Курсовая работа (т): Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Тюменский государственный нефтегазовый университет"

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Курсовой проект

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Выполнол:

Чикиров Рустам Рустамович

Тюмень

ТюмГНГУ

г.

Содержание

Введение

. Общие сведения о месторождении

. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.3 Краткие сведения о тектонике месторождения

.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей

.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

.7 Запасы углеводородов

. Состояние разработки Равенского месторождения

.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

. Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти

Заключение

Список литературы

Введение

Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.

Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.

Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д.

Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.

В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Равенское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к юго-западу от г. Когалыма и в 75 км к северо-востоку от г. Сургута (рис. 1). Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Савуйский, расположенный в 15 км к западу от площади работ. К юго-востоку от месторождения находятся поселки Покачи (в 57 км), Аган (в 50 км) и город Лангепас (в 80 км).

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ являются Савуйское, Тевлинско-Русскинское (в 15 км к западу), Федоровское, непосредственно примыкающее к Равенскому месторождению с юго-запада, Кечимовское и Южно-Кечимовское с юго-востока. В северо-восточном направлении с месторождением граничит Кустовое месторождение. Рассматриваемая площадь находится в зоне промышленного освоения этих месторождений, где имеется сеть автомобильных дорог с бетонным покрытием и с выходами на автомобильные дороги Когалым-Сургут, Когалым-Повховское (рисунок 1).

В восточной части лицензионного участка проходит магистральный нефтепровод Холмогорское-Федоровское месторождения.

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

В Сургутском районе и непосредственно вблизи площади Равенского месторождения имеются значительные запасы строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, автодорог, оснований под кустовое бурение.

Основное население сосредоточено в районном центре Сургуте и городах Когалыме, Лангепасе.

В орографическом отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, заболоченность достигает 56%. Лесные массивы встречаются по берегам рек и представлены березой, осиной, сосной. На заболоченных участках развита мохово-кустарниковая растительность.

Гидрографическая сеть района представлена р. Тромъеган (581 км) и её наиболее крупными левыми притоками, Ингуягун (236 км), Ортъягун (119 км), Волоктаягун пересекает район работ в северо-западном направлении. Кроме перечисленных рек площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Основная масса озер имеет небольшую величину, наиболее крупными являются озера Лукутлор. Ляркнилор, Яккунлор, Ингуягунлор и др. Озера, в основном, неглубокие (3-6 м), в зимнее время часть из них промерзает до дна. Район характеризуется резко континентальным климатом с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и с юга, способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток.

Среднемесячная температура самого холодного месяца января - 23,1°С (минимальная -52°С), самого теплого, июля - +16.3°С (максимальная +34°С).

По количеству выпадаемых осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Годовое количество осадков по многолетним наблюдением составляет 535,1 мм, выпадающих в основном с июня по сентябрь в виде дождей. Устойчивый снежный покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Высота снежного покрова до 0,75 м, на залесенных участках 1,2-1,6 м. Глубина промерзания грунтов на открытых участках достигает 1,8-2,7 м, на залесенных участках - 0,4 м.

Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное.

Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16.06.2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол №857 от 25.07.03 г.).

В период после утверждения "Технологической схемы разработки месторождения" (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина.

В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.

Всего на 01.01.2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 - 32 скважин, на объект ЮС1 - 6 скважин, ЮС2 - 2 скважины.

По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.

Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 - -2598 м. Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м³/сут. по разведочным скважинам и 125 м³/сут. по эксплуатационным скважинам.

Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101Г, 102, 1103Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м³/сут. и 35 м³/сут. соответственно, переведены в категорию С1.

Граница категории С1 на юго-западе проведена на расстоянии 1,5 км от скважины 316Г, на остальной части залежи - ограничена контуром ВНК и линией замещения коллекторов. Запасы категории С2 по части залежи, в результате корректировки геологической модели и по данным бурения новых эксплуатационных скважины 233 и 132, которые вскрыли водонасыщенные коллектора, списаны.

В результате оперативного пересчета запасов произошло сокращение площади нефтеносности категории С2 с низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами, а средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по залежи по сравнению с утвержденным подсчетом запасов увеличилась с 4.1 м до 5,0 м

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.

Рисунок 2. Структурная карта по кровле пласта Ач31

Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру основной залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины (экс-пертное заключение №1077-07 оп). В целом по пласту за счет перераспределения нефтенасыщенных толщин ее величина увеличилась на 0,6 м. В результате выпол-ненных работ запасы категории С1 по пласту ЮС1 сократились за счет уменьшения площади нефтеносности (рисунок 3).

