Материал: Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении Мухто

месторождение тектонический нефть грязекислый

Нефтегазовое месторождение Мухто расположено в 7 км к западу от Пильтунского залива и в 80 км южнее г. Оха - центра нефтяной и газовой промышленности. Нефть, добываемая на месторождении Мухто, поступает в магистральный нефтепровод, которым связаны все месторождения Северного Сахалина с г. Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождений северного Сахалина

Месторождение Мухто было открыто в 1959 году, с 1959 по 1963 годы находилось в пробной эксплуатации. Промышленная разработка производится с 1963 г.

Месторождение Мухто отличается сложным строением, обусловленным многочисленными разрывными нарушениями различных амплитуд и направлений. На месторождении в поднадвиговой части структуры выявлено 19 продуктивных пластов, содержащих нефтяные и газовые залежи в окобыкайской и нутовской свитах. Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки, в которых сосредоточено 83 залежи. Глубина залегания залежей от 189 до 1713 м. основной режим работы залежей нефти напорный за счет давления растворенного газа.

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ, являются нефтегазовое месторождение Кыдыланьи (протокол №9976 от 28 мая 1986 года), находящееся в 7,5 км к северу от Мухто и газонефтяное месторождение Паромай (протокол №9961 от 23 мая 1986 года), расположенное в 6,5 км к югу.

Рельеф местности, к которой приурочено месторождение Мухто, характеризуется полосой холмов, вытянутых почти в меридиональном направлении, которые относятся к восточной гряде Восточно-Сахалинского хребта. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 50 до 100 м над уровнем моря.

1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения

Таблица 1 - Литолого - стратиграфический разрез месторождения

разрезе окобыкайской свиты, который является основной продуктивной толщей месторождения Мухто, выделяется 13 песчано-алевритовых пластов, а 9 из них промышленно нефтегазоносны. Окобыкайская свита, представлена песчаниками, алевролито-песчаниками, хлидолитами с прослоями алевролитов, алевролитоглин и глин.

Характерной особенностью песчано-алевритовых пластов является их резкая литологическая изменчивость, как по площади, так и по разрезу. Пласты, как правило, расчленены на несколько пропластков различными по мощности глинистыми разделами.пласт распространен по всей площади, частично глинизируясь на крыльях IVB (скв. 4) и Vе и Vя (скв. 10) блоков, а также в свободой части VIa и VIе блоков, в районе скважин 219 и 180 (прил. 55, 5). Глубина залегания кровли изменяется от 903 м (III блок) до 1574 м (VII6 блок), погружаясь в северном направлении. Представлен песчаником серым, мелкозернистым.

Мощность пласта изменяется от 2 м до 4 м, максимальная в скважине 217 (Vе блок) и составляет 6.5 m.пласт развит в южной части площади, участками глинизируясь в северном и северо-восточном направлении. Литологически представлен чередованием песчаных и глинистых прослоев. Песок серый до темно-серого, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, с растительными остатками. Глина темно-серая, алевритовая, слюдистая, оскольчатая, с примесью песка серого, разнозернистого

Кровля пласта залегает на глубинах от 862 м 2 блок) до 1402 м (Vе блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 20 м до 40 мпласт вскрыт по всей площади структуры, двумя глинистыми разделами делится на три песчаных части, наиболее мощная находится в подошве. Литологически представлен песками светло-серыми и глинами темно-серыми. Кровля залегает на глубинах от 942 м (2 блок) до 1915 м (VIII блок).

Увеличение мощности наблюдается в западной части складки.

Мощность в пределах блоков изменяется также от свода 43-55 м до 58-79 м на крыльях.пласт развит по всей площади. Литологически представлен тремя песчаными прослоями. Песок светло-серый, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, алевритово-глинистый с прослоями песчаника мелкозернистого, рыхлого. Глины темно-серые, слюдистые, алевритовые, оскольчатые, с примесью песка разнозернистого с редкими растительными остатками и фауной плохой сохранности. Кровля пласта залегает на глубинах от 1085 м (II блок) до 1987 м (VIII блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 10 до 35 мпласт развит по всей площади, вскрыт в 7 скважинах. Представлен, в основном, глинистыми породами с прослоями песчаника, к которым приурочены залежи нефти (II блок) и газа (IV блок). Кровля залегает на глубинах 1517 м (III блок) до 1744 м (IV в блок)

1.3 Тектоническое строение месторождения

В структурном отношении месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, которая представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь вытянутую почти в меридиональном направлении более чем на 8 км, шириной 2.5-3 км, восточное крыло которой осложнено крупным региональным надвигом. Плоскость его погружается в восточном направлении под различными углами от 30 до 80°.

Складка осложнена многочисленными нарушениями и разбита на ряд блоков, многие из которых содержат самостоятельные залежи нефти и газа.

