Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений Оценка качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения
 Скачать 1.34 Mb.
|
|
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт Нефти и Газа Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ОТЧЕТ О ПРАКТИКЕ Практика по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности, в том числе производственно-технологическая Руководитель практики В.А. Жигарев подпись, дата Студент ЗНБ17-04Б, 081728672 А.П. Мамонтов подпись, дата Красноярск 2021 г. СОДЕРЖАНИЕЗадание…………………………………………………………………….. 3 Индивидуальный план……………………………………………………..4 Обозначения и сокращения………………………………………………..5 Введение …..………………………………………………………………..6 Характеристика Самотлорского месторождения ………………..…...7 Геологическая характеристика месторождения……….….............7 Физико-химические свойства нефти……………………………..10 Запасы нефти………………………………………………….…...11 Оценка качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения ………….……14 Текущее состояние разработки месторождения………….....…...13 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений……………..............................................................16 Оценка качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения ….………...23 Зависимость переходной зоны от водонасыщенности по данным капилярометрии ……………………………..................……….….31 Экология и безопасность на Самотлорском нефтегазоконденсатном месторождении……………………………………………………..….39 3.1 Охрана труда при воздействии на пласт…………………………39 Заключение…………………………………………………………….42 Список использованных источников………………………………...44 ЗАДАНИЕ Вид практики: производственная. Тип практики: практика по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности, в том числе производственно-технологическая. Место прохождения практики: кафедра РЭНГМ ИНиГ, г. Красноярск Способ проведения: стационарная, выездная. Цель практики: закрепление теоретических знаний, полученных студентом во время аудиторных занятий, приобретение им профессиональных компетенций, путем опосредованного участия студента в деятельности производственной, проектной или научно-исследовательской организации, а также приобщение студента к социальной среде предприятия (организации) и приобретение им социально-личностных компетенций, необходимых для работы в профессиональной сфере. Содержание отчета по практике: 1. Задание на практику. 2. Индивидуальный план практики. 3. Введение, в котором указываются: актуальность темы, цель, задачи, место, сроки прохождения практики; перечень выполненных работ и заданий. 4. Основная часть, включающая: - производственный опыт - анализ технической литературы. - регрессионный анализ. 5. Заключение в виде рекомендаций по решению проблемы (указана в теме НИР) с учетом расчетов и анализа в виде перечня этапов и задач для решения в выпускной квалификационной работе бакалавра. 6. Список литературы, в том числе содержащих описание используемого в работе инструментария научно-исследовательской деятельности (корреляционно-регрессионный анализ, метод наименьших квадратов и т. д.). Руководитель практики В.А. Жигарев (подпись) ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН
Руководитель от университета В.А. Жигарев Студент ЗНБ17-04Б, 081728672 А.П. Мамонтов Обозначения и сокращения ГИС- геофизические исследования скважин ЭЦН- электроцентробежный насос УВ- углеводороды ГРП- гидравлический разрыв пласта НК- нефтяная компания АО- акционерное общество ВНК- водонефтяной контакт ГНК- газонефтяной контакт ГВК- газо-водяной контакт ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства пак ПДГТМ - постоянно действующая геолого-технологическая модель ССК - сейсмокаротаж РНО - раствор на нефтяной основе АК - акустический каротаж ГГК - гамма-гамма каротаж ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование МПГС - метод прослеживания горизонтов в скважине ПАК - псевдоакустический каротаж ВВЕДЕНИЕ В данной работе представлен отчет по учебной практике, пройденной мной на кафедре разработки, эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, института нефти и газа в городе Красноярск. Актуальность данной работы заключается в оценке качества запасов на основе анализа геологических неопределенностей Самотлорского месторождения, что вызвано проблемой прогнозирования результатов наблюдений в следствии сложности строения резервуаров, отсутствия данных, недостаточного понимания физики и «обратной задачи», т.е. воспроизведения истории разработки, которая настолько неустойчива сама по себе, что хорошее воспроизведение не обязательно даёт хорошие прогнозы. Учебная практика является одним из этапов к подготовке специалистов в области эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти. Задачей учебной практики является ознакомление с производственным опытом, получение навыков работы с технической литературой, обзор и анализ научных методов работы, а так ж получение необходимых компетенций: - уметь оформлять технологическую и техническую документацию при освоении нефтяных и газовых скважин. - уметь использовать методы статистической обработки результатов экспериментов, составлять отчетную документацию. - уметь выбирать и применять соответствующие методы моделирования физических, химических и технологических процессов. - уметь обобщать и критически анализировать имеющийся информационный материал, прогнозировать тенденции развития отрасли, и на этой основе формулировать основные направления научных исследований. Характеристика Самотлорского месторождения Геологическая характеристика месторождения Самотлорское месторождение - самое большое не только в Западной Сибири, но и во всей стране. Его общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 300 млн.