цуыыы. Курсовая работа по курсу Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 6.38 Mb.
|
|
Курсовая работа по курсу «Разработка нефтяных и газовых месторождений»тема: «Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения». Содержание1.Введение…………………………………………………………………….…..3 2. Геолого-физическая характеристика месторождения…………………….…5 3. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов…..…9 4. Новые данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения………………………………….….…….……10 5. Анализ текущего состояния разработки…………..……………….…..……18 6.Характеристика технологических показателей разработки……….…..……19 7. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.………….…….22 8. Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт…………………………………………………….…………23 9.Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)……….…………..31 10.Расчетная часть…………….………………………………………………..37 11. Заключение……………………………………………………………….…39 12. Графическая часть……………………….…………………………………42 13. Литература……………….…………………………………………………44 ВВЕДЕНИЕ В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти и т. д. Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач. В этой курсовой работе проведен анализ разработки Турнейского яруса Черепетского горизонта Мишкинского месторождения с применением технологии термополимерного воздействия на пласт (ТПВ). Мишкинское нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики. На территории месторождения находятся мелкие населенные пункты: деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это холмистая месность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180м на юге, до 180-250м на севере. Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняя температура +2 С0, морозы иногда достигают -40 С0. Средняя глубина промерзания грунта 1,2м. Добычу нефти ведет УН-ЮГ УДНГ-1. Водозабор для ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной на территории месторождения. Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения нефти. Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей восточную часть Киенгопского вала, расположенного в пределах Верхне-Камской впадины. Структура сложена двумя куполами: западным – Воткинским и восточным – Черепановским. В геологическом строении месторождения принимает участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, залегающие на породах протерозойской группы, вскрытых на глубине 2200-2300м скважинами 182, 185 и 189. Вскрытая часть (толщина 150-173м) рифейско-вендского комплекса представлена доломитами и аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. В составе эйфельских отложений нижнего девона выделены известняки бийского горизонта (16м). В верхнедевонских образованиях в составе франкского яруса выделены терригенные отложения пашийского (14-16м), терригенно-карбонатные отложения кыновского (29-36м), карбонатные отложения саргаевского (5-7,4м ) и семилукского (21-26м) горизонтов нижнефранкского подъяруса, бурегского (27,7-29,9м) воронежского, евлановского и ливенского (20-28м) горизонтов верхнефранского подъяруса, фаменский ярус представлен известняками толщиной до 107-150м. Среди нижнекаменноугольных образований установлены известняки и доломиты с прослоями аргиллитов турнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и углистые сланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов яснополянского надгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский (51-69м) надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками и доломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установлены известняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского яруса выделены известняки, доломиты и аргиллиты верейского горизонта (72-80м), подольского (65-78м) и мячковского(105-113м) горизонтов. Верхнекаменноугольные (80-100м) и нижнепермские отложения в объеме ассельского (60-75м), сакмарского (69-81м), артинского и кунгурского ярусов (60-80м) представлены доломитами, известняками и ангидритами. Верхнепермские (480-525м) в объеме уфимского, татарского и казанского ярусов представлены террикенными песчано-глинистыми образованиями. Четвертичные отложения (0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса, яснополянского надгоризонта (тульский и бобриковский горизонт) и турнейского яруса. Признаки нефтеносности встречены в отдельных скважинах (№ 184, 193, 194, 208, 210) в отложениях каширского горизонта. Породы-коллекторы верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов представлены известняками с подчиненными прослойками мергелей, доломитов, алевролитов и аргиллитов. Известняки трех основных литологических разностей: мелко – и тонкозернистые, органогенно-детритовые и сгустково-комковатые. Нефтенасыщенные отложения яснополянского надгоризонта сложены песчаниками кварцевыми, мелко и разнозернистыми, алевролитами, слабо глинистыми и алевролитами песчанистыми, крупнозернистыми различной степени глинистости. В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II и B-III, разделенных хорошо прослеживаемыми пластами аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 4 до 6 м. В основании верейского горизонта залегает пласт В-III. В нем прослеживается два прослоя пористых известняков. Толщина эффективных нефтенасыщеных известняков пласта колеблется от 0,6 до 6,8м. От пласта В-II и башкирской залежи он отделен плотными аргиллитами. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам B-II и B-III, пластовосводные. По результатам геофизических исследований и опробованию скважин ВНК принят условно на отметке минус 1040 м для пласта В-II и минус 1042м для пласта В-III. Высота и размеры залежей приведены в таблице 1. ТАБЛИЦА 1
В башкирских отложениях выявлено две залежи нефти: на Воткинском и Черепановском поднятиях, приуроченных к известнякам, коллекторские свойства резко меняются как по площади, так и по разрезу. Количество пористых пропластков в отдельных скважинах достигает 17-22, они обычно маломощны и составляют не более 35-50% толщины отдельных пористых прослоев изменяются в широких пределах от 0,4 до 11м. Кровля подуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти на Воткинском поднятии пластово-массивная, ВНК принят на отметке минус 1044м. В яснополянском недгоризонте на площади Мишкинского месторождения выделяются три залежи нефти, приуроченные к различным структурам. Западно- и Восточно-Воткинским куполам и Черепановскому поднятию. Продуктивными являются пористые песчаники и алевролиты пластов Тл-0, Тл-I, Тл-II тульского горизонта и пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш бобриковского горизонта. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади ни по разрезу. Наиболее регионально распространены пласты Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-Ш. плотные разделы между пластами Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II местами выклиниваются и указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Залежь нефти, приуроченная к этим пластам, экранирована в кровле толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15-20м) тульского горизонта. Нефтенасыщенный пласт Бб-III, залегающий в подошве бобриковского горизонта, отделен от вышележащего Бб-II пластом аргиллитов толщиной около 10м, который прослеживается во всех скважинах и образует надежную покрышку для залежи нефти. Залежи нефти яснополянмкого надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Уровень ВНК принят на отметке минус 13311,5м. Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-каверновых известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м. Покрышкой пласта служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. Залежь имеет массивное строение. ВНК колеблется в интервале 1354-1358м. Непромышленная залежь нефти выявлена в маломощном пласте пористых карбонатов, залегающих в подошве кизеловского горизонта турнейского яруса. Для статистической обработки определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности были использованы данные лабораторных анализов керна, результаты промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Пористость продуктивных пластов определялась как по керну так и по промыслово-геофизических материалах. При проектировании для всех горизонтов были взяты определения пористости по геофизическим данным. Полученные значения коэффициентов вариации пористости составляет для верейского горизонта 23,6%, башкирского яруса 31,4%, яснополянского надгоризонта 34,8%, турнейского яруса 29,6%. Эти величины говорят о сравнительно хорошей однородности пластов коллекторов по пористости. Проницаемость пластов в большом объеме исследовалась по керну и гидродинамическим материалам. При проектировании для всех горизонтов были взяты определения проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований за 1984-1985 годы. Следует отметить близкие значения проницаемости, определенными по керну и гидродинамическими методами для карбонатных коллекторов. Вычисленные значения коэффициентов вариации проницаемости составляет: для верейского горизонта 132%, башкирского яруса 251%, яснополянского надгоризонта 124%, турнейского яруса 144%. Это говорит о значительной неоднородности коллекторов этих отложений по проницаемости. Нефтенасыщенность пород коллекторов как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам промыслово-геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для проектирования взята по геофизическим данным, как более предпочтительная. Коэффициенты вариации нефтенасыщенности составляют: для верейского горизонта 7,5%, башкирского яруса 6,2%, яснополянского надгоризонта 6,6%, турнейского яруса 5,8%. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенности нефтью пластов коллекторов. Определение содержания связанной воды в кернах на поверхности не проводилось. Принятые для проектирования величины насыщенности связанной водой определялись по формуле I-Кн, где Кн-начальная нефтенасыщенность, определенная по геофизическим данным. Толщины пластов. Продуктивные отложения вереского горизонта представлены двумя пластами пористых известняков В-II и В-III, разделенных прослоями глин и аргиллитов толщиной от 4 до 6 м. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Пласт B-III состоит из двух прослоев, разделенных прослойками аргиллитов. Общая среднеразмерная толщина горизонта составляет 13,2м, при интервале измерения 5,4-56,0м и при коэффициенте вариации 0,031. Это указывает на хорошую выдержанность общей толщины верейского горизонта по площади. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 11,4м, при средней величине 5,3м и коэффициенте вариации 0,214, так как она менее выдержана по площади, чем толщина. Продуктивные пласты башкирского яруса представлены прослоями пористых известняков, количество которых в отдельных скважинах достигает 17-22, толщина прослоев изменяется от 0,4 до 4м, проницаемые прослои разделены плотными разностями известняков, часто с примесью глинистого материала. Общая толщина башкирского яруса изменяется от 1,6 до 60,4м при средней величине 22,2м и коэффициенте вариации 0,587, что указывает на невыдержанность продуктивных пластов башкирского яруса по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,74м при интервале изменения от 1,6 до 17,2м и коэффициенте вариации 0,362. Яснополянский надгоризонт представлен тульским и бобриковским горизонтами. В тульском горизонте продуктивными являются пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, представленные песчаниками и алевролитами, которые местами переходят в глинистые разности. Пласты разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитов толщиной 0,5-2,0 м. В отложениях бобриковского горизонта коллекторами служат пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш, которые представлены песчано-алевролитовыми прослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов. Общая толщина яснополянского надгоризонта изменяется от 17,2 до 22,0м при средней величине 19,2м и коэффициенте вариации 0,074, что свидетельствует о хорошей выдержанности по площади отложений яснополянского надгоризонта в целом. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,46м, при интервале измерения 1,1-12,8м и коэффициенте вариации 0,346. В отложениях турнейского яруса продуктивными являются прослои пористо-каверновых известняков в кровле черепетского горизонта. Пласты разделены плотными разностями известняков толщиной 0,8-8,0м. Общая толщина черепетского горизонта изменяется от 7,2 до 48,6м при средней величине 24,1м и коэффициенте вариации 0,374. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,48м, интервал измерения от 8,9 до 24,4м, коэффициент вариации 0,365, что указывает на сравнительно выдержанный характер нефтенасыщенной толщины по площади. Пласты верейского горизонта развиты по всей площади месторождения. Коэффициент песчаности 0,42 и коэффициент вариации песчаности 0,1 свидетельствует о выдержанности эффективной толщины указанных пластов. Коэффициент расчлененности верейского горизонта равен 3,18 при коэффициенте вариации 0,305, так как он состоит в основном из трех пластов. Пласты башкирского яруса имеют коэффициент песчаности 0,41 и коэффициент вариации песчаности 0,12, что указывает на выдержанность эффективной толщины пластов. Коэффициент расчлененности башкирского яруса равен 7,48 при коэффициенте вариации 0,386, что указывает на менее выдержанный по сравнению с верейским характер этих отложений по разрезу. Для пластов яснополянского надгоризонта коэффициент песчаности составляет 0,47, коэффициент вариации песчаности 0,14. Следовательно, эффективная толщина пластов яснополянского надгоризонта по площади сравнительно выдержана. Коэффициент расчлененности равен 6,1 при коэффициенте вариации 0,327 Пласты черепетского горизонта турнейского яруса имеют коэффициент песчанности равный 0,772 и коэффициент вариации песчаности 0,0011, что указывает на довольно выдержанный характер эффективной толщины пластов. Коэффициент расчлененности составил 3,98 при коэффициенте вариации 0,638. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Пласт В-II-III верейского горизонта. Отбор глубинных проб проведен в СКВ. 184,194-196,210. в пределах залежи давление насыщения нефти изменяется от 8,4 до 9,94 МПа, газосодержание от 18,4 до 23,4 м3/т, вязкость от 11,80 до 20,4 мПа*с. В сводовой части залежи вязкость пластовой нефти колеблится в пределах 11,80-14,60 мПа*с и возрастает к контуру нефтеносности. Температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях 18,0 С. Средние значения плотности нефти равны 0,8916 г/см3, вязкости (при 20 С) – 37,78 мм2/с. По химическому составу нефть высокосернистая (3,01%), парафинистая (3,93%) и смолистая (15,4%). В водонефтяной части залежи плотность и вязкость нефти соответственно равны 0,9178 г/см3 и 93,62 мм2/с. Пласт А4 башкирского яруса. Давления насыщения нефти изменяется от 7,10 до 10,72 МПа, газонасыщенность – от 17,5 до 18,0 м3/т, вязкость – от 10,15 до 17,45 мПа*с. НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала. Структура осложнена двумя куполами западным Воткинским и восточным Черепановским. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Промышленная нефтеносность по месторождению приурочена к отложениям среднего и нижнего карбона. В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II. B-III, разделенные хорошо прослеживаемыми аргиллитами и глинистых известняков толщиной от 4-до 6м. Коэффициент песчанистости составляет 0,42, коэффициент расчлененности 3,18 д.ед. Толщина эффективных нефтенасыщенных известняков пласта B-III колеблется от 0,6 до . 6,8м. Пласт В-II хорошо выдержан по площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2м до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам В-II и, пластовые сводовые. ВНК принят на отметке -1040м для пласта В-П, -1042м для пласта B-III. Залежь нефти башкирского яруса приурочена к известнякам, коллекторские свойства которых резко меняется как по площади, так и по разрезу. Продуктивный пласт состоит из большого количества пористых пропластков, коэффициент расчлененности по залежи 7,48. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м, при интервале изменения от 1,6 до .1-7,2м. Кровля продуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти массивно-слоистая. Яснополянский надгоризонт представлен пористыми песчаниками и алевролита-ми тульского и бобрикрвското возраста (Тл-О.Тл -I и Тл - II тульского горизонта и пласты. Bb-I, Bb-II, ВЬ-IП бобриковского горизонта). Эффективная толщина сравнительно выдержана, коэффициент расчлененности по залежи - 6,1. Общая толщина яснополянского надгоризонта составляет 19,2м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Наиболее регионально распространены пласты.Тл-I. Тл - II, Бб - I, Bb-II, ВЬ - III. Плотные пропластки не выдержаны и пласты местами сливаются, образуя сложную гидродинамическую систему. Залежи нефти яснополянского надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-кавернозных известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Пласт довольно хорошо вьдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,7м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-6м, отделяющий его от нижних водоносных пропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости. Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Так, пористость в среднем около 16%, проницаемость - 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5м. Нефть, насыщающая эти породы, высоковязкая (72,7 мПа-с). По поверхностным пробам нефть высокосмолистая (17,78%), высокопарафинистая (6,09%). Нефть по химическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая и высоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная. Залежи лишены газовых шапок. В 1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинского месторождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмические исследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона, венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты по отложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволили уточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонских отложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся в непосредственной близости к Мишкинскому месторождению. Результаты разведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского купола показали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются в единую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. В соответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинам водонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках -1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирского яруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторону Лиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районе на абс. отм. -1053м. По среднему карбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей через скважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти по башкирским и верейским отложениям в данном районе. Результаты прироста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 2. Таблица 2 Подсчетные параметры и запасы нефти (сочленение Мишкинского и Лиственского месторождений )
По результатам эксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128, 2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материалам ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствует утвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасов приведены в таблице 3. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||