона в пределах месторождения изменяется от 34 до 85 метров включительно и увеличивается от сводов поднятия к крыльям. Суммарная толщина песчаников изменяется от 3,8 до 54 метров. В разрезе терригенной толщи выделяется семь песчаных пластов: II, V, VI0,VI1, VI2, VI3, ЛII. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 10 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ За исключением пласта II нефть содержится во всех остальных шести пластах, которые являются объектами разработки. Пласт V выделяется в разрезе тульского горизонта. Песчаники имеют весьма ограниченное распространение по площади, вскрыты всего девятью скважинами на трех локальных участках. Литологически пласт VI0 представлен мелкозернистыми (44-70 %), среднезернистыми (18,2 %) песчаниками, доля крупноалевритовой фракции изменяется от 5,5 до 34,8 процентов, а глинистой изменяется от 1,0 до 4,2 процентов, карбонатность не превышает одного процента. Пласт VI1 по гранулометрическому составу также неоднороден. В пласте выявлено 13 залежей нефти. Размеры наибольшей из них 247,5 километров, высота 47 метров. ВНК залежей имеют отметки от 1164,9 до 1172,0 метров. Пласт VI1 относится к бобриковскому горизонту. Он является основным по запасам нефти продуктивным пластом. Песчаный пласт VI2 относится к бобриковскому горизонту, представлен кварцевыми песчаниками. Песчаники пласта является нефтеносными на Крещено-Буляновской, Игметовской, Манчаровской, Абдуллинской, Кувашской и Тамьяновской площадях. Залежи нефти относятся к пластово-сводовым и структурно-литологическим. Всего выявлено 17 залежей нефти, из которых наибольшая имеет размеры 9,53,2 километра. ВНК залежей имеет отметки - 1171,8-1178,0 метров. Пласты VI3 и ЛII приурочены к нижней части терригенной толщи и относятся к бобриковско-радаевскому (VI3) и елховском (ЛII) горизонтам. Песчаники пластов является нефтеносными. Всего выявлено 14 залежей нефти. ВНК - 1181,6-1203,0 метров. Таким образом, пласты бобриковского горизонта представлены коллекторами с высокими фильтрационными свойствами. Турнейский ярус. В турнейском ярусе установлено пять продуктивных пластов - Т 1 , Т 2 , Т 3 , Т 4 , Т 5 . Литологически все пласты представлены известняками с прослоями доломитов и аргиллитов. Карбонаты характеризуются различной Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 11 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ степенью нефтенасыщенности. Породы с пористостью 1-7 процентов, как правило, не содержат нефти, то есть не является коллекторами, а с пористостью 7-9 процентов имеют неравномерное и слабое насыщение нефтью. Однако эти породы непроницаемые. Карбонаты с пористостью выше 9 процентов имеют более интенсивное нефтепроявление, и является коллекторами для нефти. Пласт Т 1 залегает в верхней части турнейского яруса. Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков. В пласте выявлены 19 залежей нефти, они является пластово-сводовами и структурно- литологическими. Пласт Т 2 отделен от вышележащего пласта Т 1 глинисто-карбонатным прослоем. На площади месторождения выделено 11 залежей нефти литологического и пластово-сводового типов. Пласт Т 3 отделен от пласта Т 3 глинисто-карбонатным прослоем, толщина которого изменяется в пределах от 1,2 до 6,8 метров. Максимальная нефтенасыщенная толщина вскрыта скважиной 2372 и равна 7,6 метров. На площади выявлено 14 залежей нефти пластово-сводового типа. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта Т 4 равна 6,0 метров. Выявлено 13 залежей нефти. В пласте Т 5 выявлено 6 залежей массивного типа. Залежи нефти подстилаются водой. Пласт Т 5 на Кувашской площади является водоносным. Терригенные отложения девона представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Нефтеносность установлена в кыновском, пашийском и муллинском горизонтах верхнего и среднего девона. Пласт Д кн1 залегает в верхней части кыновского горизонта. Представлен он песчано-алевролитыми породами. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта равна 2,8 метров. На площади выявлено 8 залежей нефти литологического типа. Пласт Д кн2 приурочен к средней части кыновского горизонта. Нефтеносность установлена в 13 скважинах, на площади месторождения выявлены три залежи нефти. