отчет по преддипломной работе. отчет ПРЕДДИПЛОМ. Отчет по производственной (преддипломной) практике Группа эднбзу181 Форма обучения Заочная
 Скачать 1.12 Mb.
|
1 2 1 Нефтегазоносность Среднебалыкского месторожденииГеологический разрез месторождения слагается мезо-кайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающими на поверхности складчатого фундамента. Отложения фундамента вскрыты скважиной 66 на глубине 3223 м и представлены пироксен-плагиоклазовыми порфиритами. Вскрытая толщина фундамента составляет 69 м. Мезозойская группа, МZ Осадочный чехол слагается юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными образованиями. Юрская система, J В разрезе юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. Нижний и средний отделы, J1-J2 Тюмеская свита представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми до черных с незначительными прослойками песчаников и алевролитов. Толщина нижнеюрских отложений на Среднебалыкской площади составляет 17 м. Верхняя подсвита представлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, местами с буроватым и зеленоватым оттенками, мелко- и среднезернистые с карбонатным и глинисто-кремнистым цементом. Характерна сильная битуминозность и присутствие углистого материала, которые иногда образуют маломощные прослои угля. К кровле тюменской свиты приурочен пласт ЮC2, толщина которого достигает от 25 до 40 м. Верхний отдел, J3 Верхнеюрские отложения сложены породами абалакской и баженовской свит. Абалакская свита залегает на осадках тюменской свиты, и представлена аргиллитами серыми и темно-серыми до черных, алевритистыми. Вскрытая мощность абалакской свиты составляет около 25 м. Баженовская свита представлена аргиллитами черными, известковистыми, битуминозными; в кровле прослои глинистых известняков. Отложения баженовской свиты являются четким литологическим и в основном электрокаротажным репером на всей территории Среднеобского района. Меловая система, K Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел, К1 Нижнемеловые образования включают в себя отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты. Сортымская свита залегает в основании нижнемелового разреза и имеет пятичленное строение. Низы свиты формирует подачимовская пачка темно-серых, почти черных аргиллитов плотных, массивных, содержащих фауну аммонитов, пелиципод и фораминифер берриасского яруса. Следующая пачка преимущественно песчано-глинистая, к этой части разреза приурочена ачимовская толща. На Среднебалыкском месторождении отложения ачимовской толщи продуктивны, включают в себя пласты БС16-22. Мощность ачимовской толщи составляет 150–300 м. Песчаники продуктивных пластов серые, среднесцементированные, слоистые, средне- и мелкозернистые, алевритистые. Третья пачка сортымской свиты образована глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, плитчатыми, слюдистыми. К этой части разреза приурочены промышленно нефтеносные песчаные пласты БС15. Четвертая пачка представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза приурочены промышленно нефтеносные песчаные пласты БС10. Завершается разрез чеускинской пачкой аргиллитоподобных глин, темно-серых, плотных. В пределах сортымской свиты встречена фауна аммонитов и фораминифер берриасского и валанжинского ярусов. Усть-балыкская свита представлена ритмично-чередующимися глинами и песчаниками и состоит из двух подсвит. Нижняя подсвита в свою очередь делится на преимущественно песчаную нижнюю пачку – пласты БС9–БС8 и глинистую (сармановскую пачку глин). Глины аргиллитоподобные, преимущественно тонкоотмученные, комковатые. Низы верхней подсвиты формирует толща песчаников серых, ритмично чередующихся с подчиненными прослоями уплотненных серых глин (пласты БС7–БС1). Завершается разрез усть-балыкской свиты глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, преимущественно тонкоотмученными (пимская пачка). Пимская пачка служит границей раздела пластов группы АС и БС. Толщина свиты составляет порядка 250 м, разращиваясь в восточном и юго-восточном направлении. Завершает разрез неокомасангопайская свита. Она охватывает группу пластов АС12–АС4 и представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, глины – серые, зеленовато-серые, комковатые. Встречаются прослои глин аргиллитоподобных, тонкоотмученных. Толщина свиты составляет порядка 200 м. Алымская свита состоит из чередующихся между собой пачек глин с аргиллитами, темно-серых до черных, крепких. Низы покурской свиты представлены чередованием пластов алевролитов и глин темно-серых с редкими прослоями песчаников. Верхний отдел, К2 Сеноманский ярус (верх покурской свиты) представлен чередованием песков, песчаников и алевролитов серых, местами зеленовато-серых, полимиктовых с глинами. Мощность отложений сеноманского яруса – 260–300 м. Кузнецовская свита представлен пачкой глин темно-зеленых с линзами глауконитового песка, местами алевролитистыми. Мощность отложений – 30–40 м. Отложения березовской свиты по литологическому составу подразделяются на две подсвиты: нижнюю, сложенную опоковидными глинами, и верхнюю – глинистую с включениями редких прослоев пирита. Мощность отложений – 130–150 м. Ганькинская свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми. Мощность отложений 50–60 м. Кайнозойская группа, КZ Палеогеновая система, В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты. Отложения талицкой свиты представлены глинами темно-серыми, плотными, монтморилонитовыми с включениями глауконита. Мощность талицкой свиты – 100–120 м. Люлинворская свита слагается глинами зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролита, с включениями глауконита, пирита и сидерита. Мощность отложений – 200–220 м. Отложения тавдинской свиты представлены глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, с линзами и прослоями алевролита. Мощность отложений – 130 м. Нижняя часть атлымской свиты представлена песками серыми, кварцевыми, верхняя – глинами серыми, алевритистыми. По всему разрезу встречаются прослои песка и бурых углей. Мощность атлымской свиты – 60 м. Новомихайловская свита представлена чередованием глин серых, буровато-серых с песками, алевролитами с прослоями бурых углей. Мощность свиты – около 100 м. Туртасская свита представлена чередованием песков с глинами и алевролитами; с прослоями бурого угля до 0,2 м. Мощность свиты – около 50 м. Четвертичная система, Q Отложения представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами серыми с зеленоватым оттенком, вязкими, песчанистыми, в верхней - болотными и озерными отложениями: торфом, илами, глинами, суглинками и супесями. Общая мощность четвертичных отложений – около 50 м. В тектоническом отношении район расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией Шпильмана В.И. (1998 г.)). Малобалыкская мегаседловина находится в зоне сочленения Усть-Балык-Мамонтовского вала и Салымского мегавала. На юге граничит с Юганской мегавпадиной, на севере – с Тундринской котловиной (рисунок 1.2). В фанерозойской толще в пределах исследуемого района, также как и в целом по всей Западно-Сибирской геосинеклизе, принято выделять три структурно-тектонических яруса, из которых два нижних объединяются в доюрское основание: - мезо-кайнозойский осадочный чехол; - пермско-триасовый промежуточный структурный ярус; - протерозой-палеозойский фундамент. Изученность перечисленных комплексов неравнозначна. Слабо изучены доюрские образования, представления о геологии которых складываются в большей части по данным геофизических методов. Наиболее полно изучен верхний структурный этаж, контролирующий основные известные в пределах Западно-Сибирского региона скопления углеводородов.  Рисунок 1.2 - Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты. Под редакцией В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, 1998 г 2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Сренебалыкского месторождения Физико-литологические свойства пород по продуктивным пластам БС101+2 и БС16-22 Среднебалыкского месторождения изучались по керну и ГИС. На керне был выполнен стандартный комплекс исследований: определение пористости, проницаемости, водонасыщенности. Пласт БС101+2 Подсчетный объект БС101+2 представляет собой совокупность песчаных и алевролитовых тел, приуроченных к 6 клиноформам. Наличие единого ВНК в залежи указанного