Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтям...
Курсовая
работа
по курсу
«Разработка нефтяных и газовых месторождений»
тема:
«Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях
с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения».
Содержание
1.Введение…………………………………………………………………….…..3
2. Геолого-физическая характеристика
месторождения…………………….…5
3. Физико-химические свойства и
состав пластовых жидкостей и газов…..…9
4. Новые данные о геологическом
строении и геолого-динамической характеристике месторождения………………………………….….…….……10
5. Анализ текущего состояния
разработки…………..……………….…..……18
6.Характеристика технологических
показателей разработки……….…..……19
7. Анализ эффективности реализуемой
системы разработки.………….…….22
8. Технология применения и
оценка эффективности термополимерного воздействия пласт…………………………………………………….…………23
9.Сопоставление показателей разработки
Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ,
ЕР)……….…………..31
10.Расчетная часть…………….………………………………………………..37
11. Заключение……………………………………………………………….…39
12. Графическая часть……………………….…………………………………42
13. Литература……………….…………………………………………………44
ВВЕДЕНИЕ
В течение
последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к
ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой
нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными
геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов
с высокой вязкостью нефти и т. д.
Создание и внедрение
в производство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью
получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в
таких условиях является одной из самых актуальных задач.
В этой курсовой работе проведен анализ разработки
Турнейского яруса Черепетского горизонта Мишкинского месторождения с
применением технологии термополимерного воздействия на пласт (ТПВ).
Мишкинское
нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов
Удмуртской Республики. На территории месторождения находятся мелкие населенные
пункты: деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в
бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это
холмистая месность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа
изменяются от 140-180м на юге, до 180-250м на севере.
Климат района
умеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняя
температура +2 С0, морозы иногда достигают -40 С0.
Средняя глубина промерзания грунта 1,2м.
Добычу нефти
ведет УН-ЮГ УДНГ-1.
Водозабор для ППД
расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ
«Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной на
территории месторождения.
Геолого-физическая
характеристика Мишкинского месторождения нефти.
Мишкинское
месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного
простирания, осложняющей восточную часть Киенгопского вала, расположенного в
пределах Верхне-Камской впадины. Структура сложена двумя куполами: западным –
Воткинским и восточным – Черепановским.
В геологическом
строении месторождения принимает участие отложения девонского,
каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, залегающие на породах
протерозойской группы, вскрытых на глубине 2200-2300м скважинами 182, 185 и
189.
Вскрытая часть
(толщина 150-173м) рифейско-вендского комплекса представлена доломитами и
аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. В составе
эйфельских отложений нижнего девона выделены известняки бийского горизонта
(16м). В верхнедевонских образованиях в составе франкского яруса выделены
терригенные отложения пашийского (14-16м), терригенно-карбонатные отложения
кыновского (29-36м), карбонатные отложения саргаевского (5-7,4м ) и семилукского
(21-26м) горизонтов нижнефранкского подъяруса, бурегского (27,7-29,9м)
воронежского, евлановского и ливенского (20-28м) горизонтов верхнефранского
подъяруса, фаменский ярус представлен известняками толщиной до 107-150м.
Среди
нижнекаменноугольных образований установлены известняки и доломиты с прослоями
аргиллитов турнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и
углистые сланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов
яснополянского надгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский
(51-69м) надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами с
включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками и
доломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установлены
известняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского яруса
выделены известняки, доломиты и аргиллиты верейского горизонта (72-80м),
подольского (65-78м) и мячковского(105-113м) горизонтов.
Верхнекаменноугольные
(80-100м) и нижнепермские отложения в объеме ассельского (60-75м), сакмарского
(69-81м), артинского и кунгурского ярусов (60-80м) представлены доломитами,
известняками и ангидритами. Верхнепермские (480-525м) в объеме уфимского,
татарского и казанского ярусов представлены террикенными песчано-глинистыми
образованиями.
Четвертичные
отложения (0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами.