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 12 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов изменяются в широких пределах. Следует отметить, что продуктивные пласты не всегда монолитны. В разрезах большинства скважин они расчленяются на два, три прослоя. Общая толщина песчаников изменяется от 0,8 до 25,8 метров включительно. Средняя пористость составляет около 20 процентов, проницаемость 1,249 мкм 2 Самые высокие начальные балансовые запасы нефти сосредоточены в нижней пачке терригенной толщи нижнего карбона, и равно 88,897 млн. тонн. 1.4 Характеристика пластовых флюидов Основные свойства нефтей всех продуктивных пластов показывают, что основные параметры пластовых нефтей не везде одинаковы и могут варьировать в значительных пределах. Свойства нефти каширского горизонта в пластовых условиях не изучались. По данным одной пробы вязкость разгазированной нефти равна 129,7 мПас. Нефти пластов верхней пачки теригенной толщи нижнего карбона в пластовых условиях имеют плотность 871,6-883,0 кг/м 3 , на Кувашской площади 881-889 кг/м 3 , средняя - 878,0-885,0 кг/м 3 . Газосодержание изменяется от 13,5 до 23,1 м 3 /т включительно, среднее - 18,7 м 3 /т, вязкость 14,2-23,7 мПас, средняя 17,7 мПас. Давление насыщения нефти газом равно 6,32 МПа. Свойства пластовой нефти нижней пачки теригенной толщи нижнего карбона несколько отличается от таковых нефтей верхней пачки: плотность изменяется от 884 до 898 кг/м 3 включительно, средняя - 891 кг/м 3 , вязкость - от 20,4 до 34,5 мПас, среднее - 28,2 мПас. Давление насыщения нефти газом равно 5,8 МПа. Газосодержание равно 16,5 м 3 /т. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 13 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Нефти турнейского яруса более тяжелые по сравнению с нефтями теригенной толщи нижнего карбона, плотность равна 902,8 кг/м 3 , вязкие от 1,4 до 3,6 МПа включительно, газосодержание изменяется от 6,2 до 14,4 м 3 /т включительно. Нефть кыновского горизонта имеет вязкость равной 11,7 мПас, газосодержание равно 30,3 м 3 /т, давление насыщения нефти газом равно 6,8 МПа, плотность равна 860,0 кг/м 3 , мольное содержание азота 5,1 процента. Нефть пашийского горизонта имеет давление насыщения нефти газом 4,6 МПа, плотность - 882 кг/м 3 , вязкость - 19,1 мПас, газосодержание равно 19,0 м 3 /т. В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях, преобладает метан: 26,6 процента в терригенной толще нижнего карбона; 32,89 процента в турнейском ярусе; 32,3 процента в кыновском горизонте и 37,36 процентов в пашийском горизонте. В газе нефти турнейского яруса присутствует сероводород в количестве 2,57 процента. В составе газа нефтей остальных горизонтов сероводород не обнаружен. По данным анализа проб разгазированной нефти терригенной толщи нижнего карбона видно, что нефти эти тяжелые (плотность 901-908 кг/м 3 ), вязкие (вязкость 52,4 мПас), смолистые (содержание силикагелевых смол 17,7 процентов), сернистые (содержание серы 3 процента), парафинистые (3,7 процента). Выход светлых нефтепродуктов составляет 38,6 процентов. Нефти турнейского яруса тяжелые (плотность 904-912 кг/м 3 ), вязкие (вязкость 62,7 мПас), смолистые (содержание силикагелевых смол 19,9 процентов), сернистые (содержание серы 3,4 процента), парафинистые (4,2 процента). Выход светлых нефтепродуктов составляет 36,9 процентов. Пластовые воды представляют хлорокальцевые растворы с плотностью 1176-1193 кг/м 3 . Газосодержание в пластовой воде не определено. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 14 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ При опробывании пласта Т 5 турнейских известняков в скважине 434 Крещено-Буляновской площади получена минерализованная вода с максимальной плотностью 1184 кг/м 3 . Общая минерализация равна 7477,36 г/л. Воды отложения турнейского яруса по физико-химическим свойствам очень близки к водам бобриковского горизонта. В целом воды бобриковского горизонта и турнейского яруса является метаморфизованными рассолами, что свидетельствует о гидрогеологической замкнутости этих отложений. 1.5 Состояние разработка месторождения Манчаровское нефтяное месторождение разрабатывается с 1957 года. Основные объекты разработки - залежи нефти в пластах бобриковского горизонта и турнейского яруса, а также в пластах кыновского и пашийского горизонтов девона и среднего карбона. Характеристика основных показателей разработки Манчаровского месторождения представлены в таблице 1.2. На рисунке 1.3 показаны зависимости основных показателей разработки Манчаровского месторождения от времени. Таблица 1.1 - Характеристика основных показателей разработки Манчаровского месторождения Годы Добыча, тыс. тонн Обводненность, % Нефти Жидкости 1 2 3 4 1957 553,8 687,5 2,3 1962 1067,3 1168,5 7,6 1967 4050,0 6071,3 41,2 1972 2573,5 6203,1 73,3 1977 1806,7 9170,9 84,5 1982 1900,5 16573,2 88,8 1987 1650,3 18505,9 91,1 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 15 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 1988 1602,6 20179,8 92,0 1989 1547,2 21632,4 92,8 1990 1469,7 23044,2 93,6 1991 1343,3 22140,6 93,9 1992 1190,2 21114,2 94,3 1993 1025,7 20105,8 94,9 1994 880,0 18759,9 95,9 1995 729,1 17787,8 95,7 1996 719,3 17543,5 95,1 1997 616,7 12234,6 95,0 1998 572,0 11565,2 92,8 Таблица 1.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2013 год Показатели Показатель Откло- нение Проектный Фактический 1. Добыча нефти, тыс. тонн 548,9 572,1 +23,2 2.Добыча жидкости, тыс. тонн 12279,6 11565,8 -714,4 3.Обводненность весовая, % 95,5 92,9 -2,7 4. Закачка воды, тыс. м 3 8796,7 9183,9 +387,2 5. Ввод нефтяных скважин, скв. 3 - -3 6. Ввод нагнетательных скважин, скважин 1 3 |