|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Характеристика коллекторов продуктивных пластов.Стр 1 из 6Следующая ⇒
2018 h1 3J1P2+vPIfn43kUo5ePDvHkBFnAO/zD86ZM6lOR0dBerPeskLJI4IlRC/JQAIyDLRAbsSGSargTw suC3P5S/AAAA//8DAFBLAQItABQABgAIAAAAIQC2gziS/gAAAOEBAAATAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AABbQ29udGVudF9UeXBlc10ueG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhADj9If/WAAAAlAEAAAsAAAAAAAAA AAAAAAAALwEAAF9yZWxzLy5yZWxzUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhANH63vpWCwAAYJwAAA4AAAAAAAAA AAAAAAAALgIAAGRycy9lMm9Eb2MueG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAAy/lb3iAAAACwEAAA8AAAAA AAAAAAAAAAAAsA0AAGRycy9kb3ducmV2LnhtbFBLBQYAAAAABAAEAPMAAAC/DgAAAAA= ">
Введение 3 1. Геологическая часть 4 1.1 Общие сведения о месторождении 4 1.2 Стратиграфия 5 1.3 Тектоника 6 1.4 Нефтегазоносность 6 1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды 8 1.6 Характеристика коллектора продуктивных пород 9 1.7 Фильтрационно-емкостные свойства коллектора 9 1.8 Физико-химические свойства пластовых вод 10
2. Технологическая часть 2.1 Общие сведения о поддержании пластового давления (ППД) 10 2.2 Технология ППД 11 2.3 Основные технологические параметры 11 2.4 Оборудование для ППД 12 2.5 Источники водоснабжения для системы ППД 15 2.6 Технологии сбора и транспорта продукции 17 2.7 Подготовка воды для закачки в пласт 18 3. Расчетная часть 3.1. Расчет необходимого количества воды для ППД 20 3.2. Расчет параметров технологического процесса 21 3.3. Расчёт и обоснование применяемого оборудования 21 4. Охрана труда 4.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД 22 4.2 Противопожарная безопасность 24 4.3 Охрана недр 24
Заключение 27 Литература 28
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов в России достигает 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или не извлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Связи с этим в настоящее время в разработку широко вовлекаются трудно извлекаемые запасы нефти, приуроченные к низко проницаемым, слабо дренируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам. К таким месторождениям относится, анализируемое в данной работе, Майское месторождение. На современном этапе разработки месторождение испытывает необходимость в интенсификации технологических процессов добычи нефти. Одним из таких методов является ППД. В настоящее время 67% месторождений разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления, в качестве агента закачки в основном используются как подтоварная сточная вода, так и пресная.
Геологическая часть.
Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне реки Васюган. Территория района месторождения представляет собой равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 – 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 – 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3о С. Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 – 1,5 м, на заселённых – 0,3 – 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 – 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 – 0,5 м на открытых участках до 2 м на лесных. В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области. Ближайший населённый пункт – п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге. Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Рисунок 1.1. Обзорная карта района Майского месторождения
Стратиграфия Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза приведена по результатам бурения в данном районе глубоких поисковых, разведочных, параметрических и опорных скважин. В геологическом строении месторождения принимают участие образования палеозойского фундамента и несогласно перекрывающие его терригенно-осадочные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Юрская система J Отложения Юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты). Нижний отдел J 1 Тюменская свита J 1 tm Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формироались в континентальных условиях. Междуугольная пачка представлена аргиллитами и слоями углей и углистых аргиллитов с редкими линзами песчаников и алевролитов континентального генезиса. Верхняя, надугольная пачка представлена песчаниками и алевролитами предположительно прибрежно-морского генезиса, составляющими продуктивные пласты Ю12 и Ю11, и разделяющими их углистыми аргиллитами. Васюганская свита J 1 vs Отложения тюменской свиты трансгрессивно перекрываются прибрежно-морскими осадками васюганскои свиты, подразделяющимися на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена, в основном, плотными аргиллитами, верхняя - преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов, выделяемыми в горизонт Ю - основной нефтегазоносный горизонт Томской области.
Толщина отложений васюганскои свиты составляет 55 -70 м.