Промышленная
нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса,
яснополянского надгоризонта (тульский и бобриковский горизонт) и турнейского
яруса. Признаки нефтеносности встречены в отдельных скважинах (№ 184, 193, 194,
208, 210) в отложениях каширского горизонта.
Породы-коллекторы
верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов представлены известняками
с подчиненными прослойками мергелей, доломитов, алевролитов и аргиллитов.
Известняки трех основных литологических разностей: мелко – и тонкозернистые,
органогенно-детритовые и сгустково-комковатые.
Нефтенасыщенные
отложения яснополянского надгоризонта сложены песчаниками кварцевыми, мелко и
разнозернистыми, алевролитами, слабо глинистыми и алевролитами песчанистыми,
крупнозернистыми различной степени глинистости.
В верейском
горизонте выделено два продуктивных пласта В-II и B-III, разделенных хорошо прослеживаемыми
пластами аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 4 до 6 м. В основании верейского горизонта залегает пласт В-III. В нем прослеживается два прослоя пористых известняков. Толщина
эффективных нефтенасыщеных известняков пласта колеблется от 0,6 до 6,8м. От
пласта В-II и башкирской залежи он
отделен плотными аргиллитами. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Эффективная
нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к
пластам B-II и B-III, пластовосводные. По
результатам геофизических исследований и опробованию скважин ВНК принят условно
на отметке минус 1040 м для пласта В-II и минус 1042м для пласта В-III. Высота и размеры залежей приведены в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1
Возраст продуктивных пластов залежи
|
Индекс продуктивного пласта
|
Тип залежи
|
Размеры залежи
|
Длина, км
|
Ширина, км
|
Высота,м
|
верейский
|
B-II
|
Пластово-сводовый
|
25
|
12
|
50
|
B-III
|
Пластово-сводовый
|
25
|
12
|
52
|
башкирский
|
А-4
|
Пластово-массивная
|
16
|
8
|
32
|
яснополянский
|
Тл-I
|
Пластово-сводовый
|
8,5
|
5
|
31
|
турнейский
|
C-I
|
массивный
|
8
|
5
|
32
|
|
|
|
|
|
|
|
В башкирских
отложениях выявлено две залежи нефти: на Воткинском и Черепановском поднятиях,
приуроченных к известнякам, коллекторские свойства резко меняются как по
площади, так и по разрезу. Количество пористых пропластков в отдельных
скважинах достигает 17-22, они обычно маломощны и составляют не более 35-50%
толщины отдельных пористых прослоев изменяются в широких пределах от 0,4 до
11м. Кровля подуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь
нефти на Воткинском поднятии пластово-массивная, ВНК принят на отметке минус
1044м.
В яснополянском
недгоризонте на площади Мишкинского месторождения выделяются три залежи нефти,
приуроченные к различным структурам. Западно- и Восточно-Воткинским куполам и
Черепановскому поднятию. Продуктивными являются пористые песчаники и алевролиты
пластов Тл-0, Тл-I, Тл-II тульского горизонта и пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш бобриковского горизонта. Пористые и проницаемые
разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не
выдержанные ни по площади ни по разрезу. Наиболее регионально распространены
пласты Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-Ш. плотные разделы между
пластами Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II местами выклиниваются и
указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему.
Залежь нефти, приуроченная к этим пластам, экранирована в кровле толщей
аргиллитов, мергелей и алевролитов (15-20м) тульского горизонта.
Нефтенасыщенный пласт Бб-III, залегающий в подошве
бобриковского горизонта, отделен от вышележащего Бб-II пластом аргиллитов толщиной около
10м, который прослеживается во всех скважинах и образует надежную покрышку для
залежи нефти. Залежи нефти яснополянмкого надгоризонта относятся к типу
пластово-сводовых. Уровень ВНК принят на отметке минус 13311,5м.
Залежь нефти в
турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-каверновых известняков толщиной до
36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. В большинстве скважин
прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до
8,0м. Покрышкой пласта служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. Залежь
имеет массивное строение. ВНК колеблется в интервале 1354-1358м.
