Курсовая. Курсовая. Эксплуатация. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений
• Анкор: Курсовая
• Дата: 04.08.2021
• Размер: 1.43 Mb.
• Имя файла: Курсовая. Эксплуатация.docx
• Тип: Курсовой проект; #226175
• страница: 2 из 11

1.2 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Д-3 Гаршинского месторождения

Разработка начата в 1984 г. С 2005 г. организована система ППД.

На объекте числится 127 скважин, в т.ч.: добывающих– 57 (действующих – 54, бездействующих – одна, в консервации – две), нагнетательных – 45, контрольных – 24 (все пьезометрические), ликвидированных - одна.

Накопленная добыча нефти по объекту составляет 12467 тыс.т, жидкости 14400,1 тыс.т, отбор нефти от НИЗ – 41,7% при обводненности – 29,7%, текущий КИН – 0,296 при утвержденном КИН – 0,573. Накопленная закачка составляет 24510,5 тыс.м³, накопленная компенсация 85,5%.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2013 г. на уровне 1361,7 тыс.т нефти (темпы 5,7% НИЗ, 7,7% ТИЗ), жидкости отобрано 1510,7 тыс.т при среднегодовой обводненности 9,9%.

Добыча нефти в 2018 году составила 632,1 тыс.т, добыча жидкости – 899,7 тыс.т. Годовая закачка 3502,0 тыс.м³, текущая компенсация 219,2%. В 2018 году в эксплуатации на нефть пребывало 54 скважины со средним дебитом нефти 35,8 т/сут, дебитом жидкости – 51,0 т/сут. Под закачкой пребывало сорок пять скважин со средней приемистостью 230,7 м³/сут.

Энергетическое состояние объекта неудовлетворительное – текущее пластовое давление (23,86 МПа) снижено относительно начального (46,8 МПа) на 49,0% (22,9 МПа).

Нефтяные залежи ардатовского горизонта

Пласт Д3-1

Пласт Д3-1 литологически сложен терригенными отложениями, представлен песчаниками, алевролитами с прослоями аргиллитов. Толщина пласта по площади изменяется от 8 м до 23 м, количество проницаемых прослоев от 1 до 11.

Выдержанной покрышкой для коллекторов являются глинистые породы, залегающие в кровельной части разреза. Дополнительным надежным флюидоупором является карбонатная пачка, которая прослеживается регионально и именуется репером «средний известняк». Отложения песчаника встречаются практически по всему Гаршинскому и частично Широкодольскому лицензионным участкам, фтльтрационно-емкостные свойства коллекторов различаются по площади и соответствуют условиям формирования пород. Особенностью пласта является наличие глинистого раздела между пластами Д3-1 и Д3-2 в центральной и западной частях Гаршинского и Широкодольского участков. Восточная часть Гаршинского ЛУ представлена непрерывным песчаником пластов Д3-1+2, глинистые маломощные пропластки незначительно ухудшают гидродинамическую связь по разрезу.

Разлом, разделяющий блоки I, II и V, является не проводящим, в последнем подсчете запасов залежи нефти в этих блоках рассматривались как самостоятельные с собственными подсчетными параметрами.

Залежи нефти пластовые литологически и тектонически экранированные. Коллектор терригенный поровый.

Всего было выявлено девять залежей нефти на Гаршинском, Грачевском и Широкодольском поднятиях.

Гаршинское поднятие

Залежь в районе скв. №702 (блок I).

Залежь с севера и юга ограничивается разломами.

В пределах залежи пробурено шесть скважин 711, 731, 750, 702, 705, 707 и БС. Наибольшие толщины коллекторов 6,4 м выявлены в скважине 707.

Промышленная нефтеносность подтверждена опробованием в одной скважине 702, приток нефти 42,13 м³/сут с незначительным содержанием воды 0,87 м³/сут. Западная часть изучена только методами ГИС.

Количество пропластков изменяется по скважинам от двух до четырех,

Уровень ВНК принят на абс. отм. -3979,6 м.

В I блоке в двух скважинах 650 и 756 пласт заглинизирован. Принимая во внимание различие в контактах до 10 м между западной и восточной частями, предполагаем, что зона неколлектора по скважине 756 разделяет I блок на две залежи.

Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная, размеры залежи: 6,0×1,7 км, высота – 23,5 м.

Запасы залежи отнесены к категории АВ₁В₂.

Залежь в районе скв. № 282 (блок II).

