Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки

курсовой проект.doc

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
По дисциплине «Нефтегазопромысловая геология»
Тема: Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки
Месторождение: Чикулаевское
Пласт (объект): турней
Исполнитель: студент гр. ГНГ-05-1
Курсовой проект защищен с оценкой
История открытия месторождения и проектирования разработки месторождении 4
Тектоническая характеристика месторождения 10
Нефтегазоносность и строение продуктивных пластов 16
Свойства пластовых флюидов .26
Основные положения технологической схемы разработки месторождения .28
Текущее состояние разработки месторождения и эксплуатационного объекта выбранного для исследования ..31
Гидродинамические исследования и методы интенсификации добычи на месторождении ..3410. Особенности исследуемого эксплутационного объекта и обоснование выбранной темы курсовой работы 44
Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки .45
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты района работ
Рис.3.1. Выкопировка из тектонической схемы
Рис.7.1-7.2. Рисунки насосов
Рис.8.1. График разработки пл. Т1
Рис.11.1 Карта текущей эксплуатации на 01.07.2007
Рис.11.2 Карта текущей эксплуатации на 01.01.2008
Табл.1.1. Региональные геолого- геофизические исследования
Табл.5.1. Поверхностные и пластовые свойства коллекторов
Табл.6.1-6.3. Основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов.
Табл.8.1. Основные показатели разработки
Табл.8.2. Сравнение проектных и фактических показателей
Список графических приложений:
Граф. прил.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез
Граф. прил.2. Структурная карта по отражающему горизонту III
Граф. прил.3. Структурная карта по отражающему горизонту IIп
Граф. прил.4. Структурная карта по отражающему горизонту IIk
Граф. прил.5. Структурная карта по отражающему горизонту I
Граф. прил.67. Геологический профиль месторождения
Граф. прил.8 10. Карты изобар
Граф. прил.9. Структурная карта по кровле Турнейского нефтяного пласта Т1
Свою первую производственную практику я проходил на предприятии нефтедобывающего комплекса ЦДНГ-1. Продолжительность практики составляла 6 недель с 30 июня по 10 августа 2008 года.
В административном отношении Чикулаевское месторождение расположено в Чернушинском районе Пермской области в 10 км южнее города Чернушка в 15 км юго-западнее Павловского нефтегазового месторождения.
От областного центра месторождение находится к югу в 168 км. Связь с областным центром осуществляется по Горьковской железной дороге через г.Екатеринбург а также автотранспортом по трассе Чернушка- Кукуштан- Пермь.
Гидрографическая сеть в районе развита слабо. Площадь Чикулаевского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып протекающих в меридиональном направлении одна западнее другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш Атняшка - левые притоки Таныпа; Трунок Бизяр - правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.
Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов Чикулаевского месторождения и населенных пунктов находящихся на территории месторождения производится от существующей системы фильтровально-насосной станции на р.Б.Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов.
Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой кленом березой и осиной. Долины рек покрыты мелким кустарником нередко заболочены.
Основными полезными ископаемыми является нефть и газ среди прочих можно отметить глины галечник песчаники которые имеют лишь местное значение.
Тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» я выбрала для того чтобы рассмотреть эффективна ли применяемая система разработки.
Для своей курсовой работы я собрал следующий графический материал:
-обзорная карта района работ;
-сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;
-выкопировка из тектонической схемы;
-структурные карты по всем отражающим горизонтам;
-геологический профиль;
-карты изобар на 2 даты: 1.01.07г и 1.01.08г
-карты эксплуатации на 2 даты: 1.07.07г и 1.01.08г а также практически весь текстовый материал.
История открытия Чикулаевского месторождения и проектирование разработки
Чикулаевское нефтяное месторождение открыто в 1983 году при бурении поисково-оценочных скважин. Открытию Чикулаевского месторождения предшествовали региональные и детальные геолого- геофизические исследования которые приведены в таблице:
Геологичес-кая и аэро-геологичес-кая съемка
Масштаб 1:25000 1:200000. Установлено пологое погружение верхнепермских отложений на запад.
Масштаб 1:1000000. Магнитное поле характеризуется общим нарастанием значений ΔТα в восточном направлении
Масштаб 1:50000 1:100000. Отмечено погружение опорного электрического горизонта отождествленного с кровлей ирен-ского горизонта в западном направлении.
Масштаб 1:100000 1:200000. Возрастание значений изоаномал силы тяжести происходит в восточном направлении.
Сейсмо-разведка МОГТ
Масштаб 1:25000 1:50000. Подготовлена Чикулаевская Южинская выявлен ряд приподнятых участков. На Чикулаевской структуре проведены также работы по методике «илансъемки».
Структурно-поисковое бурение
структурно-поисковых скважин. Плотность бурения 0.33 сквкм2 изучен разрез пермских отложений. Подготовлены Труш-никовская и Этышская структуры.