объекта свидетельствует о связанности всех резервуаров пласта. В связи с эти описание коллекторских свойств объекта дано в целом для пласта БС101+2. Коллекторами резервуара служат песчаники кварцево-полевошпатовые, серого и буровато-серого цвета, псаммитовой структуры, аркозового состава. В целом фильтрационно-емкостные свойства пласта БС101+2 изучены в 14 скважинах. Коэффициент открытой пористости меняется в диапазоне 2,2–25% при среднем значении 18,3%. В коллекторах коэффициент пористости изучен на 291 образце, среднее значение составляет 19,6%, диапазон изменения от 15,8% до 25%. Проницаемость измерена на 252 образцах и изменяется от 0,01 до 870·10-3 мкм2 со средним значением 100,2·10-3 мкм2. В коллекторах среднее значение Кпр составляет 119,9·10-3 мкм2 при диапазоне от 1,5·10-3 мкм2 до 870·10-3 мкм2. Остаточная водонасыщенность изучена на 232 образцах из 11 скважин и имеет диапазон изменения 19,5–96,3% при среднем значении 40,7%. Из проницаемой части отобраны и изучены 198 образцов со средним значением остаточной водонасыщенности 32,8% при диапазоне изменения 19,5–67,2%. Объемная плотность пород в коллекторах изменяется в пределах от 2,0 до 2,29 г/см3 со средним значением 2,14 г/см3. Распределения коллекторских свойств по пласту БС101+2 представлены на рисунке 1.3. Пласты ачимовской толщи (БС16-22) По своему строению ачимовская толща очень неоднородна и представлена преимущественно чередованием прослоев мелкозернистых песчаников, алевролитов, аргиллитов и известковистых песчаников, нередко замещающих друг друга по площади. Коллекторами нефти служат глинистые мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые песчаники и алевролиты серого и буроватого цвета. В целом по ачимовской толще коэффициент пористости исследован на 793 образцах из 23 скважин. Диапазон изменения пористости составил 2,2–23,8% при среднем значении 14,8%. Из проницаемой части ачимовских пластов отобрано 562 образца со средним значением пористости 16,4% при диапазоне изменения от 14% до 23,8%.  Рисунок 1.3 - Распределение фильтрационно-емкостных свойств по данным лабораторных анализов керна по пласту БС101+2 Среднебалыкского месторождения а) Кп; б) Кпр; в) Кво Проницаемость пород ачимовской толщи изменяется от 0,04 до 87·10‑3 мкм2 со средним значением 2,7·10-3 мкм2. В коллекторах проницаемость измерена на 441 образце. Среднее значение составило 4·10‑3 мкм2 при диапазоне изменения от 0,8·10-3 мкм2 до 87·10-3 мкм2. Остаточная водонасыщенность изучена на 611 образцах из 21 скважины. Среднее значение составляет 64,3% при диапазоне изменения 13,7–96%. В коллекторах остаточная водонасыщенность изучена на 445 образцах с диапазоном изменения 13,7–73,8% при среднем значении 57,2%. Объемная плотность пород в коллекторах изменяется в пределах от 2,07–2,79 г/см3 со средним значением 2,22 г/см3. Пласт ЮС2 Продуктивные отложения пласта ЮС2 представлены песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми, местами с буроватым и зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистыми с карбонатным и глинисто-кремнистым цементом. Отмечается сильная битуминозность пород и присутствие углистого материала с образование иногда маломощных прослоев угля. Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС2 изучены по керну из 6 скважин. Коэффициент открытой пористости по 93 определениям меняется в диапазоне 4,2–16,3% при среднем значении 10,1%. В коллекторах коэффициент пористости изучен на 24 образцах из 6 скважин. Среднее значение пористости коллекторов составляет 13,8% при диапазоне изменения от 12,0% до 16,3%. Проницаемость измерена на 81 образце и изменяется от 0,02 до 7,7·10‑3 мкм2 со средним значением 0,9·10-3 мкм2. В коллекторах среднее значение Кпр составляет 3,75·10-3 мкм2 при диапазоне от 1,2·10-3 мкм2 до 7,7·10-3 мкм2. Остаточная водонасыщенность изучена на 81 образце из 7 скважин и имеет диапазон изменения 42,1–99,3% при среднем значении 83,1%. Из проницаемой части отобраны и изучены 6 образцов из 2 скважин со средним значением остаточной водонасыщенности 48,6% при диапазоне изменения 42,1–63,1%. Объемная плотность пород в коллекторах изменяется в пределах от 2,22 до 2,33 г/см3 со средним значением 2,28 г/см3. 