Рисунок 3. Структурная карта по кровле пласта ЮС1

Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета представляет таблица1.

Таблица 1. Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета

.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разреза Равенского месторождения произведено в соответствии с "Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины", утвержденными МСК СССР 30 января 1991 г.

Геологический разрез Равенской площади представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, которые подстилаются метаморфизированными породами складчатого фундамента. Породы палеозоя на площади не вскрыты. На соседней Федоровской площади скв. 131 при забое 4224 м не вышла из отложений триаса.

Охарактеризованность вскрытого разреза керном неравномерная. Наиболее хорошо изучена продуктивная часть в пластах ЮС1 и ЮС2 васюганской и тюменской свит юрского возраста.

Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза месторождения в продуктивной части представляет рисунок 4.

Доюрские образования

Равенская площадь расположена в пределах тектонической структуры II порядка - Ярсомовского прогиба. В районе месторождения предполагается наличие отложений туринской серии триаса, выполняющих глубокие грабенообразные впадины. Эти отложения вскрыты на Федоровской (скв. 131), Савуйской (скв. 103), Родниковой (скв. 203) площадях и представлены миндалекаменными базальтами, иногда трещиноватыми, с прослоями туфов и туфогенных пород.

Доюрские образования вскрыты на Равенской площади в скв. 185 на глубину 17 м и представлены базальтами серо-зелеными, трещиноватыми.

Мезозойская группа

Юрская система

Юрские отложения несогласно залегают на породах коры выветривания и представлены тремя отделами: верхним, средним и нижним. Верхи нижнего и низы среднего отделов объединяются в горелую свиту. Верхи среднего и низы верхнего отделов включают осадки тюменской свиты.

Отложения верхнего отдела преимущественно морского генезиса подразделяются на свиты: васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Горелая свита залегает в основании платформенного чехла и подразделяется на две подсвиты. Литологически она представлена чередованием песчаных и глинистых пород с прослоями алевролитов, углей, у выступов фундамента - гравелитов.

Разрез свиты включает в себя четыре пачки. Это: аргиллиты темно-серые с прослоями песчаников, тогурская глинистая пачка преимущественно темно-серых, тонкоотмученных, оскольчатых пород, аргиллиты темно-серые, серые, иногда углистые, с прослоями песчаников, радомская пачка темно-серых аргиллитов углистых, прослоями битуминозных. Песчаник среднесцементированный, слюдистый с прослоями аргиллита и вкраплениями обугленного растительного детрита. Песчаники серые, мелкозернистые, крепкосцементированные, извесковистые, слюдистые с прослоями углифицированного материала. Радомская пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, прослоями битуминозными, углистыми.

Отложения горелой свиты, вскрыты на Равенской площади в скв. 185 на глубине 3205 м. Толщина свиты 169 м. Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Отложения свиты подразделяются на три подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно песчанистая с прослоями угля, средняя - песчано-глинистая с преобладанием глинистых прослоев в нижней части иногда с прослоями угля, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаных прослоев в верхней части. К верхней части свиты приурочен песчаный пласт ЮС2, который является продуктивным в данном районе.

Рисунок 4 Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза Равенского месторождения

Отложения тюменской свиты, вскрыты всеми скважинами Равенской площади, но на всю толщину пройдены только скв. 185. Вскрытая толщина отложений тюменской свиты составила 311 м.

Васюганская свита литологически подразделяется на две подсвиты: нижнюю - глинистую и верхнюю - песчано-глинистую.

Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, преимущественно тонкоотмученными, слабослюдистыми с прослоями алевролитов и песчаников.

В отложениях верхней подсвиты, преобладают песчаники серые, светло-серые, средне- и мелкозернистые на глинистом и карбонатном цементе. Отмечается обильное включение пирита, обугленного детрита. Встречаются прослои известняка темно-серого, тонкокристаллического. Алевролиты серые, слюдистые, с включениями растительного детрита и пирита. Аргиллиты серые, темно-серые до черных, слюдистые, пиритизированные, с включениями растительного детрита.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен продуктивный горизонт ЮС1. Толщина свиты изменяется от 66 до 82 м.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком преимущественно тонкоотмученными, плотными, содержащими пирит, глауконит. Встречаются остатки аммонитов, белемнитов, двустворок. Толщина отложений свиты не превышает 5 м