Курсовая. Курсовая. Эксплуатация. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений
 Скачать 1.43 Mb.
|
|
Пласт Д3-2 Пласт Д3-2 имеет ограниченное распространение по площади месторождения. Залежи нефти распространены в пределах II-го блока и расположены на Грачевском, Гаршинском и Широкодольском лицензионных участках. Все залежи контролируются тектоническими нарушениями и осложнены литологическим экранированием. По типу залежи пластовые тектонически и литологически экранированные. К пласту Д3-2 приурочены залежи нефти в районах скважин №285, №290, №282-291 (Гаршинский ЛУ), №373 (Широкодольский ЛУ) и №456 (Грачевский ЛУ). Гаршинское поднятие Залежь в районе скв. №285 (II блок) Подтверждение продуктивности залежи было получено в скважине 285, где при совместном опробовании пластов Д3-1 и Д3-2 в интервале глубин 4036,0-4093,0 м (абс. отм. -3905,3-3962,3 м) был получен приток безводной нефти дебитом 69,9 м3/сут. Скважина находилась в работе с декабря 1984 г. по декабрь 1993 г., суммарная накопленная добыча составила 166,2 тыс. т нефти, из них 1 тыс. т нефти приходится на пласт Д3-2. Присутствие воды в нефти отмечается только в последний год эксплуатации и достигло 11 %. Пласт Д3-1 находится в чисто нефтяной зоне, граница залежи находится на значительном расстоянии. Поэтому можно предположить, что появившаяся в продукции пластовая вода результат подтягивания контура залежи пласта Д3-2. По скважине 701 выделяются три пропластка толщиной от 0,4 до 0,7 м с пористостью от 6,0 до 7,8 %, наличие коллекторов подтверждается методом АК. Из-за незначительных толщин определить насыщение методами сопротивлений не представляется возможным. Так как появление воды в нефти связано с обводнением пласта ДIII-2, в настоящем отчёте скважина 701 отнесена к водонасыщенной. В пределах залежи пробурена одна скважина 285. По данным ГИС толщина коллектора составляет 1,4 м, пористость – 8,4 %, нефтенасыщенность – 79,8 %. ВНК принят на абс. отм. -3964,1 м, по середине между нефтяной скважиной 285 и водонасыщенной скважиной 701. Залежь пластовая сводовая, с севера литологически экранированная. Размеры залежи: 1,0×0,2 км, высота – 3,5 м. Все запасы отнесены к категории А. Залежь в районе скв. 290 (II блок) Залежь с севера ограничена тектоническим разломом, с юга и востока контролируется глинистыми породами. Распространение на запад контролируется водяной скважиной 1284. В контуре залежи пробурены три скважины, в двух (скв. 290 и 827) коллектора до подошвы нефтенасыщенные, в скважине 827_2 по данным ГИС насыщение неясное по причине малой толщины. В скважине 290 коллектора до подошвы нефтенасыщенные, интервал перфорации на глубине 4115,0-4123,0 м (абс. отм. -3958,2-3966,2 м) полностью охватывает пласт Д3-2, дебит по нефти составил 34,1 и 8,6 м3/сут. В скважине 827 в 2008 году совместно опробованы пласты Д3-1и Д3-2 (интервал абс. отм. -3957,0-3984,0 м), первоначальный дебит по нефти составил 124,6 м3/сут, по воде – 3,76 м3/сут. С февраля 2008 г. скважина находится в эксплуатации, вступила в работу с обводненностью 18 %. Последующие два года работала практически без воды. С 2010 года содержание воды в продукции стало быстро увеличиваться и за 1,5 года достигло 95 %. Накопленная добыча нефти составила 113 тыс. т. О наличие водонасыщенных пропластков по пласту Д3-2 можно судить по исследованиям в колонне скважины 827. В январе 2008 г. был проведен СО-каротаж, по данным которого нижний пропласток Д3-2 отнесен к водонасыщенным. По данным ГИС в открытом стволе весь ардатовский горизонт скважины 827 до подошвы нефтенасыщенный. А первоначальное присутствие воды в нефти вызвано близостью скважины по пласту Д3-2 к границе залежи. Последующее быстрое обводнение связано со стягиванием границы залежей по обоим пластам. Учитывая, что почти два года скважина работала с малым количеством воды, а по пласту Д3-1 скважина находится в зоне ЧНЗ, значит, первоначально воду можно было получить только из пласта Д3-2. ВНК по залежи принят по подошве нефти скважины 827 на абс. отм. -3983,7 м, что наилучшим образом согласуется с историей работы скважины. В скважине 1284 выделяются два пропластка, разделенные глинистой перемычкой, по методам электрометрии достоверно определить насыщение не возможно. Некоторое повышенное сопротивление связано с уплотнением пород. По геологическим причинам и результатам работы скважина 1284 отнесена к водонасыщенной. Количество пропластков по скважинам изменяется от одного до четырех. Размеры залежи составляют 3,0×0,6 км, высота – 25,8 м . Запасы залежи отнесены к