Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 17 Февраля 2013 в 20:03, дипломная работа

Описание

Политика нефтегазодобывающих предприятий связана с интенсивным вовлечением в разработку новых и уже разрабатываемых месторождений. Эффективность разработки зависит от свойств продуктивных пластов. В Ханты – Мансийском автономном округе большинство месторождений разрабатывается уже более 10 лет, то извлечение углеводородного сырья стало очень трудным. Для увеличения добычи углеводородного сырья на предприятиях применяют различные методы, такие как химическое, теплофизическое и механизированное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП).

Работа состоит из  1 файл

МУН на Приобке.doc

— 1.10 Мб (Скачать документ)

      По отражающему  горизонту «Дб», приуроченному к  кровле быстринской пачки прослеживаются  Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скважины 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скважины 606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие [13].

 

 

2.3. Характеристика геологического строения.

 

      Геологический разрез  Приобского нефтяного месторождения вскрыт до глубины 3190 м (скважина15 ХМ).

      Разрез в стратиграфическом  отношении представлен терригенными  отложениями юрской, палеогеновой  и четвертичной систем.

      Объектом изучения  являются осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, с которыми связана промышленная нефтегазоносность.

      Продуктивными являются  нижнемеловые отложения готеривбарремского  возраста - пласты АС312, АС1-212, АС012, АС2-411, АС111 ,АС011,АС2-310, АС110, АС010, АС9, АС7.

      Проницаемые породы имеют простирание северо-восточное и субмеридиональное. Практически для всех пластов характерно увеличение суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости к центральным частям зон развития коллекторов.

Однако улучшение коллекторских  свойств происходит в восточном (для пластов горизонта АС12) и северо-восточном (для пластов горизонта АС11) направлениях.

      Все залежи нефти  на Приобском месторождении литологически  экранированные [4].

           Пласт А312. Средняя глубина залегания - 2695 м. В пределах пласта выявлено 5 залежей нефти, которые в виде цепочки песчаных линзовидных тел имеют северо-восточное простирание. Общая толщина пласта колеблется от 3,2 до 37 м. Наблюдается тенденция увеличения толщин в каждой песчаной линзе в северо-восточном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 4,4 м. В разрезе пласта А312 выделяется от 3 до 14 прослоев коллектора. Коэффициент расчлененности равен 5, коэффициент песчанистости - 0,49. Проницаемость пласта по данным исследования керна очень низкая и составляет всего 4,8 мД.

      Пласт  А1-212. Средняя глубина залегания - 2673 м. В пределах пласта выделено две залежи: основная и залежь в районе скважины 419. Основная залежь самая крупная на месторождении имеет размеры 45х25 км и высоту 176 м. Пласт представлен в виде мощного субмеридионально - вытянутого линзовидного песчаного тела. Общая толщина пласта изменяется от 17 до 75 м, уменьшаясь в западном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 11,3 м. Пласт А1-212 имеет самую высокую расчлененность, которая равняется 10. Коэффициент песчанистости составляет 0,40. Проницаемость пласта по керну очень низкая - 5,4 мД.

      Пласт  А012. Средняя  глубина залегания - 2639 м. В пределах пласта, который имеет ту же зону простирания, но меньше по размеру, чем пласт А1-212 , выделяют две залежи нефти. Основная залежь имеет размеры 41х14 км и представляет собой линзообразное тело. Общая толщина пласта уменьшается от 38 до 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 27,0 до 0,6 м (скважина 255), при среднем значении 6,1 м. Пласт А012 наиболее изменчив по толщине. Средний коэффициент расчлененности равен 7, средний коэффициент песчанистости - 0,28. 72,2 % толщины пласта составляют пропластки с толщиной менее 1 м. Проницаемость пласта по данным исследования керна составляет всего 4,8 мД. Покрышка горизонта А012 представлена толщей глинистых пород до 60 и более метров.