т. Оно расположено севернее г. Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская. Мартовская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. каждая из них – это самостоятельное подземное поднятие в рельефе мезозойских пород. но залежи нефти до краев наполняют ловушки и распространены шире, в том числе и в погружениях подземного рельефа между указанными площадями. На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь. В валанжинских породах на глубине 2000-2150м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая до 50-55% бензина и керосина, 0,6-0,7% серы. В нефтяных пластах температура равна 65-700С. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200т (в настоящий момент дебиты упали до 5-7т). В некоторых скважинах первоначальные дебиты доходили до 1200т/сутки. В каждой тонне нефти содержится до 100м3 газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность. В аптских и барремских породах на глубине 1600-1700м залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосина и бензина равняется 45-50%, серы 0,8-0,9%. Температура нефти в пластах 60- 650С. суточная производительность скважин достигала 60-100т (в настоящее время 3-10т). В каждой тонне растворено до 150м3 газа. В самом верхнем аптском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения, значительно больше контуров Самотлора. Было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной 12 залежи уходит за границу Самотлорского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпайское, Мегионское и Ватинское месторождения.  Рисунок 1 - Геологический разрез и структурные карты меловых отложений Самотлорского месторождения нефти. а – геологический разрез: 1 – глины, аргиллиты; 2- алевролиты; 3 – чередование глин, алевролитов и песчаников (песков); 4 – песчаники; 5 – залежи нефти; 6 – залежи газа. Общая толщина платформенного чехла на месторождении превышает 2900 м. Разрез представлен осадочными, преимущественно терригенными образованиями от юрского до четвертичного возрастов. Фундамент сложен глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами верхнего палеозоя. Основные промышленные залежи Самотлорского месторождения связаны с горизонтами АВ1, АВ 2–3, АВ 4–5, БВ8, БВ10 раннемелового возраста. Менее значительные запасы углеводородов содержат также пласты 13 АВ 6–7 (вартовская свита), БВ 19–20 (ачимовская свита) нижнего мела и 2 ЮB1 и 0 ЮB1 (васюганская свита) верхней юры. На месторождении коллекторы нефти и газа представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами. Полимиктовый состав и гидрофильность при высоком содержании глинистых материалов определяют значительную удельную поверхность и остаточную нефтенасыщенность коллекторов месторождения. [11] Продуктивные горизонты месторождения представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. В горизонте АВ1 вниз по разрезу выделяются продуктивные пласты AB11 , AB12 и AB13 . Пласты различаются по толщинам, площади распространения, глинистости и коллекторским свойствам. Улучшение коллекторской характеристики и уменьшение глинистости в горизонте прослеживаются вниз по разрезу. Горизонт АВ2–3 от пласта АB13 обычно отделен глинами, местами из-за отсутствия глин пласты сливаются. АВ2–3 литологически невыдержан как по площади, так и разрезу. Нижезалегающий горизонт АВ 4–5 отделен от АВ 2–3 глинами толщиной 6–10 м. Горизонт представлен преимущественно песчаниками. Глинистость и расчлененность возрастают к периферии залежи. Горизонт БВ8 является основным продуктивным горизонтом месторождения. В разрезе выделяются пласты БB80 , БB81 , БB82 и БB83 . Среди них литологически наиболее однородны и выдержаны пласты БB81 и БB82. В пласте БB80 коллекторы развиты в восточной части месторождения. В составе горизонта БВ10 установлены продуктивные пласты БВ100 , БВ101 и БВ102. В западном направлении коллекторы горизонта замещаются на глины, а в восточной части месторождения эффективная толщина коллектора резко увеличивается и достигает 11,6 (БB80) и 28,8 м (БB81+2). На месторождении наибольшие колебания общей толщины пластов установлены для пластов БВ100 , БB83 и БB81+2, эффективной – для пластов БB80, БB83и АВ2- 3. Максимальное число глинистых разделов и их толщины характерны для пласта АВ2- 3. Продуктивные пласты Самотлорского месторождения имеют неоднородную геолого-физическую характеристику. Каждый участок представляет собой площадной элемент и разрабатывается самостоятельной сеткой добывающих и нагнетательных скважин при искусственном водонапорном режиме. Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы – коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи. По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до 35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.[15] Физико-химические свойства нефти Нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом (d420 – 0,8525), относительно небольшим содержанием серы (0,95%), смолистоасфальтовых веществ (асфальтенов – 1,07%, смол силикагелевых – 8,53%) и парафина (3,74% с температурой плавления 54С). Вязкость нефти невелика (9,14 сст. при 20С), температура застывания довольно высокая (-9С) и мало меняется с термообработкой. Физико-химическая характеристика самотлорской нефти представлена в таблице 1 Таблица 1— Физико-химическая характеристика нефти
|