Диплом. Разработка_нефтяного_месторождения_StudentLib. Сут и газа дебитом 3,8 тыс м
 Скачать 1.52 Mb.
|
|
Свойства газа Газ характеризуется как «жирный», содержание метана 59,6-79,1%, этана - 7,8 - 11,5%. Пластовый газ содержит СО2 (0,1-2,9%). Отмечено присутствие азота и редких газов (1,5-3%). Относительная плотность газа по скв. №№5Р и 7Р изменяется в диапазоне 0,718 - 0,772. Газ сепарации, полученный из скв. №3Р намного тяжелее, его относительная плотность по воздуху 0,95. Прослеживается значительное отличие компонентного состава газа из скв. №№5Р и 7Р от компонентного состава газа, полученного из скв. №3Р. Свойства пластовой воды Гидрогеологический разрез расчленяется на следующие водоносные комплексы (ВК): палеоген-четвертичный, верхнемеловой, нижнемеловой, юрский и доюрский. Водоносные комплексы изолированы друг от друга следующими водоупорными толщами: чеганская, люлинворская свиты; ганькинская, славгородская, ипатовская, кузнецовская свиты; кошайская пачка, входящая в состав алымской свиты; низы куломзинской, баженовская, георгиевская свиты. Водоупорные толщи сложены глинистыми породами. Палеоген - четвертичный ВК включает: нижнеолигоценовый водоносный горизонт алымской свиты; миоцен - антропогеновый водоносный горизонт и воды озерно-болотных отложений. Воды снизу вверх меняются от гидрокарбонатно - кальциевых, кальциево - магниевых, редко натриевых, до гидрокарбонатно-хлоридно-кальциевых и хлоридно - гидрокарбонатно - кальциевых. Минерализация изменяется от 0,22 до 0,52 г./л. Кровля комплекса залегает на глубине от 75 до 125 м, толщина составляет 15,6 - 35 м. Воды горизонта по своему составу отвечают требованиям ГОСТ Р 51232-98 «Вода питьевая», кроме содержания железа, марганца, фтора, фенолов. Питание комплекса атмосферное, разгрузка приурочена к долинам рек. Верхнемеловой ВК представляет собой мощную водонасыщенную толщу покурской свиты. Верхним водоупором являются глины кузнецовской свиты. Кровля комплекса находится на глубине 664, 669 м, подошва 1540, 1560 м. Воды имеют минерализацию от 4 г/л (верхние водоносные горизонты) до 16 г./л (нижние водоносные горизонты), состав от гидрокарбонатно-кальциевого до хлоридно-кальциевого и хлоридно-натриевого. Питание подземных вод комплекса осуществляется в краевых частях бассейна, разгрузка - в центральных и северных районах бассейна. На разрабатываемых нефтяных месторождениях Томской области воды покурской свиты используются для закачки в целях искусственного поддержания пластового давления. Нижнемеловой ВК представлен отложениями алымской, киялинской, тарской и куломзинской свит. Водоупорной кровлей являются глинистые отложения кошайской пачки. ВК залегает на глубине от 1570 м до 2467 м и подстилается аргиллитами куломзинской свиты. Воды хлоридно-кальциевого типа, минерализация 18,5 г/л. Питание водоносного комплекса происходит в краевых частях бассейна, разгрузка - в центральных и северных. Юрский ВК включает отложения васюганской и тюменской свит. Водоупорная кровля находится на глубине 2490, 2540 м и соответствует отложениям барабинской пачки, входящей в васюганскую свиту. Водоупорная подошва приурочена к низам тюменской свиты и находится на глубине 2680, 2880 м. Нижний водоупор выдержан на всей территории месторождения. Воды васюганской свиты хлоридно-кальциевые с минерализацией - 42,9 г/л, имеют повышенное содержание стронция - 318 мг/л. Качественный анализ воды из тюменской свиты отсутствует. По данным соседних месторождений, воды хлоридно-кальциевого состава с минерализацией до 73 г./л. Таблица 2.5 Свойства и состав пластовых вод пласта М Северо - Останинского нефтяного месторождения
Из доюрского ВК в пределах месторождения пластовая вода не получена. На соседних месторождениях получены притоки с минерализацией до 68 г./л, состав вод-хлоридно-кальциевый. Питание комплекса осуществляется в районе горного обрамления, разгрузка - в северных акваториях. Таким образом, анализ материалов по Северо-Останинскому месторождению позволяет выделить следующие основные моменты гидро- геологической характеристики изучаемого месторождения: химический состав вод юрских и палеозойских отложений, значительная удаленность от областей питания и разгрузки вод, свидетельствует о застойном характере вод. водоносный комплекс, к которому приурочена залежь нефти, имеет низкие коллекторские свойства. нефтеносные отложения имеют низкую водообильность. 2.5 Запасы нефти Запасы нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения в ГКЗ СССР не представлялись, т.к. недостаточный вынос керна определил трудности обоснования подсчетных параметров. Оперативный подсчет запасов выполнялся силами ПГО «Томскнефтегазгеология». Утверждение запасов нефти проводилось на уровне ЦКЗ Мингео СССР в 1980, 1981 и 1985 гг. (протокол от 11 февраля 1985 года). По состоянию на 01.01.2012 г. на Госбалансе РФ числятся запасы нефти категории С1 в количестве 2550 тыс. т (геологические), из них 1590 тыс. т извлекаемых. В 1994-1996 гг. специалисты ВНИГНИ выполнили научно-исследовательскую работу, в которой отражены результаты моделирования природного резервуара Северо-Останинского месторождения нефти и газа на основе обработки и структурно-литологической интерпретации (переинтерпретации) данных сейсморазведки МОГТ по 21 сейсмическому профилю в объеме 260 пог. км, бурения и ГИС, базирующихся на методологии и технологии ВНИГНИ. В пределах Северо-Останинской площади две залежи углеводородов. Первая из них вскрыта скважиной №3Р, а вторая - скважинами №№5Р и 7Р. Залежи гидродинамически не сообщаются. Для проектирования использовались запасы нефти, находящиеся на государственном балансе. По количеству запасов месторождение классифицируется как мелкое, по геологическому строению - сложное. Дополнительные сведения о запасах представлены в табл. 2.6 и табл. 2.7. Таблица 2.6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
Таблица 2.7 Состояние запасов нефти на 01.01. 2012 г.
3. Анализ разработки Северо - Останиского нефтяного месторождения .1 Проектные показатели вариантов разработки Северо - Останинского месторождения ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» был проведен расчет технологических показателей с помощью гидродинамического моделирования для базового случая (размещение скважин согласно варианту разработки, выбранное в качестве оптимального в «Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения» на период 2010-2012 гг.) и 2-х вариантов разработки месторождения на период полного развития. В Таблице 3.0 представлены исходные характеристики расчетных вариантов. Таблица 3.0 Основные исходные данные технологических показателей разработки
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||