КУРСОВАЯ РАБОТА
Разработка и эксплуатация
нефтегазовых месторождений
Введение
пласт скважина нефть
Анализ показателей разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.
Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.
Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д.)
Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных
залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее
продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо
широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения
геолого - технических мероприятий (ГТМ).
1. Геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов
.1 Условия залегания основных продуктивных пластов (характеристика, месторождения и климатические условия, тектоника и стратиграфия, нефтегазоводоносность, геологический разрез)
Радаевское нефтяное месторождение расположено в Сергиевском районе Самарской области в 12 км к западу от районного центра с. Сергиевска и в 15 км от конечной станции железнодорожной ветки Кротовка - Сургут. Вблизи месторождения расположены населенные пункты: с.с. Чекалино, Нероновка, Радаевка, Студеный Ключ и др.
Месторождение открыто в 1948 году первой поисковой скважиной №1, пробуренной в своде поднятия, выявленного структурно-геологической съемкой масштаба 1:25000. Промышленная нефть была получена из отложений бобриковского горизонта, позднее (в 1951 г.) - из отложений терригенного девона.
Район месторождения находится в переходной зоне от степи к лесостепи.
В пределах площади широко развиты карстовые процессы, проявляющие себя в образовании многочисленных воронок. Глубина их достигает 10-15 м, диаметр-до 50 м. Образование карстовых воронок, вероятно, связано с выщелачиванием неглубоко залегающих гипсов казанского яруса и последующим обрушением вышележащих пород.
Климат района континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура +3.5°С, среднегодовое количество осадков 426 мм.
Сергиевский район промышленно-сельскохозяйственный. Здесь на базе открытия и разработки нефтяных месторождений (Радаевского, Якушкинского, Козловского, Серноводского, Обошинского и др.) ведущую роль играет нефтедобыча.
На территории района имеется несколько глинокарьеров, обеспечивающих сырьем производство глинистых растворов для бурения глубоких скважин.
Площадь месторождения связана с районным центром с. Сергиевск автодорогой с покрытием. В 12 км к юго-востоку от месторождения проходит автомагистраль Самара - Уфа, а также нефтепровод «Дружба».
Радаевское месторождение введено в разработку в 1950 году. На 1.01.2006 г. накопленная добыча в целом по месторождению составила 34906 тыс. т., что составляет 86,27% от начальных извлекаемых запасов, числящихся на балансе.
Стратиграфия
В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста. Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты. Самыми древними осадками, вскрытыми на месторождении, являются породы бавлинской свиты, вскрытые скважинами 2, 3, 4, 50 и 76 и представленные пестроцветными песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и глин. В наиболее глубокой скважине №50 (3745 м) вскрытая толщина бавлинских осадков составила 1505 м.
Девонская система
Отложения нижнего девона на месторождении отсутствуют. Средний девон представлен отложениями эйфельского и живетского ярусов. Разрез эйфельского яруса сложен песчаниками, алевролитами, глинами, а также карбонатными породами (афонинские слои), к пористым разностям которых приурочен водоносный пласт Д-V. Толщина отложений яруса 10-13 м.
Живетский ярус в нижней части сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин воробьевского горизонта, в средней - песчано-глинистой пачкой ардатовского горизонта, среди которой выделяется 3-4-метровый карбонатный прослой (репер «остракодовый известняк»). С пропластками песчаника связаны водоносные пласты Д-III и Д-III¢. Верхняя часть яруса представлена отложениями муллинского горизонта, которые подразделяются на две пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - алевролитово-глинистую.
Верхний девон
Франский ярус. В нижней части представлен терригенными отложениями пашийского горизонта: песчаниками, алевролитами, глинами. К песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-I и Д-II; пласт Д-I на рассматриваемой площади является промышленно нефтеносным. Толщина горизонта 60-75 м.
Залегающие выше отложения тиманского горизонта представлены преимущественно алевролитово-глинистыми породами, в верхней части - карбонатно-глинистыми. Толщина горизонта 101-125 м.