      Пласт  А2-411. Средняя глубина залегания - 2572 м. Пласт имеет очень сложное строение. Формирование пород-коллекторов происходило большей частью в условиях шельфового мелководья при активной деятельности моря. В пределах пласта выделено 7 залежей нефти. Общая толщина пласта увеличивается на северо-восток до 78,6 м (скважина 246). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 11,0 м в том же направлении. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 3,6 м. Средняя величина коэффициента песчанистости - 0,13, коэффициент расчлененности - 5. Пропластки толщиной менее 1 м составляют 79,4 %. Проницаемость пласта по геофизическим данным составляет 8 мД, по керну - 16 мД.

      Пласт  А111. Средняя глубина залегания пласта - 2469 м. Основная залежь в виде широкой полосы имеет северо-восточное простирание. Кроме того, в районе разведочной скважины 151 выделена залежь в виде песчаной линзы. К пласту АС111 приурочена вторая по значению залежь нефти, которая имеет размеры 48х15 км, высота - 112 м. Общая толщина пласта составляет 20-30 м, увеличиваясь до 47 м (скважина 246) на северо-восток. Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют тенденцию к увеличению на северо-восток до 41,6 м в скважине 246, при среднем значении 10,6 м. Коэффициент расчлененности составляет 8. Пласт АС111 имеет самые высокие значения коэффициента песчанистости - 0,47 и проницаемости по керну - 47 мД.

      Пласт  А011. Средняя глубина залегания пласта - 2464 м. Пласт представлен в виде линз, приуроченных к погружным участкам присводовой части и имеющих незначительную зону развития. В пределах пласта выделены две залежи нефти в районе скважин 409 и 172. Общая толщина пласта меняется от 8,6 до 22,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,8 м. Средний коэффициент расчлененности - 4.

      Пласт  АС2-310. Средняя глубина залегания - 2591 м. В пределах пласта выявлено три залежи нефти: основная залежь и залежи в районе скважин 243 и 295. Наиболее значимая по запасам основная залежь имеет размеры 31х11 км, высота - 292 м. Пласт представлен в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64,0 м (скважина 295). Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6,6 м, изменяясь от 0,8 (скважина 180) до 15,6 м (скважина 181). Средний коэффициент песчанистости - 0,33. Коэффициент проницаемости по геофизическим данным - 18 мД.

      Пласт  АС110. Средняя глубина залегания пласта - 2502 м. Пласт развит в центральной части, локальные участки коллекторов прослеживаются и в северной части изучаемой площади (район скважина 255, 330, 420). В пределах пласта выделено две залежи: основная и в районе разведочной скважины 420. Размеры основной залежи 38х13 км, высота до 120 м. Общая толщина пласта имеет тенденцию увеличения в западном направлении от 6 до 33 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30, коэффициент расчлененности - 4,0, проницаемость по данным исследования керна - 19 мД.

      Пласт  АС010. Средняя глубина залегания пласта - 2470 м. От нижележащего пласта АС110 пласт АС010 отделяется глинистой перемычкой со средней толщиной 25-30 м. Покрышка из глинистых пород над горизонтом АС10 имеет толщину 10-60 м, увеличиваясь с востока на запад. Пласт представлен тремя небольшими залежами в виде субмеридиально–вытянутых песчаных линз. Общая толщина пласта увеличивается на север от 5,6 до 14,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 4,0 м и в среднем составляет - 2,8 м. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,27, имеет тенденцию увеличения в южном направлении. Коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД.

      Пласт  АС9. Средняя глубина залегания - 2450 м. Пласт имеет ограниченное распространение. В пределах пласта выявлено пять небольших залежей нефти. Общая толщина нефти изменяется от 11,2 до 26,4 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,4 до 7,2 м и в среднем составляет 4,6 м. Средний коэффициент песчанистости составляет 0,24, коэффициент расчлененности - 5. Проницаемость принята по аналогии и составляет всего 5 мД.

      Пласт  АС7. Средняя глубина пласта - 2328 м. Пласт представлен набором песчаных линз, расположенных в северо-восточном направлении. В пределах пласта выделено 5 залежей нефти. Основная залежь имеет размеры 46х8,5 км, высота - до 91 м и расположена с юго-запада на северо-восток (южная граница проведена условно). Общая толщина пласта изменяется от 7 до 17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта от 1,2 до 7,8 м, в среднем составляет 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30; коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД [4].