Нефтеносность пласта Д3-1 этой залежи впервые установлена в 1984 году в скважине №285 в процессе бурения в интервале -3905,3-3962,3 м, расчетный дебит нефти составил 72 м³/сут. Затем наличие нефти подтвердилось опробованием и эксплуатацией в скважинах №№282,777,720,807,659,697,700. Максимальный приток был получен в скважине №282 в интервале перфорации 4140,0-4155,0 (-3955,8-3970,7) м, дебит нефти составил 136,9 т/сут.

В 2017 году пласт опреативно пересчитывался. В новых скважинах пласт опробован только в скважине №1254. По данным ГИС пласт Д3-1 в ней вскрыт в интервале 4257,7-4265 (-3955,5-3962,8) м и представлен одним проницаемым прослоем эффективной нефтенасыщенной толщиной 7,3 м. При опробовании пласта в колонне из интервала перфорации 4258,0-4283,0 (-3955,9-3980,7) м получен приток безводной нефти дебитом 158,3 т/сут. Скважина пущена в эксплуатацию.

После подсчета запасов основные изменения произошли за счет эксплуатационного бурения. Всего пробурено 12 новых скважин. В центральной части залежи пробурены 5 новых скважин №№1094,1125,1251,1261,1262. Коллектор в скважинах представлен 1-3-мя проницаемыми нефтенасыщенными песчаниками, толщиной от 1,7 м в скважине №1261 до 13,2 м в скважине №1125. Пласт в этих скважинах не опробовался, насыщение установлено по данным ГИС.

В западной части залежи в ранее установленной зоне замещения коллектора пробурены новые скважины №№40, 1000, 1001, 1254, 1255, 1256, 1257. По данным ГИС в скважине №1001 коллектор замещен плотными породами, в остальных скважинах пласт Д3-1 нефтенасыщен. Коллектор представлен одним – 6-ю проницаемыми прослоями песчаников. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,2 м в скважине №1000 до 9,0 м в скважине №40.

По новым данным скорректирована граница распространения коллектора в западной части залежи, в результате чего произошло расширение площади нефтеносности и увеличение нефтенасыщенного объема в целом по залежи, что привело к увеличению геологических запасов по пласту.

ВНК по залежи принят на отметке минус 3983,5 м как среднее значение между самой низкой подошвой нефти в скважине №815 (-3983,3 м) и кровлей воды в скважине №821 (-3983,7 м).

Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная Размер залежи–10,0×2,5 км, высота – 39,8 м.

Запасы залежи отнесены к категории А.

Залежь в районе скв. 751 (III блок) и 295 (IV блок)

Залежь изучена тремя скважинами 751, 295, 758.В утвержденном подсчёте запасов 2015 года залежь представлялась как единая с тремя пробуренными скважинами 295, 758, 751, разлом, проходящий в центре залежи, оценивался как проводящий. Разломы возле скважин 751,758 и 295 более амплитудные, поэтому являются непроводящими.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 2,0 х 0,6 км, высота –19,3 м.

Залежь изучена тремя скважинами 751, 295, 758. ВНК отбивается на глубине минус 3989,3 м.

Длина залежи – 2,0 км, ширина – 0,6 км, высота – 19,3 м (Граф. 21).

В связи с малыми размерами запасы по залежи отнесены к категории В₁.
Залежь в районе скв. 759

Проявление структуроформирующих движений в среднефранско-раннефаменское время привело к образованию обособленной тектонически-экранированной залежи в районе скважины 759. Опробование пласта не проводилось.

ВНК условно принят по подошве нефтяного коллектора на абс. отм.
-4013,6 м. Залежь контролируется с юга разломом, а с севера линией водонефтяного контакта.

Залежь пластовая, тектонически-экранированная. Размеры залежи: 0,5×0,7 км, высота – 10 м.

Запасы отнесены к категории В₂.

Залежь в районе скв. 291 (II блок)

Скважина 704, вскрывшая неколлектор, отделила район скважины 291 от основной залежи в районе скважины 620 (II блок). В пределах залежи пробурена одна скважина 291. Залежь с запада литологически ограничена, тектонически осложнена разломами.

В скважине по данным ГИС выделяются три нефтенасыщенных пропластка в интервале глубин 4161,7-4170,8 м (абс. отм. -3981,5-3990,6 м), их пористость изменяется от 7,8 до 10,1 %, коэффициент нефтенасыщенности – 72,8-83,4 %. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает верхний пропласток толщиной 1 м, ниже песчаник алевритистый.

Скважина испытана в процессе бурения в интервале 4128,0-4173,0 м
(абс. отм. -3947,8-3992,8 м), получена нефть с буровым фильтратом в количестве 3,7 м³/сут.