Непромышленная
залежь нефти выявлена в маломощном пласте пористых карбонатов, залегающих в
подошве кизеловского горизонта турнейского яруса.
Для
статистической обработки определения пористости, проницаемости,
нефтенасыщенности были использованы данные лабораторных анализов керна,
результаты промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Пористость
продуктивных пластов определялась как по керну так и по
промыслово-геофизических материалах. При проектировании для всех горизонтов
были взяты определения пористости по геофизическим данным. Полученные значения
коэффициентов вариации пористости составляет для верейского горизонта 23,6%,
башкирского яруса 31,4%, яснополянского надгоризонта 34,8%, турнейского яруса
29,6%. Эти величины говорят о сравнительно хорошей однородности пластов
коллекторов по пористости.
Проницаемость
пластов в большом объеме исследовалась по керну и гидродинамическим материалам.
При проектировании для всех горизонтов были взяты определения проницаемости,
полученные в результате гидродинамических исследований за 1984-1985 годы.
Следует отметить близкие значения проницаемости, определенными по керну и
гидродинамическими методами для карбонатных коллекторов. Вычисленные значения
коэффициентов вариации проницаемости составляет: для верейского горизонта 132%,
башкирского яруса 251%, яснополянского надгоризонта 124%, турнейского яруса
144%. Это говорит о значительной неоднородности коллекторов этих отложений по
проницаемости.
Нефтенасыщенность
пород коллекторов как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам
промыслово-геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для
проектирования взята по геофизическим данным, как более предпочтительная.
Коэффициенты вариации нефтенасыщенности составляют: для верейского горизонта
7,5%, башкирского яруса 6,2%, яснополянского надгоризонта 6,6%, турнейского
яруса 5,8%. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенности
нефтью пластов коллекторов.
Определение
содержания связанной воды в кернах на поверхности не проводилось. Принятые для
проектирования величины насыщенности связанной водой определялись по формуле I-Кн, где Кн-начальная
нефтенасыщенность, определенная по геофизическим данным.
Толщины пластов.
Продуктивные отложения вереского горизонта представлены двумя пластами пористых
известняков В-II и В-III, разделенных прослоями глин и
аргиллитов толщиной от 4 до 6 м. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Пласт B-III состоит из двух прослоев, разделенных прослойками аргиллитов. Общая
среднеразмерная толщина горизонта составляет 13,2м, при интервале измерения
5,4-56,0м и при коэффициенте вариации 0,031. Это указывает на хорошую
выдержанность общей толщины верейского горизонта по площади. Нефтенасыщенная
толщина изменяется от 1,6 до 11,4м, при средней величине 5,3м и коэффициенте
вариации 0,214, так как она менее выдержана по площади, чем толщина.
Продуктивные
пласты башкирского яруса представлены прослоями пористых известняков,
количество которых в отдельных скважинах достигает 17-22, толщина прослоев
изменяется от 0,4 до 4м, проницаемые прослои разделены плотными разностями
известняков, часто с примесью глинистого материала. Общая толщина башкирского
яруса изменяется от 1,6 до 60,4м при средней величине 22,2м и коэффициенте
вариации 0,587, что указывает на невыдержанность продуктивных пластов
башкирского яруса по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,74м
при интервале изменения от 1,6 до 17,2м и коэффициенте вариации 0,362.
Яснополянский
надгоризонт представлен тульским и бобриковским горизонтами. В тульском
горизонте продуктивными являются пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, представленные песчаниками
и алевролитами, которые местами переходят в глинистые разности. Пласты
разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитов толщиной 0,5-2,0 м. В отложениях бобриковского горизонта коллекторами служат пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш, которые представлены песчано-алевролитовыми
прослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов. Общая толщина
яснополянского надгоризонта изменяется от 17,2 до 22,0м при средней величине
19,2м и коэффициенте вариации 0,074, что свидетельствует о хорошей выдержанности
по площади отложений яснополянского надгоризонта в целом. Средняя
нефтенасыщенная толщина составляет 4,46м, при интервале измерения 1,1-12,8м и
коэффициенте вариации 0,346.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|