Варьеганское месторождение

Курсовая работа

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.

55 стр., 27379 слов

Поддержание пластового давления на примере Западно-Лениногорской ...

... давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100. Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. ... групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, ... В данной работе сделана попытка показать, как месторождение может оказаться рентабельным, ...

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- серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом «Б». Мощность до 23 м.

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 развития современной.

3 стр., 1392 слов

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 мегавала осложнен положительными структурами II порядка: Тагринским и Айтульскимва-лами (восточный склон) и Варьеганским валом (западный склон).

Разделяются они между собой Западно-Тагринским прогибом. В тектоническом плане Варьеганское месторождение приурочено к Варьеганской структуре, расположенной в центральной части Варьеганского зала, который осложнен положительными структурами в северной части: Сезеро-Варьеганское, в южной — Варьеганское, Гун-Еганское, Эй-Еганское, Северо-Югорское, Верхне-Эйеганское, Южно-Югорское поднятия.

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 сейсморазведки не превышают точности самого метода. Это указывает на довольно высокую надежность сейсмической карты по отражающее горизонту «Б», которая принята за основу при структурных построениях по данным бурения.

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- 300 и ПД-3, в процессе контактного и ступенчатого способов разгазирования по методике ВНИИ. Отмечена неравномерность отбора проб как по площади, так и по разрезу.

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.