категории А. Залежь в районе скв. №282-291 В последнем подсчете запасов 2015 года залежи нефти в районе скважин №282 и №№291-700 разделялись на две самостоятельные залежи со своим ВНК и собственными подсчетными параметрами. При опробовании в двух случаях из скважин 282, 807 получена чистая нефть, из скважин 720 и 777 – нефть с водой. Скважина 282 испытана в процессе бурения в интервале пластов Д3-1 и Д3-2 (абс. отм. -3955,8-3977,7 м) и за 20 мин стояния на притоке получена нефть, в пересчёте дебит составил 2,41 м3/сут. По данным ГИС выделено 4,7 м нефтенасыщенного коллектора средней пористостью 12,5 %, нефтенасыщенностью – 91,5 %. В скважине 807 пласты Д3-2 и Д3-2 перфорированы в интервале 4233,0-4266,0 м (абс. отм. -3959,8-3992,8 м), приток безводной нефти составил 121,6 м3/сут. В скважине 807 коллекторы пласта Д3-2 залегают на самой низкой глубине 4256,2-4265,3 м (абс. отм. -3983,0-3992,1 м). В 2010 году в скважине 720 в интервале глубин 4224,0-4251,0 м ( абс. отм. -3960,1-3987,1 м) опробован пласт Д3-2 совместно с Д3-1 и получена нефть с водой, 130,03 м3/сут и 14,58 м3/сут, соответственно. Глубина залегания коллекторов по кривым ГИС отбивается на глубинах 4205,1-4219,5 м (асб. отм. -3975,0-3989,4 м). Скважина в эксплуатации находилась меньше года и переведена под нагнетание. В скважине 777 колонна прострелена в интервале глубин 4205,0-4220,0 м (абс. отм. -3974,9-3989,9 м), откуда получен приток воды в объёме 116,16 м3/сут и нефти 30,3 м3/сут. Скважина в 2010-2011 гг. работала на пласт ДIV безводной нефтью. После приобщения с июля 2011 г. пласта Д3-2 обводненность продукции в первый месяц работы составила 87 %. В течение года суточный дебит по нефти снизился с 34,0 до 0,2 т/сут. После проведения ГРП дебит нефти восстановился. Накопленная добыча нефти из пласта ДIII-2 на сегодняшний день достигла 32 тыс. т, объём пластовой воды составил почти 2 тыс. т. Поступление воды связано с близостью границы залежи пласта Д3-2. Безводная нефть в объёме 28,5 м3/сут из двух пластов Д3-1 и Д3-2 получена в скважине 697. При первоначальном опробовании было получено незначительное количество воды, менее 4 % в скважинах 659 и 700, в которых отмечается самое низкое положение нефтенасыщенных коллекторов. По скважине 659 коллектора полностью охвачены перфорацией, здесь отмечается самый максимальный дебит по нефти – 245,57 м3/сут, дебит пластовой воды – 8,76 м3/сут . В скважине 700 интервал перфорации приходится на оба пласта, дебит нефти составил 53,64 м3/сут и воды - 1,54 м3/сут. В 2017 году залежь опреативно пересматривалась. Разбуривание залежей в районах этих скважин существенно изменило геологическое строение пласта Д3-2. Всего было пробурено 12 новых скважин, в 5-ти скважинах №№1094,1125,1251,1261,1262 коллектор замещен плотными разностями терригенных пород, что способствовало уточнению границы распространения коллектора в восточной части залежей. Западнее залежей в ранее установленной зоне замещения коллектора пробурено 7 новых скважин №№40,1000,1001,1254,1255,1256,1257. Во всех скважинах по данным ГИС выявлен нефтенасыщенный коллектор. По скважинам пласт залегает на глубинах от 4157,0 (-3986,9) м в скважине №1256 до 4198,6 (-3973,3) м в скважине №40 и представлен 1-2 реже 5-ю проницаемыми пропластками песчаников. Толщина пропластков по скважинам изменяется от 0,8-1,0 м до 7,1-7,9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 7,6 м в скважине №40 до 12,3 м в скважине №1257. В новых скважинах пласт Д3-2 не опробован, насыщение установлено по данным ГИС. По полученным новым данным скорректирована карта по кровле продуктивного пласта Д3-2 и карта эффективных нефтенасыщенных толщин, в результате произошло расширение площадей нефтеносности по залежам в западном направлении, уточнена граница распространения коллектора. Самостоятельные залежи районов скважин №282 и №291-700 объединились в единую залежь (район скважин №№282-291) с единым значением ВНК. В подсчете запасов по залежи района скважины №282 УПУ принимался на отметке минус 3992,1 м по подошве нефти в скважине №807. По району скважин №№291-700 ВНК принимался на отметке минус 4000,4 м по самой низкой подошве нефти в скважине №291. В новых скважинах подошва нефти по данным ГИС отбивается на отметках от минус 3977,9 м (скв.№1000) до минус 3998,0 м (скв.№1256), что намного выше принятого значения ВНК. При оперативном подсчете запасов для объединенной залежи ВНК принимается на отметке минус 4000,4 м. Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,7 х 4,5 км, высота –17,5 м. Запасы залежи отнесены к категории АВ1. Широкодольское поднятие Залежь в районе скв. 373 В контуре нефтеносности пробурено 6 скважин. На западе и востоке залежь осложнена литологическим экраном. С севера залежь экранируется разломом, который отделяет её от водонасыщенных скважин 693 и 709. В скважине 373 при испытании в открытом стволе в интервале глубин 4196,0-4211,0 м (абс. отм. -4008,1-4023,1 м) из пласта ДIII-2 получена безводная нефть. В скважине 650 при совместном испытании пластов Д3-1 и Д3-2 приток нефти составил 21,8 м3/сут. Интервал перфорации 4367,0-4371,0 м (абс. отм. -4018,4-4022,3 м) в скважине 680 приходится на пласт Д3-2, откуда получена практически безводная нефть. Продуктивный коллектор залегает на глубине 4366,6-4373,1 м (абс. отм. -4018,0- 4024,4 м). Наибольшие толщины вскрыты в северной части залежи в скважинах 616 и 373. Минимальная толщина коллектора выявлена в скважине 615, пробуренной вблизи границы неколлектора. Залежь построена по принципу выклинивания. Уровень ВНК определялся по геофизическим данным с учётом результатов опробования и работы скважин и предлагается принять как среднее положение между подошвой нефти и кровлей воды на абс. отм. -4022,8 м. Самая высокая отметка водонасыщенного коллектора выявленного по данным ГИС отмечается в скважине 681 на абс. отм. -4021,1 м. Самая низкая подошва нефти отмечается в скважине 680 на абс. отм. -4024,4 м, где продуктивность подтверждена эксплуатацией. Принятый уровень ВНК не противоречит данным по скважине 634, где коллектора с абс. отм. -4022,7 м имеют низкое сопротивление по данным ГИС и отнесены к водонасыщенным. Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0 х 2,3 км, высота 11,8 м. Запасы залежи отнесены к категории АВ1. Залежь в районе скв. №456 Запасы нефти данной залежи на баланс были поставлены в 2014 году, в пределах контура нефтеносности была пробурена одна скважина №456. По степени изученности запасы нефти оценивались по категориям В1 и В2. Основная часть запасов относятся к Грачевскому ЛУ, частично к Гаршинскому ЛУ. После подсчета запасов в 2017 году пласт оперативно пересчитывался. В районе скважины №456 пробурено 24 новых скважин, из которых 3 скважины №№18,522,1253 - в части залежи с запасами категории В1, скважина №523 – в границах категории В2, 4 скважины №№553,554568,592 вскрыли водонасыщенный коллектор и оказались за контуром нефтеносности, 6 скважин №№43,561,564,565,569,586 пробурены в ранее установленной зоне замещения коллектора, в 10 скважинах №№511,521,550,551,552,562,563,567,598,599 коллектор замещен плотными породами. По данным ГИС в скважинах №№43,561,564,565,569,586 пласт Д3-2 вскрыт на глубинах от 4174,0 (-3979,6) м (скв.№561) до 4343,2 (-3989,2) м (скв.569). Представлен 2-3 реже 4-5-ю проницаемыми пропластками толщиной от 0,6-0,9 м до 3,7-3,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Д3-2 в новых скважинах изменяется от 2,6 м (скв.№586) до 13,2 м в скважине №522. Пласт Д3-2 опробован в скважине №564. По данным ГИС в скважине пласт залегает в интервале 4225,5-4240,2 (-3979,2-3993,9) м и представлен 5-ю проницаемыми прослоями нефтенасыщенных, нефтеводонасыщенных и водонасыщенных песчаников. Нефтенасыщенный коллектор выделяется в интервале 4225,5-4232,8 (-3979,2-3986,5) м, нефтеводонасыщенный – 4234,5-4238,3 (-3988,2-3992,0) м, ниже с глубины 4239,2 (-3992,9) м коллектор водонасыщенный. При опробовании пласта в интервале перфорации 4211,0-4240,0 (-3964,7-3993,7) м получен приток безводной нефти дебитом 119,5 т/сут. По новым данным скорректирована карта по кровле пласта и карта эффективных нефтенасыщенных толщин, уточнена граница распространения коллектора, в результате произошло расширение площади нефтеносности залежи в западном направлении. ВНК принят на отметке минус 3992,0 м по подошве нефтеводонасыщенного коллектора в скважине №564, подтверждается результатами опробования. Залежь пластовая, с севера ограничена тектоническим нарушением, с запада литологически экранированная, с юга и востока контролируется ВНК. Размеры залежи 5,0 х 1,1 км, высота –22,0 м. Запасы залежи отнесены к категории А. Общая толщина в целом по пласту Д3-2 по скважинам колеблется в пределах 5,5-23,2 м, суммарная нефтенасыщенная толщина от 0,4 до 13,2. Толщина разделяющих их непроницаемых прослоев составляет 0 – 15,9 м. В целом по пласту Д3-2 коэффициент песчанистости составляет 0,51. Коэффициент расчлененности – 2,0. Таблица 1.1 - Основные данные, характеризующие строение залежей продуктивных пластов Гаршинского месторождения
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||