Краткая геолого-физическая характеристика пластов месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Развития нефтегазового комплекса дают основание полагать, что объем добычи нефти в целом по компаниям будет расти, за счет совершенствования технологий разработки месторождений.
Наиболее реалистичным вариантом является вариант, основанный на обеспечении максимально возможного уровня добычи нефти при до извлечении остаточных запасов. С учетом этого один из путей сохранения и увеличения добычи нефти – бурения боковых стволов (БС), в т.ч. боковых горизонтальных стволов (БГС) – КР6. Этот путь, прежде всего, связан с экономическими особенностями бурения новых скважин, т.к. их строительство на давно разрабатываемой территории не всегда оправдано.
В начальный период разработки нефтяных месторождений по большинству скважин вскрывается весь нефтенасыщенный интервал пласта, в результате менее продуктивные прослои, линзы и застойные зоны оказываются не выработанными. В связи с этим за годы эксплуатации таких месторождения накапливается значительный фонд аварийных и сильно обводненных малодебитных скважин.
Бурение новых скважин для замены вышедших из эксплуатации и уплотнения сетки скважин на большинстве залежей месторождений связано со значительными капитальными вложениями и с определенным финансовым риском. В связи с этим, более целесообразно бурение БС и БГС. Выбор объектов для зарезки проводится на основе геолого-промыслового анализа, который позволяет определить наличие не извлеченных запасов нефти в районе бездействующих скважин.
|
|
|
При направленном бурении БС и БГС возникает возможность увеличения производительности малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренируемых участков пласта, отдельных пропластков, пропущенных продуктивных объектов, определяемых при анализе текущего состояния разработки.
При бурении БС и БГС большое значение имеет вскрытие продуктивных пластов. Главным направлением работ по повышению качества закачивания скважин является решение проблемы сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов в призабойной зоне.
Традиционно
применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии из-за отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведёт к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Общепринятым объективным показателем качества закачивания скважин является соотношение между фактической и потенциальной производительностью скважин. Для большинства месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтяных районов оно составляет менее 50%. В связи с этим необходим поиск более совершенных технологий закачивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» (ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения.
|
|
|
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Основные операции, выполняемые оператором по добыче нефти
Работы, выполняемые операторами бригады по добыче нефти на компрессорных скважинах, почти не отличаются от того комплекса работ, который они выполняют при обслуживании фонтанных скважин.
Основное отличие состоит лишь в том, что в круг обязанностей операторов по добыче дополнительно включается регулирование подачи рабочего агента в каждую скважину, а также содержание в исправном состоянии газораспределительных будок и системы газопроводов, проложенных на территория промысла (участка) для эксплуатации компрессорных скважин.
В зависимости от условий эксплуатации скважин и организации труда на промысле один оператор обслуживает от 5 до 12 компрессорных скважин.
|
|
|
Газораспределительная будка и ее вспомогательное хозяйство обслуживаются одним опытным оператором.
Эта операция выполняется при согласованной работе оператора-регулировщика, находящегося в газораспределительной будке, и оператора, обслуживающего скважину.
Дня облегчения работы операторов в газораспределительной будке имеется табличка, характеризующая режим работы каждой скважины.
В таких случаях оператор управляет работой скважин в соответствии с аварийным режимом.
В процессе работы между оператором газораспределительной будки и персоналом компрессорной станция должна поддерживаться постоянная связь.
Персонал станции должен заранее предупреждать оператора о всех изменениях в работе компрессоров, чтобы он мог своевременно перейти на аварийный режим.
В свою очередь оператор обязан сообщить персоналу компрессорной станции о предстоящем пуске скважин, что необходимо для включения в работу компрессоров высокого давления, о длительной остановке одной или нескольких скважин на ремонт и о возможности в связи с этим отключения отдельных компрессоров.
Все случаи остановки компрессором, их причины и продолжительность должны фиксироваться в вахтовом журнале оператора.
|
|
|
Оператор при обходе скважин проверяет показания приборов станции управления, подачу жидкости насосом, давление в за трубном пространстве и: состояние сальникового уплотнения кабеля, а также выполняет все работы по обслуживанию, наладке и ремонту вспомогательного оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.