Условный уровень ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пропластка скважины 291 на абс. отм. -3990,6 м. Водонасыщенные скважины в районе залежи отсутствуют.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 1,7 х 1,3 км, высота –9,1 м.

Все запасы по залежи оценены по категории В₁.

Грачевское поднятие

Залежь в районе скв. №511

В 2017 году пласт опреативно пересчитывался. После подсчета запасов на пласт Д3-1 в районе скважины №511 пробурена 21 новая скважина, из которых 8 скважин находятся в границах запасов нефти категории В₁, в 5-ти скважинах (№№554,562,567,568,569) коллектор замещен плотными породами и в 8 скважинах (№№18,43,522,523,553,586,592,1253), пробуренных в ранее установленной зоне замещения коллектора, выявлено нефтенасыщение пласта Д3-1. По данным ГИС пласт Д3-1 в этих скважинах залегает на глубине от 4157,4 (-3977,7) м в скважине 563 до 4444,0 (-3990,1) м в скважине №562. По скважинам пласт представлен от 1-2 до 4-х реже 5-ю проницаемыми прослоями, толщиной от 0,6 м до 3,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 м до 8,1 м, средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины в целом по залежи составляет 4,2 м.

Пласт Д3-1 опробован в новой скважине №522, в которой из интервала перфорации 4272,5-4284,0 (-3961,9-3973,4) м получен безводный приток нефти дебитом 247,7 т/сут. Скважина пущена в эксплуатацию.

С учетом новых данных уточнены границы залежи, что привело к увеличению площади нефтеносности, нефтенасыщенного объема и геологических запасов.

Нефтеносность пласта Д3-1 доказана опробованием в 3-х скважинах №№511,521,550, в которых были получены безводные притоки нефти дебитами от 128,6 т/сут до 295,5 т/сут, и подтверждается опробованием в новых скважинах №№522,551,565, в которых также получены безводные притоки нефти дебитами от 36,6 т/ сут до 247,7 т/ сут.

В остальных скважинах опробование не проводилось, насыщение коллекторов в них установлено по данным ГИС, причем во всех скважинах этой залежи нефтенасыщение пласта установлено от кровли до подошвы.

Для оценки запасов нефти пласта Д3-1 условный подсчетный уровень принят по подошве нефти в скважине №599 на отметке минус 3993,7 м.

Залежь нефти пластовая сводовая литологически и тектонически экранированная, размеры залежи составляют 6,25х1,42÷1,85 км, высота 32 м.

Запасы отнесены к категории А.

Залежь в районе скв. №457

Нефтенасыщенность в скважине подтверждается геофизическими данными и промышленным притоком нефти.

В скважине вычленяются по геофизическим кривым три пропластка, нижний коллектор толщиной 0,6 м с неопределенным насыщением отделен от верхних глинистой перемычкой толщиной 3,1 м.

В скважине 459 пласт представлен неколлектором, при испытании «сухо». Граница неколлектора проведена на середине расстояния между скважинами 457 и 459, на западе в связи с недоизученностью это расстояние сохранено.

ВНК принят на абс. отм. -3981,9 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи – 1,5 км х 0,8 км, высота – 21,9 м.

Все запасы по залежи оценены по категории А.

Широкодольское поднятие

Залежь в районе скв. №620

В подсчете запасов запасы нефти по залежи были подсчитаны совместно с залежью района скважин №№282-700 (блок II). Частично были выделены запасы в нераспределенной зоне на границе Гаршинского и Широкодольского лицензионных участков.

Пласт Д3-1 по залежи опробован в 20 скважинах. Первоначальный максимальный дебит безводной нефти 245,57 м³/сут получен в Гаршинской скважине 659. В скважине 698 объём нефти составил 265,75 м³/сут. и пластовой воды – 67,04 м³/сут. Наименьший приток нефти в объёме 48,36 м³/сут зафиксирован в скважине 692, с водой – 20,93 м³/сут.

В 2017 году залежь оперативно пересматривалась в опреативном порядке. После подсчета запасов на Широкодольском лицензионном участке пробурены 4 новые скважины №№683,694,695,808. Скважина №694 находятся в части залежи с запасами категории А, скважины №№683, 695 в категории В_1. По данным ГИС скважины вскрыли нефтенасыщенный коллектор с меньшими толщинами, чем предполагалось. Так в скважине №683 эффективная нефтенасыщенная толщина составила 11,8 м вместо 14,0 м, в скважине №694 - 3,6 м вместо 7,0 м, в скважине №695 – 8,0 м вместо 13,0 м, что привело к уменьшению объема нефтенасыщенных пород.