Остальная часть франского яруса и фаменский ярус верхнего девона сложены карбонатными породами: известняками, мергелями, доломитами.
Каменноугольная система
Нижний карбон
Турнейский ярус сложен известняками с редкими прослоями доломитов. С проницаемыми разностями в верхней части яруса связан продуктивный пласт В1. Толщина яруса 227-380 м.
Визейский ярус. Нижняя часть яруса сложена терригенными породами косьвинского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов: песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники кварцевые, тонко- и разнозернистые, слабо сцементированные. К песчаникам этой части разреза приурочены основные продуктивные пласты месторождения - от С-1 до С-IV. Толщина терригенных отложений изменяется от 55 до 160 м.
Верхняя часть яруса сложена преимущественно карбонатными породами окского надгоризонта: доломитами, реже - известняками. Толщина карбонатных отложений 193-246 м.
Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами. Отмечаются редкие прослои глин, включения гипса и ангидрита. Толщина яруса 112-190 м.
Средний карбон
Башкирский ярус представлен известняками пелитоморфными и кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, местами кавернозными, реже - доломитами. Толщина 32-53 м.
Московский ярус. В основании яруса залегают отложения верейского горизонта, представленные преимущественно глинистыми породами, в нижней части - с прослоями карбонатных пород. Толщина горизонта 53-60 м. Остальная часть разреза московского яруса сложена карбонатными породами каширского, подольского и мячковского горизонтов: известняками и доломитами с прослоями глин. Толщина каширского горизонта 60-86 м., подольского -133-158 м., мячковского -106 -142 м.
Верхний карбон
Разрез представлен известняками и доломитами, иногда загипсованными, с включениями кремня. Толщина 219-361 м.
Пермская система
Нижняя пермь на месторождении представлена ассельским и сакмарским ярусами.
Ассельский ярус сложен доломитами с прослоями органогенно-обломочных известняков. Толщина 40-100 м.
Сакмарский ярус в нижней части представлен известняками с прослоями доломитов, местами разрушенных до состояния доломитовой муки, в верхней части - гипсами и ангидритами. Толщина яруса 25-43 м.
Верхняя пермь представлена отложениями казанского яруса, которые залегают на размытой поверхности сакмарского яруса и сложены доломитами, ангидритами и гипсами. Толщина яруса до 120 м.
Неоген
Отложения неогена по площади распространены не повсеместно. По данным крелиусного бурения толщина осадков местами достигает 74 м. Представлены они глинами известковистыми, плотными.
Четвертичные осадки представлены суглинками и глинами толщиной до 35 м
Тектоника
В региональном тектоническом плане Радаевское месторождение расположено в пределах Волго-Сокской палеовпадины, в прибортовой части Серноводско-Абдулинского авлакогена. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к восточному борту, а Малиновский купол - к осевой зоне Камско-Кинельской впадины. Радаевская структура расположена на Елховско-Боровском валу, который образован цепочкой поднятий, протягивающихся на восток - северо-восток. На оси вала располагаются (с запада на северо-восток): Филипповское, Кирилловское, Авралинское, Елховское, Горько-Овражное, Ивановское, Малиновское, Радаевское, Успенское, Боровское, Артамоновское локальные поднятия. С некоторыми из них связаны месторождения нефти.
Радаевская структура по отложениям каменноугольного возраста представляет собой крупную линейную складку, вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток. Складка имеет асимметричное строение: южное крыло крутое (углы падения до 11°), северное - пологое (до 1° 25 ¢).
По поверхности отложений бобриковского горизонта, основного нефтевмещающего объекта, в строении структуры прослеживаются осложняющие ее локальные купола (с юго-запада на северо-восток): Малиновский (2-й и 1-й участки), Радаевский, Студено-Ключевской, Сергиевский и несколько обособленно - Успенский. Установленные амплитуды куполов в границах внешнего контура нефтеносности основного пласта С-1, принятого в интервале абс. отметок -1189-1201 м, составляют: Малиновский 2-й-37.4 м, Малиновский 1-й-41 м, Радаевский-44 м, Студено-Ключевской-59 м, Сергиевский-57 м. Размеры структуры 21х3.5 км.