 

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов  приведены в таблице 2.3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.3.1.

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов Приобского месторождения (по данным ГлавТюменьГеологии).

 

Пласт

Коэффициент

песчанистости

Кп

Коэффициент

расчлененности

Кр

Hэф.

h-нас., м

АС 312

0,29/0,49 *

5

4,4

АС 1-212

0,29/0,40

10

11,3

АС 012

0,28/0,45

7

6,1

АС 2-411

0,13/0,28

5

3,6

АС 111

0,47/0,59

8

10,6

АС 011

0,24/0,63

4

3,8

АС 2-310

0,33/0,44

7

6,6

АС 110

0,29-0,49

4

3,5

АС 010

0,27-0,51

4

2,8

АС 9

0,24/0,42

5

4,6

АС 7

0,30/0,54

4

3,5


 

- коэффициент песчанистости, рассчитанный  для проницаемой части пласта, т.е. от кровли верхнего проницаемого  пропластка до подошвы нижнего  проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

 

 

Геолого-физическая характеристика пластов.                                                               Таблица 2.3.2.

 

Параметры

Продуктивные  пласты

АС7

АС9

АС010

АС110

АС2-310

АС011

АС11

АС2-411

АС012

АС1-212

АС312

Средняя глубина, м

2328

2450

2470

2502

2591

2464

2469

2572

2639

2673

2695

Тип залежи

Литологически-экранированный

Тип коллектора

Терригенный, поровый

Средневзвешенная 

нефтенасыщенная толщина, м

3,5

4,6

2,8

3,5

6,6

3,8

10,6

3,6

6,1

11,3

4,4

Средняя проницаемость

(по керну), 10-3 мкм2 (мД)

19

5

19

19

18

16

47

16

4,8

5,4

4,8

Средняя пористость, доли ед.

0,18

0,17

0,19

0,19

0,19

0,19

0,20

0,19

0,19

0,18

0,18

Начальное пластовое 

давление, МПа

24,2

24,2

24,2

22,8

25,5

25,0

25,0

24,6

25,0

25,4

25,4

Давление насыщения, МПа

11,7

11,7

11,7

10,5

12,9

12,1

12,1

12,1

12,5

14,3

14,3

Пластовая температура, 0C

87

87

87

87

87

89

89

89

88

92

92

Вязкость пластовой  нефти, мПа.с

1,52

1,52

1,52

1,59

1,44

1,41

1,41

1,41

1,43

1,08

1,08

Вязкость пластовой  воды, мПа.с

0,36

0,36

0,36

0,36

0,36

0,35

0,35

0,35

0,35

0,35

0,35

Соотношение вязкостей  нефти и воды

4,2

4,2

4,2

4,4

4,0

4,0

4,0

4,0

4,1

3,1

3,1

Плотность нефти  в пов. усл., кг/м3

889

883

880

880

884

881

884

885

887

887

886

Плотность нефти  в пл. усл., кг/м3

775

775

775

784

765

771

771

771

770

753

753

Содержание серы в нефти, %

1,34

1,03

1,11

1,32

1,08

1,14

1,30

1,30

1,26

1,21

1,13

Содержание парафина в нефти, %

2,03

3,43

2,30

2,65

2,35

2,42

2,80

2,80

2,57

2,48

2,64

Газосодержание, м3

72

72

72

64

80

77

77

77

80

87

87

Газовый фактор, м3

63

63

63

54

71

69

69

69

70

82

82

Начальные балансовые запасы нефти (С12), тыс.т.

                     

- утвержденные  ГКЗ

75745

3227

15009

142804

195348

6929

665775

8804

141075

1021268

75886

Коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

                     

- утвержденный ГКЗ

0,100

0,100

0,100

0,226

0,231

0,100

0,385

0,178

0,187

0,227

0,142

Начальные извлекаемее  запасы, тыс.т.

7551

323

1501

32318

45172

693

256188

1564

26412

231552

10746

Информация о работе Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность