Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка ВКР содержит 106 стр., 23 рис., 31 табл., 14 использованных источников. Демонстрационной графики 7 листов.

Ключевые слова: ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ЗАПАСЫ НЕФТИ, СКВАЖИНА, ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ (ОПЗ), ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП), ОБВОДНЕННОСТЬ, ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ДЕБИТ ЖИДКОСТИ.

В геологической части ВКР рассмотрено геологическое строение Михайловско-Коханского месторождения, коллекторские свойства продуктивного пласта Д-1 Михайловского, Марьевского и Коханского куполов, физико-химические свойства нефти, воды и газа, произведен подсчет запасов углеводородов.

В технико-технологической части приведены: анализ истории и текущее состояние разработки пласта Д-1 Михайловского, Марьевского и Коханского куполов, прогноз показателей разработки и расчёт динамики добычи нефти, периодичность и виды обработок призабойных зон скважин на объекте. Рассмотрены: технология и эффективность для воздействия на пласт в прискважинной зоне. Выполнены: расчет по подбору глубинно-насосного оборудования с оптимизацией режима работы скважины.

Выполнен литературно-патентный обзор на тему: «Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта».

В экономической части представлен расчёт показателей эффективности обработок призабойных зон скважин на эксплуатационном объекте.

нефть газ вода залежь

СОДЕРЖАНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Коллекторские свойства пласта Д-1

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные положения проектных документов

2.2 Анализ разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации

2.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

2.4 Сложившаяся система разработки и оценка энергетическое состояние залежи

2.5 Анализ выработки запасов

2.6 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

2.7 Специальный вопрос «Анализ эффективности применения ГРП, с целью увеличения дебитов нефти по пласту Д-1 Михайловско-Коханского месторождения»

2.8 Характеристика фонда скважин

2.9 Расчетные методы для определения степени выработки запасов, оценки показателей разработки и прогнозирования дальнейшей разработки месторождения

2.10 Рекомендуемые к внедрению мероприятия для разработки пласта Д-1

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Характеристика показателей экономической эффективности ГТМ

3.2 Расчёт экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В плане расположения Михайловско-Коханское месторождение находится на территории Кинель-Черкасского и Борского районов в 100 км к востоку от областного центра города Самара (см. рисунок 1.1).

Михайловско-Коханское месторождение находится в Поволжском нефтегазоносном районе Средневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Ближайшие крупные разрабатываемые месторождения нефти: Дмитриевское, Подгорненское, Южно-Неприковское, Мухановское, Ново-Ключевское, Уваровское [1].

Транспортные связи района с областным центром осуществляются по железной дороге Самара - Уфа и автомобильной дороге Самара - Отрадный - Похвистнево, III технической категории с асфальтобетонным покрытием проезжей части. Наиболее крупные населенные пункты рассматриваемого района - село Кинель-Черкассы и город Отрадный.

Оба района относятся к сельскохозяйственным и специализируется на выращивании зерновых культур и животноводстве. Промышленный потенциал районов тесно связан с деятельностью АО «Самаранефтегаз».

Район месторождения относится к сейсмически спокойным.

Из полезных ископаемых на территории районов имеются мощные залежи высококачественной глины, которая используется для приготовления глинистого раствора при бурении скважин, хозяйственных нужд.

Михайловско-Коханское газонефтяное месторождение является многопластовым, разрабатывается с 1950 г. Нефтеносность на месторождении установлена в 22 нефтяных и двух газонефтяных залежах, приуроченных к 12 продуктивным пластам [1].

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом плане район Михайловско-Коханского месторождения приурочено к северному склону водораздела рек Кутулук и Малый и Большой Кинель. Склон представляет собой полого-падающую на север равнину, которая дренируется этими реками. Рельеф местности относительно спокойный, что обусловлено широким развитием четвертичных отложений, сглаживающих очертания форм рельефа, однако в связи со значительной протяженностью месторождения по широте, колебания абсолютных отметок рельефа довольно значительные: от +60 м до +180 м.

Площадь месторождения расчленена многочисленными оврагами. Основной водной артерией описываемого района является р. Кутулук, протекающая на 7-8 км южнее месторождения в широтном направлении - с востока на запад. Ширина реки в летнее время доходит до 8 м, глубина от 1 до 4 м. В семи километрах к юго-западу расположено Кутулукское водохранилище, являющееся основным источником водоснабжения для бурения.

Влияния разработки Михайловско-Коханского месторождения на р. Кутулук практически нет, так как все речки и овраги, разрезающие территорию в меридиональном направлении, относятся к бассейну реки Малый Кинель, которая протекает на расстоянии до 15 км севернее месторождения [1].

1.3 Стратиграфия

На участке Михайловско-Коханского месторождения геологический разрез представлен девонскими, пермскими, каменноугольными, неогеновыми и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента.

Девонская система представлена средним и верхним отделами, нижний и отдел в разрезе отсутствуют. Средний отдел представлен эйфильским, живетским ярусами. Верхний отдел девона представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус. Состоит из нижнего, среднего и верхнего подъярусов. В составе нижнего подъяруса выделяются пашийский и тиманский горизонты.

Пласт Д-1 приурочен к пашийскому горизонту Франского яруса, верхнего отдела девона. Пашийский горизонт сложен, в основном, песчаниками с подчинёнными прослоями алевролитов и глин. Нижняя часть представлена песчаниками белыми и бурыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, водо и нефтенасыщенными. Верхняя часть горизонта представлена песчаниками мелкозернистыми, водо и нефтенасыщенными; алевролитами кварцевыми, мелкозернистыми; прослоями глин. Встречаются тонкие прослои известняков тёмно-серых, слабо глинистых. Раздел между песчаниками пластов сложен пачкой глин, глинистых алевролитов. Заканчивается горизонт глинами зеленовато-серыми, слабо алевритистыми, плотными. Толщина отложений от 46 до 52 м [1].

Отложения Фаменского яруса представляют собой толщу, сложенную известняками и доломитами. Толщина фаменских отложений изменяется от 45 м до 78 м. Общая толщина верхнего отдела девона 265-315 м.

Каменноугольные отложения представлены нижним, средним и верхним отделами. В состав нижнего отдела входят турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус и сложен известняками, доломитами и мергелями с редкими прослоями глин. Толщина отложений турнейского яруса 57-79 м[1]. Визейский яруса сложен известняками. Серпуховский ярус сложен доломитами известняками. Толщина отложений 167-272 м. Общая толщина нижнего отдела карбона 890-967 м.

В состав среднего отдела входят башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус представлен известняками и доломитами. Толщина отложений 79-116 м. Отложения московского яруса залегают на размытой поверхности башкирского яруса. Толщина отложений 70 м- 103 м[1]. Толщина отложений 116-135 м. Общая толщина среднего отдела карбона 468-515 м.

В состав верхнего отдела входят касимовский и гжельский ярусы. Общая толщина отложений верхнего отдела карбона 397 м - 468 м.

Пермская система представлена приуральским, биармийским, татарским отделами [1].

В состав приуральского отдела входят ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский ярусы. Ассельский ярус сложен доломитами, реже - известняками. Толщина отложений 38-124 м. В основании сакмарского яруса залегает сульфатно-карбонатная пачка, представленная ангидритами. Толщина отложений от 28-68 м. Артинский ярус в основании представлен мощной ангидритовой пачкой. Толщина отложений от 40-94 м. Кунгурский ярус сложен известковистыми доломитами. Уфимский ярус представлен частым чередованием песчаников, глин.

Биармский отдел представлен казанским и уржумским ярусами. Толщина 47-63 м.

Татарский отдел представлен северодвинским и вятским ярусами.

Кайнозой, неогеновая система, плиоцен. На размытую поверхность пермских отложений налегают плиоценовые отложения. Толщина отложений колеблется от 20 до 180 м[1].

Четвертичная система представлены древнеаллювиальными и современными постплиоценовыми образованиями. Толщина отложений 17-23 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах северной части тектонического элемента I порядка - Бузулукской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка - Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу (рисунок 1.2). С севера к нему примыкает Северо-Коханский девонский грабенообразный прогиб, обособляющий Мухановский вал, осложнённый Мухановским, Восточно-Чёрновским, Ново-Ключевским, Уваровским поднятиями с одноимёнными крупными месторождениями нефти и газа. Коханский вал в западной своей части имеет широтное простирание, а в восточной - юго-восточное [1]. Поворот оси вала происходит в районе Подгорненского поднятия, где к нему с юга примыкает Неклюдовский тектонический вал и параллельно ему Тигоровский тектонический вал. Ось вала погружается с запада на восток. Михайловско-Коханское поднятие осложняет западную часть Коханского вала и представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания. Восточнее этот вал осложняет Подгорненское поднятие с одноимённым месторождением.

Юго-западнее через Копыловско-Дмитриевский грабенообразный прогиб расположен Дмитриевский тектонический вал, с приуроченным к нему одноимённым поднятием и крупным Дмитриевским месторождением, к югу расположено Южно-Неприковское месторождение [1].

Структурные планы продуктивных пластов, приуроченных к отложениям девона, соответствуют структурным планам маркирующих горизонтов, отличаясь лишь в деталях.

1.5 Нефтегазоводоносность

Залежь пласта Д-1 является пластовой, литологически экранированной. Данный пласт приурочен к пашийскому горизонту. Средняя глубина залегания 2907 м. Общая толщина пласта в среднем составляет 5,6 м. Пласт состоит из одного - трёх проницаемых прослоев толщиной от 0,7 м до 9,3 м. Мощность разделяющих проницаемые пропластки плотных пород составляет 0,6 - 5,5 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,0 м до 9,3 м и составляет в среднем 4,7 м. Коэффициент песчанистости - 0,89, расчленённость - 1,4 (таблица 1.1). Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 16,3Ч0,6-2,4 км, высота в среднем составляет 71,1 м [1].

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д-1 [1]