Скважина №808 пробурена в северной части залежи. По данным ГИС пласт Д3-1 в ней замещен плотными разностями терригенных пород, что привело к разделению единой залежи Гаршинского и Широкодольского лицензионных участков (блок II) на 2 самостоятельные залежи. Часть запасов нефти категории А и В₁ в северной части залежи в районе скважины №808 и в нераспределенном фонде недр (53/30 тыс. т) списываются как не подтвердившиеся за счет уточнения границы распространения коллектора.

С учетом новых данных произошло уменьшение площади нефтеносности, нефтенасыщенного объема пород и геологических запасов нефти.

Залежь нефти пластовая литологически ограниченная с севера, востока и запада, с юга контролируется контуром ВНК. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 6,1х3,8 км, высота 32 м.

В подсчете запасов 2015 г ВНК по залежи принят на отметке минус 4021,0 м и соответствует самой низкой подошве нефти в скважинах №668 и №669. В новых скважинах подошва нефти намного выше принятого ВНК и отмечается на отметках от минус 4007,0 м в скважине №683 до минус 4009,4 м в скважине №694. В отчетном году ВНК оставлен без изменения.

Залежь нефти пластовая литологически ограниченная с севера, востока и запада, с юга контролируется контуром ВНК. Размеры залежи составляют 6,1х3,8 км, высота 32 м.

Запасы залежи отнесены к категории АВ₁.

Залежь в районе скв. №311

В контуре нефтеносности пробурена одна скважина. В скважине выделяется один нефтенасыщенный пропласток толщиной 1,2 м в интервале абс. глубин -3995,6-3996,8 м.

Продуктивность подтверждается испытанием 3,9 м³/сут нефти с газом и перфорацией в интервале 4120,0-4125,0 м (абс. отм. -3992,3-3997,3 м), откуда получено 28,6 м³/сут нефти и попутного газа – 2,58 м³/сут.

Условное положение ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора на абс. отм. -3996,8 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 1,4 х 0,9 км, высота –6,7 м.

Все запасы по залежи оценены по категории В₁.

Общая толщина в целом по пласту Д3-1 по скважинам колеблется в пределах 8,7-24,8 м, суммарная нефтенасыщенная толщина от 0,6 до 19,9. Толщина разделяющих их непроницаемых прослоев составляет 1,7 – 17,0 м.

В целом по пласту Д3-1 коэффициент песчанистости составляет 0,46. Коэффициент расчлененности – 2,5.

Пласт Д3-1+2

Особенностью залежей, расположенных в западной части Гаршинского месторождения, является гидродинамическая связанность пластов Д_III-1 и Д_III-2. В предыдущем подсчёте запасов проводилась условная линия, разделяющая на два подсчётных объекта. В настоящем отчёте залежи представляются как единый подсчётный объект пластов Д3-1+2.

К пласту Д3-1+2 приурочены 3 самостоятельные залежи в районах скважин №288, №1202 (блок I) и №299 (блок V) в пределах Гаршинского и Новолюбимовского лицензионных участков.

Залежь в районе скв. №288

Залежь изучена 23 скважинами и 3 БС. В 18 скважинах получены промышленные притоки нефти по данным испытания и эксплуатации. Скважины, эксплуатирующие пласт в восточной части залежи работают с низкой обводненностью 3-5 %. Самый низкий интервал перфорации зафиксирован в скважине 1002 на глубине 4266,0-4288,0 м (асб. отм. -3966,5-3988,5 м), откуда получен приток промышленной нефти с обводненностью до 11 %, скважина в настоящее время находится в работе. Нефтенасыщенные коллектора в разрезе залегают на глубине 4176,7-4182,4 м (абс. отм. -3981,4-3987,1 м), ниже по данным ГИС выделены коллектора с насыщением водой.

В скважине 761 интервал нефтенасыщенных проницаемых прослоев пласта Д_III-1 залегают на абс. отм. -3964,2-3975,5 м, водонасыщенные – -3976,0-3983,2 м. Коллекторs пласта Д_III-2 в интервале 4096,2-4103,6 м (абс. отм. -3983,2-3990,5 м) полностью водонасыщенные, это подтверждается методами ГИС – сопротивление коллекторов ниже 3 Омм. При испытании обоих пластов в открытом стволе получена пластовая вода в объёме 104,9 м³/сут. В 2003 году скважина перфорирована в интервале абс. отм. -3971,0-3975,0 м, откуда получено нефти 5 м³/сут из интервала -3978,0-3983,0 м, пластовой воды – 31,5 м³/сут. Скважина находилась в работе три месяца и остановлена по причине обводненности около 90 %, накопленная добыча нефти составила всего 234 т. В интервале горизонта обсадная колонна по данным ГИС без нарушений.

