Разработка месторождений нефти. Разработка.Марченко. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
• Анкор: Разработка месторождений нефти
• Дата: 19.01.2023
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка.Марченко .docx
• Тип: Курсовой проект; #893934
• страница: 2 из 11

Рис. 1.2.
К югу от описываемого района по палеозойским отложениям в субширотном направлении прослеживается Елховско-Боровской вал - тектоническая линейная структура II порядка. Красногородецкое месторождение приурочено к западному окончанию Смагинского вала, морфологически объединяющего Шиловское, Красногородецкое, Чесноковское и Смагинское поднятия.

По данным сейсморазведочных работ на фоне уступообразного погружения кристаллического фундамента в юго-западном направлении в районе Красногородецкого месторождения предполагается наличие небольшого выступа фундамента. Из общего числа пробуренных на месторождении скважин только 3 поисково-разведочные скважины вскрыли кристаллический фундамент на одном гипсометрическом уровне (абс. отм. -2065 - 2069 м).

Для структурных построений залежей нефти пластов В₁, Б₂, А₄, А₀ использовались структурные карты по отражающим горизонтам: кровля турнейского яруса, бобриковского горизонта, башкирского яруса и верейского горизонта.

Пашийский горизонт, абсолютные отметки которого составляют -1929 - 1935 м, вскрыли 4 скважины. Рельеф по кровле пашийского горизонта повторяет поверхность кристаллического фундамента, что свидетельствует о равномерном осадконакоплении в раннедевонскую эпоху.

На структурной карте по кровле турнейского яруса Красногородецкое поднятие представляет собой антиклинальную складку изометрической формы, размеры которой в пределах замкнутой изогипсы -1250 м составляют 3,2 × 2,2 км, амплитуда 48 м, угол падения крыльев 3 - 5º.

Локальное увеличение мощности в сводовой части структуры может служить признаком рифовой природы Красногородецкого поднятия, которое является одним из рифовых поднятий в фаменско-турнейских отложениях, характерных для внешней бортовой зоны Усть-Черемшанского прогиба.

Структурный план по кровле бобриковского горизонта полностью повторяет поверхность турнейского яруса. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы -1230 м составляют 3,2 × 2,2 км, амплитуда 52 м, угол наклона крыльев 3 - 5º30′ .

Красногородецкое поднятие находит свое отражение и по вышележащим горизонтам среднего карбона. К концу верейского времени под действием седиментационных факторов структура заметно выполаживается и уменьшается в размерах. Основные количественные характеристики тектонических элементов Красногородецкой структуры приведены в таблице 1.1.

Красногородецкая структура в виде малоамплитудного поднятия находит свое отражение и по отложениям нижней перми, о чем свидетельствуют материалы структурного бурения.

Таблица 1.1.

Красногородецкое месторождение.

Основные тектонические элементы по маркирующим горизонтам

Кровля маркирующего горизонта	Условно-замкнутая изогипса, м	Размеры, км	Амплитуда, м
Турнейский ярус	-1250	3,2 × 2,2	48
Бобриковский горизонт	-1230	3,2 × 2,2	52
Башкирский ярус	-870	1,6 × 1,5	20
Верейский горизонт	-820	1,7 × 1,5	20

Таким образом, Красногородецкая структура характеризуется соответствием структурных планов с тенденцией увеличения амплитуды поднятия в отложениях нижнего карбона. Формирование структуры происходило под воздействием рифогенного и седиментационного факторов, влияние тектонической составляющей в процессе структурообразования было второстепенным.

1.5. Нефтегазоводоносность

Нефтеносность Красногородецкого месторождения связана с отложениями среднего и нижнего карбона. Промышленно нефтеносными на месторождении являются пласты Б₂ бобриковского горизонта и В₁ турнейского яруса.

Пласт Б₂ приурочен к отложениям бобриковского горизонта и представлен песчаником, залегающим в глинисто-алевролитовой пачке, с включением углистого сланца. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, разнозернистого, различной степени крепости, участками рыхлого.

Промышленная нефтеносность пласта Б₂ доказана результатами опробования и эксплуатации скважин. Разработка залежи ведется с 1990 года.

Залежь нефти пластовая, сводовая, ее размеры – 2,3 × 2,4 м, высота 50 м. Покрышкой служит плотный известняк нижней части тульского горизонта (репер «плита») и глина бобриковского горизонта. Тип коллектора – терригенный.