По кровле пласта Д-1, содержащего залежь нефти на Радаевском куполе, размеры купола по замкнутой изогипсе - 1910 м составляют 7х2.2 км, амплитуда 31 м.
По более молодым горизонтам среднего карбона и перми складка сохраняет свои основные особенности. В целом, отмечается совпадение структурных планов по различным маркирующим горизонтам карбона и девона.
Нефтегазоводоносность
Радаевское месторождение является многопластовым. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В1 турнейского яруса, С-II и C-III радаевского, С-I и С-Iа бобриковского горизонтов). Залежь нефти пласта С-I
Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин. Пласт залегает на средней глубине 1400 м, на 1.01.2006 г. вскрыт 281 скважиной.
Залежь нефти простирается узкой полосой с юго-запада на северо-восток до 20 км, объединяя единым контуром нефтеносности все купола структуры. Гипсометрическое положение водонефтяного раздела обосновано при подсчете запасов в пределах абс. отметок -1189-1201 м, причем отмечается его закономерное погружение с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением регионального напора пластовых вод. Ширина залежи изменяется от 3 км на Сергиевском и Радаевском куполах до 1 км на 2-м участке Малиновского купола.
Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов.
Пласт характеризуется значительной неоднородностью. Его общая толщина изменяется в широких пределах: от 12-13 м в северо-восточной части площади (скважины 25, 26, 31 и др. Сергиевского купола) до 68.8 м в юго-западной (скв. 319 Малиновского купола). Увеличение толщин происходит по мере приближения к осевой зоне Камско-Кинельской впадины (Малиновский купол).
Значения эффективных толщин пласта также изменяются в широких пределах: от 2.1 м (скв. 13) до 61.9 м (скв. 319), что связано как с вариациями общих толщин, так и с изменчивостью фациального состава отложений, количеством и толщиной глинисто-алевролитовых прослоев в разрезе пласта. В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом (скв. 13,14, 23, 25 и др. Сергиевского купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студено-Ключевского купола), в других - разделен непроницаемыми глинистыми перемычками на серию (до 11-13) проницаемых пропластков (скв. 340, 348 Малиновского купола).
Подсчет запасов нефти залежи пласта С-I [2] производился по участкам, границы которых проведены с учетом многокупольного строения структуры: Сергиевский, Студено-Ключевской и Радаевский купола, 1-й и 2-й участки Малиновского купола
1.2 Коллекторские свойства пласта
Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).
В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 - проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.
Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.
Пласт СI
Залежи нефти пласта СI отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.
Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.
Песчаники пласта бурые и коричневые с различными оттенками,
неравномерно нефтенасыщенные. Состав песчаников кварцевый с включением
единичных чешуек мусковита, зерен полевого шпата и циркона. Структура
мелкозернистая. Текстура массивная, тонкослоистая, реже пятнистая. По данным
гранулометрического анализа преобладают зерна фракции 0,25-0,1 мм. Зерна кварца
угловатые, полуокатанные, реже окатанные. Часть зерен катаклазирована или
корродирована вторичными минералами. Цемент в основном контактовый и поровый,
частично базальный и пойкилитовый. В контактовом и поровом цементе содержится
тонкослюдистый материал и пелитоморфный карбонат с органическим веществом.
Пойкилитовый тип цементации представлен эпигенетическим кальцитом. Коллектор
поровый. Пористость межзернового типа. Диаметр пор от 0,01-0,15 до 0,2-0,3 мм
(поры выщелачивания). Каверны размером 1-1,5 мм. Поры сообщаются между собой
микроканальцами и тонкими трещинами. В порах содержится пирит и битум.
Наблюдаются трещины извилистые, прерывистые, развитые параллельно напластованию.
К ним приурочено образование пор щелевидных, открытых.