Поисково-разведочное бурение
Пробурено 16 скв.5 плотность бурения 0.27 сквкм2. Открыто Чикулаевское Этышское Трушниковское Южинское месторождения нефти Чернушинской группы месторождений (залежи в каменноугольных и девонских отложениях).
Проведен в 5 разведочных и 2 структурных скважинах и 12 углубленных скважин.
По материалам бурения и испытания поисковых и разведочных скважин специалистами ПермНИПИнефть в 1984 г. были подсчитаны и утверждены в ЦКЗ запасы нефти. Извлекаемые запасы нефти категорий С1+С2 по месторождению в целом составили 462 тыс.т.
На базе этих запасов в 1985 году ПермНИПИнефть составлена технологическая схема разработки утверждённая ПО Пермнефть.
В 1985 году месторождение введено в пробную эксплуатацию. С 1985 года по 1989 год месторождение разбуривалось и разрабатывалось по технологической схеме.
После разбуривания было уточнено представление о геологическом строении установлены промышленные запасы нефти в пластах Тл2-а и Бб. На Восточно-Южинском поднятии выявлена промышленная нефтеносность в пластах Тл Бб и Т.
На 1.01.1987 года в ПермНИПИнефть был произведён пересчёт запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти по месторождению в целом по категории С1 составили 1248 тыс.т.
В 1988 году на базе уточнённых запасов нефти составлена «Технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения» в которой было намечено бурение дополнительных скважин.
В 1996 году ПермНИПИнефть проведен анализ разработки месторождения и пересмотрены запасы нефти в сторону увеличения.
В 2004 году в связи с составлением «Дополнения к технологической схеме разработки Чикулаевского месторождения» уточнены запасы нефти и газа. Проведен пересчет запасов объемным методом и через геологическую модель.
По состоянию на 1.11.2004 года на балансе РГФ стоят запасы нефти в количестве: 7150 тыс.т балансовые 2209 тыс.т извлекаемые.
Месторождение находиться на третьей стадии разработки.
Стратиграфия Чикулаевского месторождения
В пределах антеклизы беламорско-карельский фундамент разделен зонами разломов на блоки. Беломорские гранито-гнейсы выявленные мозаичному характеру аномалий региональных магнитных и гравитационных полейокаймляются более обширными зонами карелид которые представлены сланцами и гнейсами с абсолютным возрастом AR – PR1. Глубина залегания фундамента здесь составляет 7-8 км.
Геологический разрез Чикулаевского месторождения изучен на максимальную глубину 2171 м по материалам поисковых разведочных и эксплуатационных скважин и представлен породами от четвертичного до верхне-рифейского возраста.
В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Русской платформы утвержденная в 1988 году.
Осадочная толща представленная рифейским вендским и палеозойским комплексами пород залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
Сводный геолого-стратиграфический разрез представлен в граф. прил.1
Протерозойская группа-Prt2
Представлена только верхним комплексом отложений в обьеме рифейских и вендских толщ.
Рифейский комплекс пород-Prt2 R
В разрезе данной территории рифейский комплекс пород сложен алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми линзовидными переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 79 м.
Вендский комплекс пород-Prt2V
Вендские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми линзовидными переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 41 - 112 м.
Палеозойская группа-Pz
Данные отложения залегают несогласно на отложениях вендского комплекса и представлены девонской каменноугольной и пермской системами. Кембрийская ордовикская и силурийская системы отсутствуют в разрезе в результате перерыва в осадконакоплении.
Девонская система представлена двумя отделами - средним и верхним. Нижний отдел и эйфельский ярус отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении. Отложения живетского яруса среднего отдела девонской системы залегают в стратиграфическом несогласии на отложениях вендского комплекса верхнего протерозоя.
Средний отдел девонской системы представлен живетским ярусом. Эйфельский ярус отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Живетский ярус сложен терригенными породами толщиной 5-18 м. Представлены алевролитами песчаниками нефтенасыщенными.
Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами и залегает согласно на отложениях среднего отдела.
Франский ярус представлен нижним средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус-D3fr1
Нижний подъярус представлен пашийским тиманским горизонтами.
Отложения пашийского горизонта толщиной 2-5 м представлены алевролитами песчаниками и аргиллитами.
Тиманский горизонт сложен алевролитами песчаниками и аргиллитами.. Толщина горизонта 7-16м. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт – III.
Средний подъярус-D3fr2
Средний подъярус представлен саргаевским доманиковым горизонтами.
Саргаевский горизонт
Саргаевсие отложения представлены известниками темно-серыми крепкими. Мощность 6-9м.
Доманиковый горизонт
Доманиковые отложения преставлены известняками темно-серыми крепкими. Мощность 18-22 м.