Водонефтяной контакт по данным интерпретации ГИС вскрыт в скважинах 103, 121 и 153 в интервале а. о. -1227 – 1228,5 м.

Подошва нефтенасыщенных песчаников на самых низких отметках отмечена в скважинах № 14Р (-1229,7 м), № 101 (-1229,6 м) и № 141 (-1229,5 м). Наиболее высокая отметка кровли водонасыщенных коллекторов вскрыта в скважинах №№ 9в, 120 и 141 (-1229,8 – 1231,3 м).

На северном крыле залежи положение ВНК представляется наклонным: от а. о. -1227 м (скв. 103) до -1229,7 м (скв. 14Р, 101).

Опробование пласта на самой низкой отметке перфорационных отверстий проведено в скважине № 141, где из интервала 1464,0 – 1470,0 м (а. о -1221,6 – 1227,5 м) получен приток безводной нефти.

Таким образом, принято осредненное положение ВНК, наклоненного от а. о. -1227 м на севере до -1230 м на основной части залежи.

По пласту Б₂ по результатам интерпретации ГИС, опробования и эксплуатации скважин ВНК принят наклонным.

Геологическое строение залежи изучено по данным 51 скважины, 47 из которых вскрыли нефтяную часть пласта. Средняя глубина залегания пласта составляет 1471 м.

Толщина пласта изменяется от 11 до 23,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 (скв. 15Р) до 17,9 м (скв. 107), в среднем составляет 9,2 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Красногородецкого месторождения представлена в таблице 1.2.

В разрезе пласта насчитывается от 1 до 6 проницаемых прослоя толщиной 0,6 – 14,3 м. Толщина разделяющих их непроницаемых пропластков изменяется от 0,4 до 8,5 м. Полного замещения пласта непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

Коэффициент песчанистости – 0,60, расчлененности – 2,4.


Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Красногородецкого месторождения

Параметр	Показатели			Б2
				Зоны пласта					Пласт в целом
				ЧНЗ		ВНЗ
1	2			9		10		11
Общая толщина, м	Среднее значение			15,7		16,8		15,9
	Коэф-т вариации. д. ед			0,13		0,18		0,14
	Интервал изменения	от			11,0		12,7		11,0
		до			23,4		20,3		23,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение			9,5		7,8		9,2
	Коэф-т вариации, д. ед			0,30		0,47		0,32
	Интервал изменения		от	3,2		1,4		1,4
			до	17,9		11,6		17,9
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение			-		2,8		2,8
	Коэф-т вариации, д. ед			-		0,42		0,42
	Интервал изменения		от	-		0,8		0,8
			до	-		4,4		4,4
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), д. ед.	Среднее значение			0,59		0,61		0,60
	Коэф-т вариации, д. ед			0,22		0,36		0,24
	Интервал изменения		от	0,29		0,17		0,17
			до	0,92		0,78		0,92
Коэффициент расчлененности, д. ед.	Среднее значение			2,2		3,7		2,4
	Коэф-т вариации, д. ед			0,63		0,37		0,60
	Интервал изменения		от	1		2		1
			до	6		6		6

Характеристика продуктивного пласта Б₂ Красногородецкого месторождения представлена в таблице 1.3.
Таблица 1.3.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Красногородецкого месторождения

Параметры	Пласт
	Б2
Средняя глубина залегания кровли, м	1471
Тип залежи	пластовая, сводовая
Тип коллектора	терри- генный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	4364
Средняя общая толщина, м	16,1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	2,8
Коэффициент пористости, доли ед.	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,94
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,91
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,94
Проницаемость, мкм2	1,979
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), доли ед.	0,58
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,0
Начальная пластовая температура, °С	31
Начальное пластовое давление, МПа	14,3
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с	30,5
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа×с	71,1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,886
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,900
Абсолютная отметка ВНК, м	-1227,0- -1230,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,035
Содержание серы в нефти, %	3,59
Содержание парафина в нефти, %	3,72
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,4
Газосодержание нефти, м3 /т	13,9
Содержание сероводорода, %	11,31
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	1,31
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа×с	-
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,161
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,163
Сжимаемость, 1/МПа×10-4
нефти	0,579
воды	0,418
породы	0,148
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,702