Ново-Елховское месторождение одновременно-раздельной эксплуатации

Курсовая работа

месторождение раздельная эксплуатация плас

Рис. 1 Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП: а — схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б — переключающее устройство установки; 1 — переводник; 2, 9 — нижнее и верхнее седло соответственно; 3 — цилиндр; 4 — поршень; 5 — корпус; 6 — отверстия; 7 — кожух; 8 — сальник; 9 — седло

Исходя из вышесказанного целью моей дипломной работы является полный анализ Ново-Елховского месторождения с применением ОРЭ нескольких пластов одной скважиной, для достижения данной цели были решены следующие задачи:

  • Проведен анализ геологической части данного месторождения
  • Изучены оборудования применяемые на скважинах по данной схеме эксплуатации
  • Техника безопасности, экологическая безопасность и охрана окружающей среды
  • И поставлена задача изучить экономическую эффективность при данной схеме эксплуатации

Блок

Кол-во скв.

с ВНК

Диапазон изменения

Средняя отметка

7

29

1510,9 — 1519,7

1516,2 2,2

8

76

1509,1 — 1520,6

1514,5 2,9

9+11

62

1510,8 — 1520,6

1515,6 2,4

10

21

1512,3 — 1517,0

1514,9 1,0

12

39

1513,0 — 1525,3

1516,4 1,7

Второй природный резервуар — терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

В терригенной части нижнего карбона Ново-Елховского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки — бобриковские и тульские пласты.

Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: С l тл4 и Сl тл2.

Пласт С l тл4 залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения — на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями.

Пласт С l тл2 залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Ново-Елховской площади.

Между тульским известняком и пластом С l тл4 лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта Сl тл2 разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м.

Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения.

В отложениях бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади выделяется один пласт и лишь в редких скважинах появляется 2-3 пласта, т.е. залежи нефти в бобриковских отложениях имеют, в основном, однопластовое строение.

Наибольшая толщина пластов бобриковского горизонта приурочена, как правило, к прогибам, наименьшая — к своду структуры. На размещение залежей нефти бобриковского горизонта по площади большое влияние оказывает литологический фактор. Коэффициент распространения коллекторов бобрикрвского горизонта составляет всего 0,38. Это указывает на то, что на большей части Ново-Елховского месторождения бобриковские пласты замещены глинистыми породами. Толщина продуктивной части пласта почти в 50% скважин не превышает 2 м. Залежи имеют небольшие размеры. Тип залежей пластовый со значительным литологическим ограничением.

Одной из особенностей геологического строения бобриковского горизонта, влияющей на процесс разработки, является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков.

ВНК по залежам бобриковского горизонта погружется от залежи к залежи с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам нефти бобриковского горизонта Ново-Елховской площади равна — 870,7 м.

Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемими и непроницаемыми породами, не выдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепецкого комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами, толщина его выдержана по площади и составляет 4 м.

Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10 — 15 м) и высокоамплитудные по ширине — от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, в следствие чего залежи имеют длину до 11 км.

Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м.

В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки.

Третий природный резервуар — глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км 2 , высота залежей до 60 м, нефть тяжелая (915 — 940 кг/м3 ), высоковязкая (до 80 мПас).

Таким образом, осадочная толща на Ново-Елховской площади представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д 0 ) и пашийского горизонта (ДI ) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Значительные запасы нефти также выявлены в разрезе нижнего карбона в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

Пласты

Класс коллектора

Нефтенасыщенная толщина, м

m,

%

К н ,

%

К,10 -3 мкм2

Д 0

1

2,5

16

82

140

2

3,6

20

87

500

А

1

1,9

16

82

140

2

2,4

20

87

500

б 1

1

2

16

82

140

2

3

20

87

500

б 2+3

1

2,4

16

82

140

2

3,9

20

87

500

В

1

1,9

16

82

140

2

3

20

87

500

Г

1

4,5

16

82

140

2

6,1

20

87

500

Д

1

1,8

16

82

140

2

2,3

20

87

500

Таблица 2.2.1.2 — Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д 0 и Д1 Ново-Елховского месторождения

