Подготовка нефти на УПН на федоровском месторождении. Подготовка нефти на упн на федоровском месторождении по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции
 Скачать 1.14 Mb.
|
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬФедоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной №62, в которой при опробовании пласта БС10 был получен первый промышленный приток нефти. Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 35 км к северо-западу от районного центра г. Сургута. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1973 году. Месторождение – одно из крупных многопластовых месторождений Сургутского свода. В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.  Рис. 1.1. Обзорная карта района работ Геологическая характеристика месторождения Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. Промышленные скопления нефти приуроченны к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС10-1), готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС6-1, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м. В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метаморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Вскрытая часть осадочного чехла имеет разрез аналогичный разрезу соседних детально изученных площадей (Западно-Сургутская, Быстринская и др.). В тектоническом отношении район месторождения представляет сложную антиклинальную зону, состоящую из ряда локальных поднятий: Северо-Сургутского, Федоровского, Мохового, Восточно-Мохового и Оленьего. Все они оконтуриваются общей сейсмоизогипсой – 2625 метров, отражающего горизонта «Б», отождествляемого с кровлей верхнеюрских отложений. Основные промышленные запасы Федоровского месторождения связанны с колекторами пластов БС10 – БС11 при испытании дебиты составили 43 – 174 м3/сут. Через 8 мм штуцер. Продуктивность пластов колеблется в пределах от 0.9 до 15.6 м3/сутатм. Водонефтяной контакт, по данным промыслово-геофизических исследований, устанавливается на отметках 3342 – 2249 метров. Залежь имеет V-образную форму, протягиваясь Геологический профиль в северном и северо-восточном направлениях. Протяженность залежи с юга на север 37 км, c юго-запада на северо-восток 42 км. Высота залежи варьирует по отдельным структурам от 35 до 63 метров.  Рис.1.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Фёдоровского месторождения 1-аргиллиты битуминозные; 2-аргиллиты, глины; 3-алевролиты; 4-пески, песчаники; 5- газо- и нефтенасыщенность. Пласт БС10-11 по характеру распределения коллекторов в разрезе и их выдержанности по площади можно подразделить на два зональных интервала - верхний БС101 на долю которого приходится 54% общей мощности, и нижней 46%. В наибольшей степени пласт БС10 развит в северо-западной части Моховой площади, где эффективные нефтенасыщенные толщины до 30 метров. Несколько меньше значение толщин характеризуют Федоровскую и Восточно-Моховую площади. Уменьшение эффектных нефтенасыщенных толщин происходит в южном направлении. Характеристика продуктивных пластов Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (Пласты БС16, БС10, БС10-1) готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС6-1, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000м. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения представленны в таблице 1.1 Таблица 1.1. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения.
Продуктивный пласт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС2 интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скв. из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1.2 до 9.2м, нефтенасыщенные от 1.2 до 6.0м. Дебиты нефти меняются - от 12м3/сут при фонтанном способе эксплуатации до 0.34м3/сут при динамическом уровне 1200м. Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Федоровском месторождении проведены условно. В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте ВС 16 на собственно Федоровской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки нефти дебитами 25.9м3/сут на штуцере диаметром 6 мм и 12м3/сут при Ндин=884м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.6м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами. В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади. При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8-17 м, в западной –10-13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27.5м. Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19м. Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. В зависимости от физико-литологических свойств коллектора дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 6.6м3/сут при Ндин=316м до 351 м3/сут через штуцер диаметром 12 мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией. Уровень ВНК установлен на а.о. -2242.6+9.2м. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.68, песчанистости от 0.43 до 0.56, проницаемости (443-571)х10-3 мкм2. Залежь пластовосводовая высотой 70 м, площадь 38 х 47км. В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт 1БС10. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Федоровского месторождения, но нефтенасыщены только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт 1БС10 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте 1БС10 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. -2198 м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0.63, песчанистости 0.34, проницаемости 0.206мкм2, тогда как на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.66 - 0.69, песчанистости 0.61 - 0.49, проницаемости 0.386мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.4м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11м. Пласт 1БС10 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||