В скважине 749, пробуренной к западу за разломом, работает практически безводной нефтью с абсолютных глубин -3966,2-3977,3 м, накопленная добыча нефти достигла 86 тыс. т.

Скважина 762 в пределах блока находится на крыле поднятия. Коллектор залегает в интервале абс. отм. -3968,5-3979,1 м, по данным промыслово-геофизических исследований пласт в интервале -3968,5-3972,1 м нефтенасыщен или имеет двухфазное насыщение, а с глубины -3972,1 м коллектор водонасыщен.

Залежь оперативно пересматривалась в оперативном порядке в 2017 году. После подсчета запасов в районе скважины №288 пробурена новая скважина №878 и боковые стволы в скважинах №849 и №760.

По данным ГИС в скважине № 878 пласт Д3-1+2 представлен 3-мя проницаемыми пропластками суммарной эффективной нефтенасыщенной толщиной 15,6 м.

В скважинах №849-2 и №849-3 пласт Д3-1+2 представлен тремя нефтенасыщенными слоями эффективной нефтенасыщенной толщиной 9,1 м и 8,9 м соответственно.

В скважине №760-2 пласт Д3-1+2 сложен двумя прослоями нефтенасыщенных песчаников эффективной толщиной 2,1 м и 8,8 м, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 11,0 м.

В новых скважинах пласт Д3-1+2 не опробовался, насыщение установлено по данным ГИС.

ВНК принят на отметке минус 3979,0±2,0 м. На западе пласт замещается глинистыми породами, которые вскрыты скважиной 756. Распространение на восток контролируется линией ВНК. На восточном крыле структуры пробурена скважина 1202, вскрывшая коллектор на самой низкой гипсометрической отметки. По данным ГИС этой скважины подошва нефти отбивается на абс. отм. -3986,6 м, явно водонасыщенный коллектор начинается с абс. отм. -3991,8 м, среднее значение между нефтью и водой – -3989,2 м. Пропласток толщиной 0,5 м с неопределенным насыщением, залегающий между нефтенасыщенным и водонасыщенным коллектором, отнесен по ВНК к нефтенасыщенным.

Залежьпластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,8 х 1,8 км, высота – 41,4 м.

Запасы залежи отнесены к категории А.

Залежь в районе скв. №1202.

Залежь вскрыта одной скважиной и 1 БС. По данным ГИС этой скважины подошва нефти отбивается на абс. отм. -3986,6 м, явно водонасыщенный коллектор начинается с абс. отм. -3991,8 м, среднее значение между нефтью и водой – -3989,2 м. Пропласток толщиной 0,5 м с неопределенным насыщением, залегающий между нефтенасыщенным и водонасыщенным коллектором, отнесен по ВНК к нефтенасыщенным.

С севера и юга и запада залежь ограничена тектоническими нарушениями, с востока контролируется ВНК

ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 1202 на обс. отметке -3986,6.

Залежьпластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 0,85 х 0,76 км, высота – 5,2 м.

Запасы залежи отнесены к категории А.

Залежь в районе скв. №299 (блок V)

Залежь располагается на двух лицензионных участках: Гаршинском и Новолюбимовском.

Большая часть залежи окружена тектоническими нарушениями, наблюдается постепенное погружение слоев в южном направлении, распространение площади на юг контролируется ВНК.

Продуктивность подтверждена по всей залежи по данным испытания и опробования, в 30 случаях получена безводная нефть, в двух случаях нефть с водой.

Залежь опреативно пересчитывалась в 21017 году. После подсчета 2015 года запасов в районе скважины №299 пробурена одна новая скважина №1131 и боковой ствол в скважине №1007-2.

По данным ГИС в скважине №1007-2 пласт Д3-1+2 выделяется в интервале 4238,2-4251,0 (-3968,0-3982,7) и представлен 6-ю проницаемыми прослоями толщиной от 0,6 м до 3,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине составляет 11,1 м.

В скважине №1131 пласт выделяется в интервале 4245,0-4268,0 (-3962,7-3985,7) м, представлен 6-ю пропластками нефтенасыщенных песчаников толщиной от 1,0 м до 9,9 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Д3-1+2 в скважине составляет 19,3 м.

В новых скважинах пласт Д3-1+2 не опробовался, насыщение установлено по данным ГИС.

Для подсчета запасов нефти и растворенного газа ВНК по залежи принят на отметке минус 4021,0 м, что соответствует подошве нефти в скважине №294.

Залежь пластовая тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 8,1х4,3 км, высота залежи 81,8 м.

Запасы залежи отнесены к категории А.