3 Свойства и состав пластовых флюидов Сренебалыкского месторождения Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Среднебалыкского месторождения изучена на образцах глубинных и поверхностных проб. По количеству отобранных глубинных проб наиболее полно охарактеризован пласт БС10 (18 скважин, 45 проб), а по количеству исследований поверхностных проб – пласты БС16-22 (28 проб из 28 скважин). Глубинные пробы отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 с замером глубины отбора. Так же производился замер пластовой температуры и пластового давления, давления на устье скважины. Из одной скважины, как правило, производился параллельный отбор нескольких проб с тем, чтобы в дальнейшем была возможность провести сравнительный анализ. Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами: -методом однократного разгазирования; -методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования. Исследования проводились в соответствии с требованиями, предъявленными к исследованию глубинных проб нефти для подсчета запасов. Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в приложении 1, свойства поверхностной нефти – в приложении 2. Пластовые нефти Среднебалыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (от 25,2 МПа – для пласта БС10, до 31,4 МПа – для ЮС2) и температур (от 84ºС – для БС17-22, до 89ºС – для пласта ЮС2). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется от 5,9 (ЮС2) до 8,7 МПа (пласт БС10). По значениям вязкости в пластовых условиях нефти месторождения относятся к маловязким. По данным, представленным в приложении 2, нефти Среднебалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 2,1 % (пласт БС10) до 5,1% (БС16-22). По результатам хроматографического анализа в жидкой и газовой фазах пластовых флюидов сероводород отсутствует. По плотности нефти классифицируются как средние. Свойства и химический состав пластовых вод приведены в таблице 1.1. По степени минерализации воды исследуемых пластов относятся к соленым (16,1 г/л – по БС16-22, 17,45 – по пласту ЮС2,18,2 г/л – по пласту БС10), по значению жесткости – к средне жестким (5,0 мг-экв/л – по пласту ЮС2), к жестким (11,0 мг-экв/л) – по пласту БС16-22. По В.А.Сулину, воды пластов относятся к хлоридо-кальциевым. Ввиду отсутствия экспериментальных данных по вязкости воды в пластовых условиях используются значения, полученные на основе корреляции И.И. Дунюшкина. Таблица 1.1 - Свойства и химический состав пластовых вод
4 Запасы углеводородов Среднебалыкского месторождения Среднебалыкское месторождение разрабатывается с 1980 г., закачка воды началась в 1982 г. В разработке находятся пласты БС10, БС16-22, ЮС2. Пласт БС10 является основным объектом разработки, обеспечившим на конец 2014 г. 91,6% накопленной и 72,5% годовой добычи нефти месторождения. На пласты ачимовской пачки приходится 8,2% накопленного и 25,1% годового отбора нефти. По ЮС2 соответственно 0,2% накопленного и 2,4% годового отбора нефти. На рисунке 2.1 представлена динамика основных технологических показателей разработки месторождения. В период с 1980 г. по 1988 г. месторождение находилось в стадии растущей добычи нефти, в этот период был пробурен практически весь проектный фонд (91%). Динамика отборов нефти по месторождению определяется условиями разработки основного эксплуатационного объекта – БС10.  Рисунок 2.1 - Динамика основных технологических показателей разработки Среднебалыкского месторождения Максимальная годовая добыча нефти отмечается в 1988 г. – 2282,3 тыс.т. (темп отбора от НИЗ – 5,9%). Период с 1989 г. по 1997 г. характеризуется снижением темпов отбора нефти до 0,5%, вследствие прекращения бурения скважин и ростом обводненности. С 1998 г. наблюдается плавный рост добычи нефти (ввод новых скважин) до 2007 г., а затем постепенное снижение. Месторождение находится на четвертой стадии разработки. Добыча нефти в 2013 г. составила 335,2 тыс.т – 14,7% от максимального значения. На 01.01.2014 г. по месторождению отобрано 24767 тыс.т нефти, что составляет 23% от начальных геологических запасов (АВС1) и 63,7% от начальных извлекаемых запасов (АВС1). Годовая добыча жидкости – 5695,6 тыс.