Надвинутые породы Мухтинской складки осложнены более интенсивной круто падающей мелкой складчатостью и большим числом разрывных нарушений различного характера.

Структурно-тектоническое строение 11 залежей надвинутой части складки не рассматривается, оно приведено по материалам, взятым из отчета «Уточнение геологического строения и анализ запасов газа I, 1а, I6, II горизонтов месторождения Мухто (надвиг)» авт. В.Н. Абдрашитова, 1990 г., выполненного с целью списания запасов газа по надвигу.

Основные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены в менее нарушенной поднадвиговой части структуры, описание которой приводится ниже.

По верхним и более глубоким маркирующим пластам наблюдается несовпадение структурного плана.

Южное перпендикулярное окончание складки срезано надвигом. Углы падения пород на восточном и западном крыльях не превышают 3-10°, юго-западного крыла перпендикулярной части -22-40°. В северном и юго-западном направлениях складка погружается под углом 6-12°. Мухтинская брахиантиклиналь подверглась интенсивной тектонической деятельности, в результате чего в пределах структуры выявлено значительное количество разрывных нарушений широтного и диагонального простирания, которые делят складку на ряд блоков. Их поверхности экранируют залежи нефти, приуроченные к этим блокам.

.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

Месторождение Мухто многопластовое.

Промышленная нефтеносность установлена в нутовской свите (горизонты А, Г, Д, и Ж) и в окобыкайской свите (горизонты I-IV, VI-VIII).Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь горизонта Д. Он продуктивен в пяти блоках. Залежи других горизонтов продуктивны, как правило, в одном блоке.горизонт представлен монолитной песчаной пачкой, которая к востоку глинизируется, и в его разрезе появляются глинистые разделы; IV горизонт содержит три песчаных прослоя; горизонт Д представлен песчано - глинистыми отложениями и делится на три части. Верхняя и нижняя части сложены в основном монолитными песчаными пачками, а средняя - чередованием песчано - алевритовых пород. Пески во всех перечисленных горизонтах мелкозернистые, кварцевые, часто рыхлые, глинистые.

Свойства нефти месторождения Мухто в пластовых условиях определяли по большому числу проб из нескольких горизонтов.

Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (16, IV, VII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа.

Растворенные в нефти газы (горизонты I, IV, Д) сухие, легкие. Их состав типичен для растворимых газов месторождений о. Сахалин: высокое содержание метана (в данном случае до 95%), низкое - количество метана и азота.

Нефти месторождения Мухто в основном (за исключением нефтей горизонтов Г и Д) легкие, малосернистые (класса I), малосмолистые малопарофиновые (вид FIi). Выход светлых фракций высокий. Нефть горизонта Д тяжелая, смолистая, имеет низкий выход светлых фракций. Вязкость нефти горизонта Д значительно выше вязкости других горизонтов месторождения.

1.5 Текущий баланс запасов нефти по месторождению Мухто

Добыча углеводородов за 1999 год составила:

нефти 59 тыс. тонн

расстворенного газа 4 млн. м(3)

Текуший коэффициент извлечения нефти составляет - 0.24.

Закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в залежи 4 пластов, остальные залежи работают на естественном режиме. Товарная нефть месторождения Мухто является малосмолистой, малосернистой, малопарофинистой и поэтому является хорошим сырьем для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Лицензия на разработку месторождения Мухто принадлежит компании ОАО «Роснефть - Сахалинморнефтегаз «. По степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым.

Степень выработанности по нефти - 89.57%, по газу - 40%.

Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории А+В+С1 по состоянию на 01.01.2000 года:

балансовые запасы нефти составляют 15527 тыс. тонн.

извлекаемые запасы нефти составляют 634 тыс. тонн.

запасы растворенного газа составляют 6 млн. м (3)

суммарные запасы свободного газа и газа газовой шапки составляют 52 млн. м(3)

Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории С2 по состоянию на 01.01.2000 года:

балансовые запасы нефти составляют 323 тыс. тонн.

извлекаемые запасы нефти составляют 48 тыс. тонн.

запасы растворенного газа составляют 30 млн. м (3)

По состоянию на 1.01.2007 года на месторождении Мухто добыто:

нефти - 5860 тыс. т;

растворённого газа - 642 млн. м3;

свободного газа - 34 млн. м3.

В том числе по пласту Д: нефти - 2559,7 тыс. т;

растворённого газа - 198 млн. м3

По состоянию на 2013 год.

добыча нефти - 21918 т.

Добыча попутного газа - 1 137,25 тыс. м(3).

Действующий фонд нефтяных скважин - 41.

Закачка воды - 132 490 т.

Действующий фонд нагнетательных скважин - 3.

2. Расчетно-технологическая часть

.1 Технологические показатели месторождения Мухто

Технологические показатели разработки рассчитаны для каждой залежи, по пласту и месторождению определены путем суммирования.