1.3 Тектоника В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий наиболее приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок Майского локального поднятия (рисунок 2).
 Рисунок 1.2 Тектоническая карта Майского месторождения:
По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa (2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей сейсмоизогипсе составляет 27 км2. По кровле пласта Ю14-15 размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900 м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м. Нефтегазоносность Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю14-15 тюменской свиты и Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты. Пласт Ю14-15 Нефтяная залежь пласта Ю14-15 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 – 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 – 3005,8 м (а.о. - 2852,7 – 2878,1 м). Опробование пласта Ю14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3097 м. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут. В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 – 3003,5 м (а.о. -2849,0 – 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 – 2995,0 м (а.о. -2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м3/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования , дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут. и 8,5 м3/сут. соответственно. Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S – 0%). Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой. В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 – 3004,0 м (а.о. -2822,4 — -2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м3/сут. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая
Размеры залежи – 13,5 × 4 км, амплитуда – 85 м.
1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
Пласт Ю13-4 Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как: - легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м3) - малосернистую (содержание серы – 0,3%) - смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 5,8%) - высокопарафинистую (содержание парафинов – 7,73%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350ºC составляет 61%). Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам. Пласт Ю14-15 Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю14-15 Майского месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
797,4 кг/м3) - не сернистую (отсутствует) - малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 3,3%) - высокопарафинистую (содержание парафинов – 17,78%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350ºC составляет 57%). Общие сведения о поддержании пластового давления (ППД) Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: - необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Технология системы ППД Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. Рис 1.) - систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
 Рис 1.3 Принципиальная схема системы ППД Система трубопроводов ППД К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся: - нагнетательные линии (трубопровод от коллектора до устья скважины); - водоводы низкого давления (давление до 2 МПа); - водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами); - внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов). Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества. Оборудование для ППД К сооружениям для нагнетания воды в пласт относятся кустовые насосные станции (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ) и нагнетательные скважины. Таблица 2. Сведения о насосах для ППД
Как видно из таблицы 1. первая цифра в марке насоса - его номинальная подача в кубических метрах в час, а вторая - номинальный напор в метрах. Отметим также, что столь высокие напоры насосы ЦНС создают, благодаря большому числу ступеней.
ЦНС 180-1050
Рис. 1.4 ЦНС 180-1050
ЦНС 180-1900 Рис. 1.5. ЦНС 180-1900 Центробежный насос ЦНС-180-1900: 1 - крышка всасывания; 2 - рабочее колесо первой ступени; 3 - направляющий аппарат первой ступени; 4 - рабочее колесо промежуточной ступени; 5 - направляющий аппарат промежуточной ступени; 6 - секция; 7 - направляющий аппарат последней ступени; 8 - крышка напорная; 9 - концевое уплотнение; 10 - подшипник скольжения; 11 - отжимное устройство; 12 - плита Центробежный насосный агрегат ЦНС-500 включает: центробежный насос ЦНС-500-1900, электродвигатель СТД-4000-2, маслоустановку, систему автоматики и КИП, обратный горизонтальный клапан В-419. Насос с электродвигателем соединен с помощью зубчатой муфты.
ЦНС 500-1900
Рис. 1.6. ЦНС 500-1900
(БКНС) изготавливают по типовому проекту. На подготовленной площадке их монтируют из блоков заводского изготовления массой от 11 до 30 т.
Технологическая схема блочной кустовой насосной станции (БКНС)
Рис.1.71 Технологическая схема БКНС Технологическая схема БКНС:
Подготовка воды для закачки в пласт. Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование. Осветление Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде. Декарбонизация Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды би-карбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей. Обезжиривание Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы. В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) уничтожение микроорганизмов. Схема водоподготовки открытого типа позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Обычно ее рекомендуют использовать для сточных вод с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, а кроме того, для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Однако на сооружение нефтеловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха увеличивается коррозионная активность воды. Применение закрытой системы очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха, использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти. К недостаткам закрытых систем относится необходимость строительства блока для параллельной очистки поверхностных ливневых стоков.
Таблица 3. Исходные данные.