Параметры

Не коллектор

Коллектор

Аргиллиты, алевр-ты, мелко и ср. зернистые, глинистые

1 класс

низкопрониц. или низкопродуктивные

2 класс хорошопрониц. или высокопродуктивные

Крупнозернистые и мелкозернистые песчаники

Мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты

1

2

3

4

Пористость m, %

менее 14

14-18

более 18

Проницаемость, К, 10 -3 мкм2

менее 70

70-200

более 200

Нефтенасыщенность, К Н , %

менее 70

70-85

более 85

Глинистость, К ГЛ , %

более 5

5-2,5

менее 2,5

Динамическая нефтенасыщ-ть К Н , %

менее 10

10-16

более 16

Коэффициент вытеснения К Н , %

68-72

72-85

Удельный дебит, т/сут·м

менее 0,5

0,5-2,0

более 2,0

Пласты

Нефтенасыщенная / водонасыщенная толщина, м

Всего

по пласту

группы пород

I

(I)

2

Д 0

3,2 /2,7

1,8/3,9

1,8/2,2

3,1/2,8

Д I а

1,8/1,6

1,4/1,3

1,2/1,4

1,5/1,5

Д I б1

2,1/2,0

1,5/1,6

1,3/1,6

1,8/1,9

Д I б2+3

3,7/3,4

2,0/2,0

1,9/1,8

3,2/3,1

Д I в

2,6/2,5

1,4/1,5

1,6/1,7

2,5/2,3

Д I г

3,9/6,9

2,3/3,0

1,7/2,6

3,9/6,7

Д I д

2,1/3,2

0/2,4

0/2,0

2,1/3,0

О степени гидродинамической связанности продуктивных пластов может свидетельствовать и толщина глинистых разделов между ними (таблица 2.2.2.2).

Минимальная толщина раздела между всеми пластами составляет 0,4м.

Таблица

2.2.2.2 — Характеристика глинистых разделов между пластами

Толщина

Толщина глинистых разделов, м

Д 0 — а

а — б 1

б 1 — б2+3

б 2+3 в

в — г

г — д

Количество

240

147

301

607

309

251

Минимальная

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

Максимальная

13,4

4,6

5

7,6

7,6

12

Средняя

3

1,2

1,3

3,6

1,9

3,4

Максимальная толщина раздела установлена между пластами » Д 0 » и «а » (13,4 м), а между пластами пашийского горизонта изменяется от 4,6 м до 12,0 м. Средняя толщина раздела изменяется от 1,2 до 3,6 м.

Горизонт

(пласт)

Коэффициент песчанистости

(в целом / по продукт. части), д. ед.

Коэффициент расчлененности,

(в целом / по продукт. части), д. ед.

кол-во

скважин

среднее

значение

коэфф.

вариации

кол-во

скважин

среднее

значение

коэфф.

вариации

кыновский

0 )

709/643

0,365/ 0,330

0,25/0,22

707/699

1,13/1,12

0,329/0,329

пашийский

I )

790/444

0,565/ 0,465

0,327/1,944

790/446

3,53/2,75

0,402/0,509

Таблица 2.2.3.2 — Зональная неоднородность пластов

Пласты

Вероятность

вскрытия коллектора, д. ед.

Коэффициент

выдержанности, д. ед.

Коэффициент

сложности, д. ед.

Д 0

0,511

0,835

7,027

Д I а

0,321

0,45

15,571

Д I б1

0,505

0,604

14,17

ДIб 2+3

0,78

0,876

7,422

Д I в

0,585

0,757

10,988

Д I г

0,967

0,987

2,585

Д I д

0,668

0,704

9,371

В таблице 2.2.3.1 значения коэффициентов песчанистости (К пес ) и расчлененности (Кр ) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта. Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в целом равна 0,565, а по его продуктивной части — 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330. При анализе величин Кр видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент в целом составляет 3,5, а по продуктивной части — 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов. По кыновскому горизонту эти величины равны, соответственно, 1,13 и 1,12, т.е. в большей части скважин вскрывался один пласт. В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта (таблица 2.2.3.2).

Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам изменяется в пределах от 0,321 до 0,967, а коэффициент выдержанности — от 0,450 до 0,987. Коэффициент сложности изменяется по пластам в довольно широких пределах (от 2,585 до 15,571).