АБВ пласт

вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех пластов на естественном режиме. Проектный фонд - 4 скважины. Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки.

Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 2.6 тыс. т. За проектный период (25 лет) проектируется отобрать:

Нефти - 19 тыс. т

Жидкости - 101.6 тыс. т

Попутного газа - 1 млн. м3.

С начала разработки отборы составят

Нефти - 98.1 тыс. т что составляет 17.4% от начальных балансовых запасов, жидкости - 238.2 тыс. т

Попутного газа - 8.8 млн. м3.

вариант. Проектный фонд - 6 скважин, граф. прил. 60. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет ввода двух скважин из числа простаивающих. Максимальный отбор нефти 2.6 тыс. будет достигнут в 2007 г.

За проектный период (25 лет) будет добыто:

Нефти - 29.2 тыс. т

Жидкости - 160,8 тыс. т

Попутного газа - 1.3 млн. м3.

С начала разработки будет добыто 108 тыс. т нефти, или 19.2% от НБЗ, 9.1 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97.2%. Коэффициент извлечения нефти состав 0.192

вариант. Проектный фонд - 9 скважин, граф. прил. 60 Дополнительно к варианту 2 предусматривается уплотнение сетки скважин путем бурения двух скважин и зарезки бокового ствола в скв. 58, а также оптимизация технологического режима работы скважин. В 2014 г. будет достигнут максимальный отбор нефти (6,8 тыс. т). За проектный период (25 лет) будет добыто:

Нефти - 74,3 тыс. т

Жидкости - 387,7 тыс. т

Попутного газа - 2,83 млн. м3.

С начала разработки будет добыто 153.4 тыс. т нефти, или 27,2% от НБЗ, 524 тыс. т жидкости, 10.6 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97%. Коэффициент извлечения нефти составит 0.272

Г пласт

вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех залежей на естественном режиме.

Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 13.3 тыс. т.

За проектный период (40 лет) планируется отобрать:

Нефти - 170.7 тыс. т

Жидкости - 1252,6 тыс. т

Попутного газа - 5,6 млн. м3.

С начала разработки отборы составят 492.2 тыс. т нефти, что составляет 18.8% от начальных балансовых запасов, 1995.3 тыс. т жидкости, 29.1 млн. м3 попутного газа. Коэффициент извлечения нефти составит 0.188

вариант. Разработка всех залежей на естественном режиме. Проектный фонд - 28 скважин, дополнительно к 1 варианту предусматривается вовлечение в разработку залежи Vд блока, не разрабатываемую с 1995 года, и уплотнение сетки действующих скважин, за счет ввода в работу 5 скважин и бурения 2 новых скважин.

Максимальный отбор нефти 15,8 тыс. т будет достигнуто в 2010 г.

За проектный период (39 лет) будет добыто:

Нефти - 246 тыс. т

Жидкости - 1924 тыс. т

Попутного газа - 7 млн. м3.

С начала разработки будет добыто:

,4 тыс. т нефти, или 21.6% от НБЗ,

.2 тыс. т жидкости и 30.2 млн. м3 попутного газа.

Обводненность составит 97.8%. Коэффициент извлечения нефти составляет 0.216

Д пласт

вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Таким образом вариант продолжает разработку всех залежей с поддержанием пластового давления, за исключением залежи IV в блока, которая разрабатывается на естественном режиме. Проектный фонд - 22 скважины, из них 4 нагнетательных. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 24 тыс. т. За проектный период (40 лет) проектируется отобрать:

Нефти - 374 тыс. т

Жидкости - 2816 тыс. т

Попутного газа 15 млн. м3

воды закачать 2890 тыс. м3.

С начала разработки отборы составят 2934 тыс. т нефти, что составляет 42% от начальных балансовых запасов, жидкости -7908.9 тыс. т, попутного газа - 31.7 млн. м3.

вариант. Проектный фонд - 26 скважин, из них 4 нагнетательные. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет бурения одной добывающей скважины и ввода дополнительно пяти скважин в работу, включая восстановление нагнетательной скважины Проектный период разработки - 40 лет.

Максимальный отбор нефти 24,3 тыс. будет достигнут в 2010 г.

За проектный период из залежей будет добыто 402 тыс. т нефти, 8444.6 тыс. т жидкости, 16 млн. м3 попутного газа, закачано 3435 тыс. м3 воды, табл. П. 4.15 - П. 4.16. С начала разработки будет добыто нефти - 2962 тыс. т, или 42.4% от НБЗ, жидкости - 8444.6 тыс. т, попутного газа - 32.7 млн. м3, а так же закачено 11921 тыс. м3 воды.

Обводненность составит 98%. Коэффициент извлечения нефти 0.424.

Ж+З пласт

вариант. Проектный фонд - 7 скважин. Вариантом предусматривается разработка на естественном режиме. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти 4 тыс. будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать