Рост обводненности продукции скважин приводит к росту статического давления столба смеси в скважине (плотность воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение (вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для стабильной работы системы пласт — скважина — нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Варьеганское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Тюменской области, в 180 км от г. Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Северо-Варьеганского, Тагринского, Ватьеганского месторождений.
Месторождение многопластовое, в разрезе слагающих пород выделено 20 продуктивных пластов. Залежь нефти открыта в 1980 году в процессе эксплуатационного разбуривания месторождения.
По характеру флюидонасыщения установлено 4 — газовых, 4 — нефтяных, 1 — нефтегазовая и 10 : нефтегазоконденсатных залежей.
1.2 Стратиграфия и тектоника
В основу стратиграфического расчленения разреза положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятые IV Межведомственным стратиграфическим совещанием 19 ноября 1975 года и утвержденные МСК СССР 30 января 1973 года.
В геологическом строении Нижневартовского свода принимает участие породы доюрского фундамента и мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе послед-них выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Породы фундамента и полный разрез мезокайнозойских отложе-ний вскрыты скважинами 5,34П.
В скв.5 были вскрыты в доюрском основании нижнедевонские известняки. Более молодые породы среднего-верхнего девона нижнего карбона, а возможно и среднего и даже верхнего карбона развиты, очевидно, по периферии. По своему вещественному составу породы девона и нижнего карбона предполагаются по преимуществу карбонатными и терригенно-карбонатными.
Вскрытая мощность пород фундамента в скв.5 составляет 71 м.
Юрская система. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двухчленным строением. Нижний и средний отделы сложены континентальными осадками, верхний — морскими.
Текущее состояние Актанышского месторождения нефти
... курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы. 1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи) нефть ... в пластах перепадах давления затруднено. [4] Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Актанышского месторождения [6] Параметры ...
Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (Ю 2 ).
В процессе эксплуатационного разбуривания из пласта ЮВ2 получен промышленный приток нефти. Нижняя часть представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными с обильными углистыми включениями.
Мощность тюменской свиты составляет 397 м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свитой.
Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серыми, ее мощность 21-28 м. Верхняя представлена песчаниками светло-серыми (иногда за счет примеси глауконита, с зеленоватым оттенком), часто переходящим в алевролиты и глины. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю 1 ).
Мощность верхней свиты 33-50 м. Общая мощность Васюганской свиты составляет 65-75 м.
Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными со слабым зеленоватым оттенком, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков. Мощность свиты 1-6 м.
Баженовская свита сложена аргиллитами темно-
Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.
Общая мощность свиты составляет 855-930 м. Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела — преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300 м.
Палеогеновая система состоит в нижней части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), мощность которых составляет 280-320 м, выше залегают континентальные осадки — переслаивание, глин, песков, бурых углей с остатками древесины (некрасовская серия).
Мощность осадков 200-220 м.
Четвертичные отложения — супеси, суглинки, пески, торф, в виде сплошного чехла покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской плиты. Мощность отложений 90-110 м.
Западно-Сибирская плита, возникшая в послепротерозойское время, характеризуется трехъярусным строением (фундамент, промежу-точный этаж и осадочный чехол).
Нижний этаж формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, чертежей и ... Официальная информация о деятельности предприятия; Данные о технических и производственных мощностях: оборудование, инструменты, техника, частота использования, износ, скорость обновления, количество ...
Средний — объединяет отложения, сформировавшиеся в условиях парагеосинклинами, существовавшей в пермо-триасовое время.
Верхний — мезо-кайнозойский, типично-платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.
Из крупных тектонических элементов здесь можно выделить Варьеганско-Тагринский мегавал, имеющий меридиональное простирание.
Тектонический фон Варьеганско-Тагринекого
Разделяются они между собой Западно-Тагринским прогибом. В тектоническом плане Варьеганское месторождение приурочено к Варьеганской структуре, расположенной в центральной части
По сейсмическим данным (отражающий горизонт «Б», верхняя юра) Варьеганское локальное поднятие это брахиантиклинальная складка. Свод складки оконтуривается изогипсой — 2375м. (прил.) В гипсометрическом отношении Варьеганская структура самая высокая: выше Северо-Варьеганской на 255м., Ваньеганской на 165м.
Углы падения крыльев в пределах структуры непостоянны и колеблются от 0 0 45 до 30 30. Наивысшая отметка до отражающего горизонта «В» — в сводовой части поднятия составляет — 2346м.
Расхождения между данными бурения и
Варьеганская брахиантиклинальная структура: по истории своего развития относится к типу унаследованных, но больше тяготеет к структурам северных районов, то есть к структурам более молодым.
Вместе с тем отмечается хорошее соответствие структурных планов нижних и верхних пластов. Сохранение больших амплитуд по верхним пластам говорит о ее непрерывном росте в течение верхнемелового и палеогенового времени.
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
Эффективные толщины продуктивных пластов Варьеганского месторождения определялись по данным керна, опробования скважин и промысловой геофизики. В качестве количественного примера использована величина α пс , равная 0.35 для нефтенасыщенной части разреза и 0.23 для газонасыщенной части разреза.
Данные о выделенных прослоях коллекторов по скважинам заимствованы из работы «Переоценка балансовых запасов нефти и газа Варьеганского месторождения Главтюменнефтегаза» выполненной коллективом СИБНИИНП в 1988 году под руководством Акбашева Ф.С. Использованные в этой работе для подсчета запасов скважины представляли собой практически равномерную сетку точек наблюдения, покрывающую площадь каждого продуктивного пласта. Количество скважин изменялось в пределах от 98 до 424, что обеспечивало хорошую освещенность каждого продуктивного пласта по площади.
По каждой из скважин определены эффективные нефтегазонасыщенные толщины, причем в продуктивную часть разреза включены прослои, относящиеся к переходной зоне, средневзвешенные значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости. Продуктивные пласты характеризуются четко выраженной зональностью изменчивости коллекторских свойств, причем лучшие свойства наблюдаются в северной части месторождения. Пласты — коллекторы практически непрерывны, редко наблюдаются зоны отсутствия коллекторов.
Количественные оценки емкостно-фильтрационных свойств продуктивных пластов и эффективных толщин приведены в соответствующих таблицах ниже.
Таблица 1.1 Средние значения гидродинамических параметров пластов
Пласт |
Параметры |
||||
Продуктив-ность |
Удельная продуктив-ность |
Гидропровод -ность |
Подвижность |
Проницае-мость мкм 2 |
|
Б 6 |
|||||
Б 7 |
|||||
Б 8 |
1.4 Характеристика пластовых флюидов
Свойства пластовой нефти определялись на образцах глубинных проб, отобранных с помощью пробоотборников ВПП-
Свойства газа в газовых залежах и газовых шапок определялись по пробам, отобранным в небольшом числе скважин (7 скважин), дополнительно проводились исследования скважин на газоконденсатность. Пластовые воды продуктивных пластов Варьеганского месторождения приурочены к третьему — пятому гидрогеологическим комплексам Западно-Сибирского артезианского бассейна. Результирующие данные анализа проб пластовых вод, отобранных в законтурных скважинах месторождения, и попутно добываемых вод приведены в соответствующей таблице.
Наименование |
Пласт |
Количество исследованных |
Диапазон измен. |
Средн.знач. |
|
Скв. |
проб |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
а) пластовая нефть |
Б 6 |
||||
Давление насыщения, МПа |
3 |
9 |
13.1-22.1 |
17,6 |
|
Газосодержание, |
3 |
9 |
121.4-223.9 |
121,42 |
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /m Р 1 =0,8МПа Т1 =200 С Р 2 =0,25МПа Т2 =200 С Р 3 =0,105МПа Т3 =200 С |
2 2 2 |
5 5 5 |
94,9 3,82 1,52 |
||
Суммарный газовый фактор, м 3 /m |
2 |
5 |
100,26 |
||
Плотность пластовой нефти, кг/м 3 |
3 |
9 |
620-742 |
682 |
|
Вязкость пластовой нефти, МПа*с 1 |
3 |
9 |
0.63-0.91 |
0.91 |
|
Объемный коэффициент разгазирования, доли ед |
2 |
5 |
1.237-1.437 |
1,237 |
|
Плотность нефти после дифференциального разгазирования, кг/м 3 |
2 |
5 |
841-850 |
846 |
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. |
3 |
9 |
1.298-1.610 |
1,454 |
|
Плотность нефти после однократного разгазирования, кг/м 3 |
3 |
9 |
834-860 |
847 |
Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти
1.5 Состояние разработки месторождения
Варьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1974 году после запуска в разведочной скважины № 2P на объекте БВ6.