Так как характер работы скважин с погруженными центробежными электронасосами, их наземное оборудование и оснащение средствами автоматики такие же, как и у фонтанных скважин, при обоих способах эксплуатации оператор по добыче выполняет практически одинаковую работу.
Что же касается правил безопасности при обслуживании скважин, оборудованных погруженными центробежными электронасосами, то они содержат ряд дополнительных положений, которые обязательны для оператора по добыче.
Операторам но добыче нефти запрещается открывать станцию управления и автотрансформатор, производить регулировку реле и какие-либо переключения в электрической цепи.
Если же оператор имеет такую квалификацию, он может быть допущен к работе в станции управления только специальным приказом по промыслу, но для этого он должен иметь соответствующее удостоверение.
Оператор обязан следить за состоянием проводников заземления корпусов станций управления, автотрансформатора и другого электрооборудования.
Оператор должен знать, установлен ли в данной скважине обратный клапан над насосом, и если его нет, то повторно включать установку можно только через 20—25 мин после отключения во избежание повреждения погруженного электродвигателя.
Оператор по добыче обязан регулярно проверять состояние сальникового уплотнения кабельного ввода на планшайбе и в случае необходимости подтягивать сальник или добавлять сальниковую набивку, предварительно снизив давление в за трубном пространстве.
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Общие сведения о районе
Средне-Итурское нефтяное месторождение открыто в 1973 году , введено в промышленную разработку во второй половине 1976 года.
Территориально Средне-Итурское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 120 км к северо-востоку от г.Сургута и 90 км к юго-западу от г.Ноябрьска, в крупном нефтедобывающем районе, в пределах которого находится большое количество месторождений, находящихся в промышленной разработке. Наиболее крупные из них Карамовское (в 35 км к северу от Средне-Итурского), Федоровское, Тевлинско-Русскинское, Когалымское (в 40 км к югу), Южно-Ягунское (в 45 км на юго-восток) и Дружное (в 65 км на юго-восток) .(Рисунок 1.1.)
Город Ноябрьск имеет : аэропорт который находится в 3 километрах к югу от города, железнодорожные пути в восточной части города с направлением на юг и север.
В орографическом отношении описываемая территория представляет собой пологую озерно-аккумулятивную равнину, абсолютные отметки поверхности которой колеблются от +60 м на юге до +90 м на севере.
Гидрографическая сеть образована рекой Тромъеган и ее притоками. Из-за равнинности рельефа и слабого дренажа широко распространены болота и многочисленные озера. Рассматриваемый район характеризуется резко континентальными климатическими условиями, которые формируются под влиянием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка. Зимой преобладают ветры южного и юго-западного направлений, летом - северные. Климат района отличается коротким летом и продолжительной холодной зимой. Самый холодный месяц - январь (среднемесячная температура - 23°С), самый теплый- июль (+16°С). Минимальная температура достигает -52°С, максимальная +35°С. Среднегодовое количество осадков 482 мм. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде декабря и держится порядка 200 дней. Глубина промерзания почвы 1.3-1.7 м. Данная территория относится к районам России с избыточным увлажнением (общее увлажнение 700 мм/год, испарение 500 мм/год, таким образом, создается излишек влаги 200 мм/год). Месторождение находится в зоне островного залегания многолетнемерзлых пород со среднегодовой температурой - 3-4 °С.
По территории района, в 50 км восточнее месторождения, проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, а также ряд трасс местного значения.
В пределах Средне-Итурского месторождения разведано два месторождения песка и месторождение глин. Запасы песка по категории С2 оценены на одном из них в 11 млн.м³ , на другом - в 2 млн.м3. Запасы глин оценены по категории С2 в 3 млн.м3. Песок используется для отсыпки дренирующего слоя автодорог и приготовления строительных растворов.
Для целей водоснабжения практический интерес представляет шестой гидрогеологический комплекс, приуроченный к отложениям олигоценового и
четвертичного возраста, который повсеместно распространен в пределах Западно-сибирского артезианского бассейна.
Краткая геолого-физическая характеристика пластов месторождения
Северо-восточный склон Сургутского свода осложнен рядом структур III порядка, к одной из которых приурочено Средне-Итурское месторождение. Средне-Итурская структура - куполовидная складка неправильной формы, преимущественно северо-восточного простирания.
Промышленная нефтеносность на Средне-Итурском месторождении связана с мегионской свитой нижнемелового отдела меловой системы. К этой части разреза регионально приурочены нефтеносные горизонты БС10 и БС11, содержащие все промышленные запасы Средне-Итурского месторождения. При этом основные запасы сосредоточены в более продуктивном нижележащем горизонте БС11.
Запасы нефти утверждались трижды – в 1978, в 1988 и в 1995 годах.
За прошедший период, начиная с 1995 г. эксплуатационное бурение не велось. В 2001 – 2002 гг. на восточном склоне структуры проведена сейсморазведка 2D. В настоящее время ведется обработка и начата интерпретация (г. Тюмень). Изменение геологических моделей пластов не произошло.
В 2000 году пробурена разведочная скважина 115Р, подтвердившая строение юго-восточной части залежи пласта БС11. Сведения об объемах выполненных работ по отбору керна приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1. Сведения об объемах выполненных работ по отбору керна из скважин Средне-Итурского месторождения за 2001 – 2002 гг.
| №№ скв дата отбора | Интервал отбора керна | Пласт
| Проходка, м | Вынос керна, м | % выноса | В т. ч. песчаник | % песчаника | |
| кровля | подошва | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 115Р (2001 г.) | 2599 | 2629,5 | БС11 | 30,5 | ||||
| 2660 | 2675 | БС12 | 15,0 | |||||
| 2711 | 2725 | БС13 | 14,0 | |||||
| 2840 | 2861 | Ач | 21,0 | |||||
| 2995 | 3005 | Ю1 | 10,0 | |||||
| 3056 | 3075 | Ю2 | 19 | |||||
| ИТОГО за 2001 год: | 109,5 | |||||||
| 2002 г. | К е р н н е о т б и р а л с я | |||||||
На балансе ВГФ числятся следующие пласты: БС101, БС102, БС111, БС112. Залежь БС111 пластово-сводовая, залежи БС101, БС102,БС112 – структурно-литологические. Водо-нефтяной контакт (ВНК) отмечается на а. о. – 2417-2427 м для пласта БС101, на а.о. – 2437 м для пласта БС102, на а.о. – 2500 м для пласта БС111 и на а.о. – 2488-2497 м для пласта БС112 (табл. 1.2). Площади нефтеносности по пластам составили, соответственно, 105343 тыс.м2, 1350 тыс.м2, 285172 тыс.м2 и 55531 тыс.м2. Схема совмещения контуров нефтеносности пластов приведена на рис. 1.1.
Таблица2.2. Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов Средне-Итурского месторождения
| Параметры | Объекты | ||||
| БС101 | БС102 | БС111 | БС112 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| Средняя глубина залегания, м | 2530-2547 | 2540-2547 | 2560-2620 | 2670 | |
| Тип залежи | струк.- литолог. | струк.- литолог. | пласт.- сводов. | струк.- литолог. | |
| Тип коллектора | поровый | поровый | поровый | поровый | |
| Плошадь нефтегазонасыщенности,тыс.м2 | 105343 | 1350 | 285172 | 55531 | |
| Средняя общая толщина, м | 12 | 7 | 19.2 | н.с | |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 5.1 2.83 | 1.2 | 6.63 5.6 | 4.7 1.9 | |
| ЧНЗ | В С1 | ||||
| ВНЗ | В С1 | 6.14 3.4 | |||
| Пористость, % | 20 | 20 | 18-19 | 18 | |
| Средяянефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. | 0.58 | 0.48 | 0.74 | 0.58 | |
| Средяянефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. | 0.64 | н.с | 0.7 | н.с | |
| Проницаемость, мкм2 | 0.086 | 0.086 | 0.077 | 0.024 | |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0.31 | н.с | 0.32 | н.с | |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2.17 | 2.17 | 4.38 | н.с | |
| Начальная пластовая температура, 0С | 87 | 87 | 89 | 89 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| Начальное пластовое давление, МПа | 25.3 | 25.3 | 25.8 | 25.8 | |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 1.87 | 1.88 | 1.52 | 1.52 | |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0.792 | 0.792 | 0.777 | 0.777 | |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0.856 | 0.856 | 0.851 | 0.851 | |
| Продолжение таблицы 2.2.. | |||||
| Абсолютная отметка ВНК, м | 2417-2427 | 2437 | 2500 | 2488-2497 | |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1.16 | н.с | 1.173 | 1.173 | |
|
|
|
|
| ||
| Содержание серы в нефти, % | 0.92 | 0.92 | 0.71 | 0.71 | |
| Содержание парафина в нефти, % | 3.76 | 3.76 | 3.45 | 3.45 | |
| Содержание смолы, % | 6.66 | 6.66 | 8.1 | 8.1 | |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 9.7 | н.с | 9.4 | 9.4 | |
| Газосодержание нефти, м3/т | 52.3 | н.с | 58 | 58 | |
| Вязкость воды в пластовых условиях, Мпа с | 0.5 | 0.5 | 0.5 | 0.5 | |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1.01 | 1.01 | 1.01 | 1.01 | |
| Средняя продуктивность, *10 м3/ (сут*МПа) | 2 | н.с | 2.5 | 1.5 | |
Запасы нефти и газа.