Параметры

Среднее значение

Давление насыщения, МПа

8,24

Газосодержание, м 3

53,5

Пересчетный коэффициент

0,8795

Вязкость пл. нефти, мПа·с

3,97

Плотность пов. нефти, кг/м 3

Д 0

862

Д 1

863

Содержание серы, % вес

1,6

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (м) от давления (р) при пластовой температуре (рисунок 2.3.1).

Рисунок 2.3.1 — Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта

Нефти турнейского яруса по Ново-Елховской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м 3 /т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м3 , среднее значение — 903 кг/м3 ; вязкость поверхностной нефти при 200 С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение — 85,4 мПа·с; при 500 С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение — 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение — 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 1000 С — 4,5%; до 200 0 С — 22,4%; до 3500 С — 45,4%.

Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м 3 /т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м3 , средняя величина равна 905кг/м3 ; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 200 С равна — 162,6 мПа·с; при 500 С — 39,8мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 1000 С — 5,5%; до 2000 С — 22,9%; до 3500 С — 42,8%.

Нефти тульского горизонта по Ново-Елховской площади имеют следующую характеристику: давление насыщения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м 3 /т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении — 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м3 , среднее значение — 905 кг/м3 ; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение — 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 1000 С — 6,2%; до 2000 С — 24,9%; до 3500 С — 44,9%.

Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 350 0 С — от 35 до 45%.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м 3 /сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0 , в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Подземные воды горизонтов Д 0 и Д1 представляют собой хлоркальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПас. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром 605-823 мг/л; йод 6,6-10 мг/л; аммоний 173-200 мг/л; бор 9-18 мг/л. Нафтеновые кислоты, сероводород не обнаружены.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см 3 /л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д 0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м 3 /сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды — 25-27 0 С. Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м3 ): CL 4858,94; SО4 0,38; HCО3 0,73; Cа++ — 521,5; Mg++ — 163,82; K+ + Nа+ 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м3 (в среднем 1190,0), вязкость — 1,73-2,00 мПа. с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3 /т, объемный коэффициент — 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 — 10,0 мПа, Газовый состав вод — азотно-метановый.

Таблица 2.3.2 — Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений

Содержание

ионов, моль/м 3 и

примесей, г/м 3

Количество исследований

Диапазон

изменения

Среднее

значение

скважин

проб

Cl —

93

93

4122,96 — 5334,74

4858,94

4

93

93

0,01 — 3,27

0,38

НСО3

93

93

0,02 — 1,88

0,73

++

93

93

446,39 — 601,52

521,5

Mg ++

93

93

98,0 — 202,27

163,82

К + + Nа+

93

93

2747,81 — 4009,66

33496,57

Примеси

не опр.

не опр.

рН

93

20

3,70 — 6,70

4,93

Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л., плотность — 1163,4 — 1165,6 кг/м 3 , вязкость — 1,70-1,74 мПа·с, газонасыщенность достигает 0,05 — 0,45м3 /т. Состав газа — метано-азотный. Объемный коэффициент равен 1,001.

В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 2 до 25м 3 /сут при динамических уровнях до 800м, статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20 — 40м. Начальное пластовое давление находится в пределах 10-12МПа, температура воды не превышает 250 С. Состав газа — метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,18-0,35м3 /т. Объемный коэффициент равен 1,0008.

В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появляется сероводород. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.

Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м 3 , пашийской — 816,0 кг/м3 ; сепарированной кыновской 871,8 кг/м3 , пашийской — 872,0 кг/м3 . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6 — 1,8 % масс), парафина (1,97 — 1,89 % масс.) Давление насыщения — по кыновскому 7,2 МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание — 49,2 м3 /т и 53,2 м3 /т, объемный коэффициент при однократном разгазировании — 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПас и 4,0 мПас. Минерализация сеставляет от 234,62 до 305,65мг/л.

Базовые исходные данные

Величина

1

2

Балансовые запасы нефти Q 6 , млн. т

3,5

Площадь нефтеносности, м

36,4•10 6

Средний коэффициент продуктивности К ср , Т/ (сут•Па)

0,0000347

Зональная неоднородность U 23

0,421

Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях

2,8

Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях с*= с вн

1,453

Коэффициент вытеснения нефти водой К