т, накопленная добыча жидкости – 104543 тыс.т, средний дебит по нефти – 9,3 т/сут, по жидкости – 156,9 т/сут, текущая обводненность – 94,1%. Годовая закачка по месторождению составляет 6950 тыс.м3, накопленная – 123829 тыс.м3, годовая компенсация отборов жидкости составила 119%, накопленная компенсация – 110%. По состоянию на 01.01.2014 г. в целом по месторождению пробурена 431 скважина всех категорий, в том числе 299 добывающих, 118 нагнетательных, 14 водозаборных. Среднегодовая приемистость по скважинам за 2013 г. составляет 384,7 м3/сут. Закачка воды с целью поддержания пластового давления была начата в апреле 1982 г. На 01.01.2014 г. одновременно-раздельная закачка производится в одной скважине. С начала разработки всего закачано 123,8 млн.м3 воды, накопленная компенсация составляет 109,7%. Средняя накопленная закачка на 1 скважину на дату анализа составила 1040,5 тыс.м3. Наибольший объем закачки более 2000 тыс.м3 обеспечивает 20,1% фонда, это скважины центральной и северной части месторождения. По 34 скважинам накопленная закачка воды составляет менее 200 тыс.м3. По состоянию на 01.01.2014 г. по простаивающему добывающему фонду отобрано 8073,7 тыс.т. нефти или 32,6% от всей добычи в целом по месторождению, жидкости 28126,2 тыс.т. или 26,7% от общей добычи по месторождению. 5 Анализ причин отказов УЭЦН в геологических условиях Среднебалыкского месторождения Основным осложнением на месторождении выступает влияние механических примесей (41% всех случаев отказов), так же добыча нефти осложнена отложением солей на скважинах (23% всех случаев отказов). Совместное влияние механических примесей и отложения солей выявлено в 36% всех случаев отказов. Динамика причин отказов УЭЦН за 2012–2013 г. представлена на рисунке 3.1  Рисунок 3.1 - Динамика причин отказов УЭЦН за 2012–2013 г. Проанализировав рисунок 3.1, можно сделать следующие выводы. 1. Увеличение отказов по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц связано с активным проведением операций по ГРП в скважинах. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин – заклинивание ЭЦН, износ скважинных фильтров и вынос механических примесей в продукцию скважин. 2. Число отказов, связанных с отложением солей на стенках эксплуатационной колонны и в насосном оборудовании снизилось в 2013 г. Эксплуатация скважин в условиях высокой обводненности способствует осадконакоплению. Также закачка вод, несовместимых спластовыми, может являться причиной отложения солей. 3. Доля преждевременных отказов по причине бракованного оборудования увеличивается. Это говорит о том, что оборудование изготавливается из материала низкого качества, нарушена технология производства. 4. В связи с забуркой горизонтальных скважин возросло количество отказов по причине механического повреждения кабеля, связанного с кривизной ствола скважин. 5.Основными причинами увеличения отказов вследствие негерметичности НКТ являются: коррозионные процессы в местах контакта водоносных горизонтов с колонной, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны. 6. Количество отказов, связанных с некачественной подготовкой скважины, уменьшается, что говорит о совершенствовании процесса подготовки скважин к ремонту. Список используемой литературы1.Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. – М.: Недра, 1980 г. 2. Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. ‒ М.: Недра, 1978 г. 3. Бурдынь Т.А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводне-нии. – М.: Недра, 1983 г. 4. Мулявин С.Ф. – Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. – учебное пособие «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2009 г. 5. Мищенко И.Т. – Скважинная добыча нефти. – учебное пособие. – М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г. 6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов. – М.: Недра, 1986 г. - 452с. 7. Карпетов К.А. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин. -М.: Недра, 1966 г. 8. Коротенко В.А. Физические основы разработки нефтяных месторож-дений и методов повышения нефтеотдачи, ТюмГНГУ. – Тюмень, 2013 г. 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||