В целом по месторождению запасы нефти по категориям В+С1 составляют начальные балансовые 247545 тыс.тонн , отстаточные - 193467 тыс. тонн; начальные извлекаемые 116781 тыс.тонн, остаточные 62703 тыс.тонн.
Запасы газа , растворимого в нефти : начальные балансовые - 14013 млн.м3, остаточные - 10937 млн.м3 ; начальные извлекаемые - 6616 млн.м3 , остаточные - 3540 млн.м3.
Состояние фонда скважин
Общий пробуренный фонд скважин по Средне-Итурскому месторождению на 01.01.2008 г. составляет 1323 шт., в том числе добывающих - 168, нагнетательных - 54, контрольно - пъезометрических –76 скважин; ликвидированных – добывающих 127скважин,10 скважин нагнетательных ; в консервации – добывающих 607скважин, нагнетательных-238скважин.
Таблица 2.3. Состояние фонда скважин Средне-Итурского месторождения на 01.01.2008 г. по пластам
| Параметры/объекты | БС10 | БС111 | БС112 | ПК1 | Итого по место-рождению |
| ФОНД ДОБЫВАЮЩИХ СВАЖИН | |||||
| Продолжение таблицы 2.3. | |||||
| Всего (дейст.+ б/д+освоение) | 85 | 104 | 12 | 0 | 186 |
| в том числе действующих | 78 | 91 | 12 | 0 | 168 |
| из них фонтанные | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| ШГН | 3 | 0 | 0 | 0 | 4 |
| ЭЦН | 75 | 91 | 12 | 0 | 164 |
| Контрольно-пьезометрических | 25 | 53 | 0 | 0 | 77 |
| Ликвидированные | 18 | 109 | 3 | 0 | 127 |
| бездействующих | 7 | 13 | 0 | 0 | 18 |
| ФОНД НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН | |||||
| В консервации | 29 | 209 | 6 | 0 | 238 |
| Ликвидировано | 3 | 7 | 1 | 0 | 10 |
| Всего нагн(дейст.+ б/д+освоение) | 33 | 47 | 2 | 0 | 79 |
| в том числе под закачкой | 25 | 30 | 0 | 0 | 54 |
Основными объектами разработки являются БС10 и БС112.
По объекту БС10 фонд добывающих скважин 85, в т.ч. 78 действующих(91,76%), 7 – бездействующих (8,24 %), нагнетательный фонд – 33 скважины, из них 25 шт. (75,76 %) под закачкой.
По объекту БС111 фонд добывающих скважин 104 в т.ч. 91 действующих(87,50%), 13 – бездействующих(12,5%), нагнетательный фонд – 47 скважины, из них 30 шт. (63,83 %) под закачкой.
Коэффициент использования по объекту БС10 составил 0,59 доли ед., по объекту БС111 составил 0,62 доли ед., в целом – 0,63 доли ед. Коэффициент эксплуатации – 0,86 доли ед.
Все скважины механизированы, большая часть механизированы УЭЦН-98,2% скважин, (1,8 %) – УШГН.
Таким образом:
1На Пограничном месторождении необходимо увеличить объемы исследований с определением параметров пласта по КВУ.
2Продолжительность ГДИ с записью КПД достаточна для получения информации о пласте в зонах заводнения – это наиболее информативные замеры.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1053; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!