- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»
- •1. Геологическая часть.
- •1.1. Общие сведения о месторождении.
- •1.2. Орогидрография.
- •1.3.Стратиграфия
- •Девонская система
- •Средний отдел Живетский ярус
- •Верхний отдел
- •Нижний отдел
- •1.4. Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •1.6. Коллекторские свойства пласта
- •1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа.
- •2. Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации.
- •Динамика основных показателей разработки объекта дiii
- •2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)
- •2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
- •2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
1.5 Нефтегазоводоносность
Залежь пласта ДIII залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14-ю скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12-ти скважин (56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной 56.
Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.
ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).
Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи – 3,2×2,1 км, высота – 40 м.
Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Западно-Коммунарского месторождения показаны в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Параметр |
Показатели |
ЧНЗ |
ВНЗ |
в целом | |
Общая толщина, м |
Среднее значение |
22,6 |
17,8 |
18,3 | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
0,41 |
0,39 | ||
Интервал изменения |
от |
- |
6,8 |
6,8 | |
до |
- |
32,7 |
32,7 | ||
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
Среднее значение |
11,4 |
4,9 |
5,6 | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
0,78 |
0,73 | ||
Интервал изменения |
от |
- |
2,4 |
2,4 | |
до |
- |
14,5 |
14,5 | ||
Эффективная газонасыщенная толщина, м |
Среднее значение |
- |
- |
- | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
- |
- | ||
Интервал изменения |
от |
- |
- |
- | |
до |
- |
- |
- | ||
Эффективная водонасыщенная толщина, м |
Среднее значение |
- |
7,9 |
7,9 | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
0,60 |
0,60 | ||
Интервал изменения |
от |
- |
2,2 |
2,2 | |
до |
- |
16,0 |
16,0 | ||
Коэффициент песчанистости, доли ед, |
Среднее значение |
0,50 |
0,70 |
0,68 | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
0,19 |
0,21 | ||
Интервал изменения |
от |
- |
0,49 |
0,49 | |
до |
- |
0,88 |
0,88 | ||
Коэффициент расчлененности, доли ед, |
Среднее значение |
6,0 |
3,4 |
3,7 | |
Коэффициент вариации, доли ед, |
- |
0,36 |
0,39 | ||
Интервал изменения |
от |
- |
2 |
2 | |
до |
- |
6 |
6 | ||
Количество скважин, используемых для определения. |
1 |
8 |
9 |
1.6. Коллекторские свойства пласта
Коллекторские свойства изучаются по керну, ГИС и ГДИС. Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть», ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз» и института «СамараНИПИнефть».
Пористость (Кп) керна определялась по ГОСТ 26450.1-85 [7] методом жидкостенасыщения по Преображенскому, измерение газопроницаемости - в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 [8] – методами стационарной и нестационарной фильтрации воздуха. Измерения проницаемости (Кпр) производились на образцах в направлении параллельном напластованию.
Оценка водоудерживающей способности пород производилась методом центрифугирования.
По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.
Промыслово-гидродинамические исследования пластов (ГДИ) проводились ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть», ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Контроль-Сервис», ООО «СИАМ-Мастер». Расчет проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - по результатам исследований 11 скважин. Статистические показатели характеристик неоднородности пласта приведены в таблице 1.2
Таблица 1.2
Параметр |
Показатели |
Значения |
Коэффициент песчанистости, доли ед, |
Среднее значение |
0,68 |
Коэффициент вариации, доли ед, |
0,21 | |
Коэффициент расчлененности, доли ед, |
Среднее значение |
3,7 |
Коэффициент вариации, доли ед, |
0,39 | |
Количество скважин, используемых для определения. |
9 |
Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности представлены в таблице 1.3.
Таблица 1.3
Метод опре- деле-ния |
Наименование |
Проницае-мость, мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная |
Насы-щен-ность связан-ной водой, доли ед. | |
нефте-насы-щен-ность, доли ед. |
газона-сыщен-ность, доли ед. | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Продолжение таблицы 1.3 | ||||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
4 |
5 |
4 |
- |
4 |
Количество определений, шт. |
225 |
404 |
172 |
- |
172 | |
Среднее значение |
0,1859 |
0,167 |
0,906 |
- |
0,094 | |
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,682 |
0,151 |
0,041 |
- |
0,302 | |
Интервал изменения |
0,0070-0,7185 |
0,086- 0,221 |
0,800-0,965 |
- |
0,035-0,200 | |
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
16 |
16 |
- |
16 |
Количество определений, шт. |
- |
54 |
43 |
- |
43 | |
Среднее значение |
- |
0,158 |
0,884 |
- |
0,116 | |
Коэффициент вариации, доли ед. |
- |
0,200 |
0,041 |
- |
0,315 | |
Интервал изменения |
- |
0,100- 0,210 |
0,720- 0,943 |
- |
0,057- 0,280 | |
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
5 |
- |
- |
- |
- |
Количество определений, шт. |
6 |
- |
- |
- |
- | |
Среднее значение |
0,0880 |
- |
- |
- |
- | |
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,841 |
- |
- |
- |
- | |
Интервал изменения |
0,0280- 0,2200 |
- |
- |
- |
- | |
Принятые при проектировании значения параметров |
0,1859 |
0,16 |
0,88 |
- |
0,12 |
Геолого-физические характеристики продуктивного пласта представлены в таблице 1.4.
Таблица 1.4
Параметры |
Западно-Коммунарское поднятие |
ДIII | |
Категория запасов |
В |
Средняя глубина залегания, м |
3187 |
Тип залежи |
пластовый |
Тип коллектора |
терригенный |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
6605 |
Средняя общая толщина, м |
24,0 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
15,9 |
Объём нефтегазоносности, тыс. м3 |
62688 |
Коэффициент пористости, доли ед. |
0,16 |
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. |
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. |
0,88 |
Проницаемость, мкм2 |
0,1859 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,84 |
Расчлененность |
2,8 |
Начальная пластовая температура, С |
76 |
Начальное пластовое давление, МПа |
36,20 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас |
1,07 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас |
4,68 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 |
0,754 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,811 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-3112 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,152 |
Пересчетный коэффициент нефти, доли ед. |
0,868 |
Содержание серы в нефти, % |
0,82 |
Содержание парафина в нефти, % |
5,21 |
Давление насыщения нефти, МПа |
8,28 |
Газосодержание нефти, м3/т |
74,78 |
Газовый фактор, м3/т |
60,10 |
Содержание сероводорода (в пластовой нефти), % |
отс. |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,85 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,158 |
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,192 |
Сжимаемость, 1/МПа·10-4 |
|
нефти |
14,07 |
воды |
2,25 |
|
|
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0,683 |