К=0,5×D; h=10м; φ=0,8; Dтр=114×7 Определение числа нагнетательных скважин, расхода воды и давление нагнетания на кустовой насосной станции. Общее число нагнетательных скважин определяется из отношения n= где L – общая длина контура нагнетания, м; R – среднее расстояние между скважинами, м.
Заключение. Курсовая работа посвящена использованию одного из наиболее современных методов повышения нефтеотдачи пластов на Майском месторождении. В работе достаточно четко и подробно изложена история открытия и развития месторождения, а также его геологическое строение. Приводится характеристика нефтегазоносности Майского локального поднятия и, в частности, рассматриваемого пласта Ю1 Майского месторождения. Описаны физико-химические свойства и состава продукции скважин. Приведено подробное назначение системы ППД. В завершении работы рассмотрены вопросы охраны недр и окружающей среды при разработке месторождения.
\
Литература. 1. Дунаев В.Ф. «Экономика предприятий нефтяной и газовой отрасли» Москва 2004г. 2. Нефтяники нефть и газ (электронный ресурс). URL:\http:// nftn.ru/search/?q=поддержание+пластового+давления.html/ 3. Методические указания к курсовой работе. Стандарт ТПТ 2010г. 4. Справочник по геологии нефти и газа. - М., “Недра”, 1988 г 5.Технологический регламент УПН Майского месторождения 2012г. 6.Тронов В.П., Тронов А.В. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД».- Казань: Фэн. 2001
2018 h1 3J1P2+vPIfn43kUo5ePDvHkBFnAO/zD86ZM6lOR0dBerPeskLJI4IlRC/JQAIyDLRAbsSGSargTw suC3P5S/AAAA//8DAFBLAQItABQABgAIAAAAIQC2gziS/gAAAOEBAAATAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AABbQ29udGVudF9UeXBlc10ueG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhADj9If/WAAAAlAEAAAsAAAAAAAAA AAAAAAAALwEAAF9yZWxzLy5yZWxzUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhANH63vpWCwAAYJwAAA4AAAAAAAAA AAAAAAAALgIAAGRycy9lMm9Eb2MueG1sUEsBAi0AFAAGAAgAAAAhAAy/lb3iAAAACwEAAA8AAAAA AAAAAAAAAAAAsA0AAGRycy9kb3ducmV2LnhtbFBLBQYAAAAABAAEAPMAAAC/DgAAAAA= ">
Введение 3 1. Геологическая часть 4 1.1 Общие сведения о месторождении 4 1.2 Стратиграфия 5 1.3 Тектоника 6 1.4 Нефтегазоносность 6 1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды 8 1.6 Характеристика коллектора продуктивных пород 9 1.7 Фильтрационно-емкостные свойства коллектора 9 1.8 Физико-химические свойства пластовых вод 10
2. Технологическая часть 2.1 Общие сведения о поддержании пластового давления (ППД) 10 2.2 Технология ППД 11 2.3 Основные технологические параметры 11 2.4 Оборудование для ППД 12 2.5 Источники водоснабжения для системы ППД 15 2.6 Технологии сбора и транспорта продукции 17 2.7 Подготовка воды для закачки в пласт 18 3. Расчетная часть 3.1. Расчет необходимого количества воды для ППД 20 3.2. Расчет параметров технологического процесса 21 3.3. Расчёт и обоснование применяемого оборудования 21 4. Охрана труда 4.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД 22 4.2 Противопожарная безопасность 24 4.3 Охрана недр 24
Заключение 27 Литература 28
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов в России достигает 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или не извлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Связи с этим в настоящее время в разработку широко вовлекаются трудно извлекаемые запасы нефти, приуроченные к низко проницаемым, слабо дренируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам. К таким месторождениям относится, анализируемое в данной работе, Майское месторождение. На современном этапе разработки месторождение испытывает необходимость в интенсификации технологических процессов добычи нефти. Одним из таких методов является ППД. В настоящее время 67% месторождений разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления, в качестве агента закачки в основном используются как подтоварная сточная вода, так и пресная.
Геологическая часть.
Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне реки Васюган. Территория района месторождения представляет собой равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 – 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 – 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3о С. Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 – 1,5 м, на заселённых – 0,3 – 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 – 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 – 0,5 м на открытых участках до 2 м на лесных. В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области. Ближайший населённый пункт – п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге. Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Рисунок 1.1. Обзорная карта района Майского месторождения
Стратиграфия Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза приведена по результатам бурения в данном районе глубоких поисковых, разведочных, параметрических и опорных скважин. В геологическом строении месторождения принимают участие образования палеозойского фундамента и несогласно перекрывающие его терригенно-осадочные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Юрская система J Отложения Юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты). Нижний отдел J 1 Тюменская свита J 1 tm Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формироались в континентальных условиях. Междуугольная пачка представлена аргиллитами и слоями углей и углистых аргиллитов с редкими линзами песчаников и алевролитов континентального генезиса. Верхняя, надугольная пачка представлена песчаниками и алевролитами предположительно прибрежно-морского генезиса, составляющими продуктивные пласты Ю12 и Ю11, и разделяющими их углистыми аргиллитами. Васюганская свита J 1 vs Отложения тюменской свиты трансгрессивно перекрываются прибрежно-морскими осадками васюганскои свиты, подразделяющимися на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена, в основном, плотными аргиллитами, верхняя - преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов, выделяемыми в горизонт Ю - основной нефтегазоносный горизонт Томской области.
Толщина отложений васюганскои свиты составляет 55 -70 м.
1.3 Тектоника В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий наиболее приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок Майского локального поднятия (рисунок 2).
Рисунок 1.2 Тектоническая карта Майского месторождения:
По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa (2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей сейсмоизогипсе составляет 27 км2. По кровле пласта Ю14-15 размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900 м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м. Нефтегазоносность Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю14-15 тюменской свиты и Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты. Пласт Ю14-15 Нефтяная залежь пласта Ю14-15 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 – 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 – 3005,8 м (а.о. - 2852,7 – 2878,1 м). Опробование пласта Ю14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3097 м. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут. В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 – 3003,5 м (а.о. -2849,0 – 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 – 2995,0 м (а.о. -2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м3/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования , дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут. и 8,5 м3/сут. соответственно. Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S – 0%). Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой. В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 – 3004,0 м (а.о. -2822,4 — -2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м3/сут. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая
Размеры залежи – 13,5 × 4 км, амплитуда – 85 м.
1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
Пласт Ю13-4 Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как: - легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м3) - малосернистую (содержание серы – 0,3%) - смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 5,8%) - высокопарафинистую (содержание парафинов – 7,73%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350ºC составляет 61%). Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам. Пласт Ю14-15 Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю14-15 Майского месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р. По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
797,4 кг/м3) - не сернистую (отсутствует) - малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ – 3,3%) - высокопарафинистую (содержание парафинов – 17,78%) - с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350ºC составляет 57%). Характеристика коллекторов продуктивных пластов. По Майскому месторождению проводились специальные исследования керна по изучению свойств остаточной нефте- и водонасыщенности, коэффициентов вытеснения, абсолютной и относительной фазовой проницаемости. Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости по образцам не выявлена. Среднее значение остаточной нефтенасыщенности составляет 0,24 по пластам васюганской свиты и 0,274 по пластам тюменской свиты. Среднее значение коэффициента вытеснения по результатам опытов на составных образцах керна составляет 0,535 для пластов васюганской свиты. Для образцов тюменской свиты значения начальной нефтенасыщенности в опытах по исследованию коэффициентов вытеснения оказались завышенными по сравнению с принятыми значениями, поэтому начальная нефтенасыщенность была скорректирована соответственно по образцам и далее, с учетом принятой начальной нефтенасыщенности, был скорректирован и коэффициент вытеснения, который составил в среднем по образцам 0,435. Залежь пластово-сводовая с элементами тектонического и литологического ограничения. Тип коллекторов – терригенный. Площадь залежи составляет 15,7 км2 , размеры – 9,7 х 2,1км, при высоте 44 м. Тип коллекторов – терригенный. В качестве границы раздела нефть – вода условно принята абсолютная отметка -2844,7 м, соответствующая подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв.228.
|
Последнее изменение этой страницы: 2019-03-20; Просмотров: 499; Нарушение авторского права страницы
=8000/500=16