Верхний подъярус-D3fr2
Верхнефранские отложения представлены известняками и доломитами. Мощность 72-235м.
Фаменские отложения представлены известняками и доломитами толщиной от 187 до 547м.
Каменноугольная система-С
Каменноугольная система представлена нижним средним и верхним отделами и залегает согласно на фаменских отложениях верхнедевонской системы.
Нижний отдел представлен турнейским визейским+серпуховским ярусами.
Отложения турнейского яруса представлены известняками толщиной 79-175 м. К кровле турнейского яруса приурочен отражающий горизонт-IIп.
Визейский-Серпуховский ярус-C1v+s
Визейский ярус представлен нижним средним и верхневизейским+нижне- и верхнесерпуховским подъярусами.
Нижний подъярус представлен кожимским надгоризонтом.
Кожимский надгоризонт
Кожимские отложения представлены радаевским и бобриковским горизонтами. Косьвинский горизонт в разрезе отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Радаевские отложения представлены песчаниками алевролитами и аргиллитами. Мощность 4-13 м.
Бобриковский горизонт
Бобриковские отложения представлены переслаивающимися глинистыми песчаниками алевролитами и аргиллитами толщиной 12-37 м.
Средний подъярус представлен окским+заборьевским+старобешевским надгоризонтом.
Окский+заборьевский+старобешевский надгоризонт
Окские+заборьевские+старобешевские надгоризонт представлен тульским горизонтом.
Тульский горизонт-С1tl
Тульские отложения представлены внизу тульскими терригенными отложениями (tlт) алевролитов и песчаников толщиной 11-37 м. вверху- тульскими карбонатными отложениями (tlк) известняков толщиной 22-29 м. К кровле тульских терригенных отложений приурочен отражающий горизонт-IIk.
Верхневизейский+нижне- и верхнесерпуховский подъярус
Верхневизейские+нижне- и верхнесерпуховские отложения сложены известняками и доломитами. Мощность 12-311 м.
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирские отложения представлены известняками с прослоями конгломерато-брекчий. Мощность 27-66 м. К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт-Iп.
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Представлен верейским и каширским горизонтом.
Верейский отложения представлены переслаивающимися известняками и аргиллитами толщиной 47-60 м.
Каширские отложения представлены известняками. Мощность 42-87 м.
Верхний подъярус представлен двумя горизонтами: подольским и мячковским.
Подольские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 69-112 м.
Мячковские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 74-101 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Мощность 82-167 м.
Представлена двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел представлен сакмарским+ассельским артинским и кунгурским ярусами.
Сакмарский+ассельский ярус-Р1s+as
Представлены известняками и доломитами. Мощность 143-221 м.
Артинские отложения представлены известняками.Мощность 121-309 м.
Кунгурский ярус-Р1kg
Кунгурский ярус представлен филипповским и иренским горизонтом.
Филипповский горизонт
Представлен доломитами с тонкимим прослоями известняков. Мощность 29 м.
Иренский отложения представлены доломитоми и ангидритами. Мощность 100 м.
Верхнепермские отложения представлены песчаниками и доломитами. Мощность 40-110 м.
Мезозойская группа-MZ
Триасовая -Т юрская-J меловая-К системы отсутствуют в разрезе месторождения в результате перерыва в осадконакопления.
Кайнозойская группа-KZ
Кайнозойская группа представлена четвертичной системой. Палеогеновая и неогеновая система в разрезе отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении.
Четвертичная система-Q
Четвертичная система несогласно залегает на позднепермских отложениях и представлена суглинками глинами мощностью до 34 м.
В результате рассмотрения основных этапов истории геологического развития можно констатировать что на протяжении всей палеозойской эры неоднократно возникали условия благоприятные для накопления мощных терригенных толщ содержащих как глинистые так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород палеозоя являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования а наличие выдержанных по площади коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.
Тектоника Чикулаевского месторождения
В современном региональном тектоническом плане территория Чикулаевского месторождения приурочена сочленению Татышлинского выступа и Дубовогорской террасы (структуры 2-го порядка) осложняющих северный склон Башкирского свода (структура 1-го порядка). К структурам третьего порядка относятся Северный и Южный купола Восточно-Южинское и Северо-Этышское поднятия (Рис.3.1).
Рассмотрим более подробно тектонику Чикулаевского нефтяного месторождения на основе структурных карт по отражающим горизонтам (ОГ III ОГ IIп ОГ IIк ОГ I ). (граф. приложения 2 – 5).
По ОГ III (связанному с кровлей терригенных отложений тиманского горизонта). Иллюстрируется графическим приложением 2.
В пределах рассматриваемой территории наблюдается моноклинальное залегание слоев с простиранием с северо-запада на юг осложненное различными структурными элементами: приподнятыми участками прогибами выступами. По замкнутой изогипсе –1830 м выделяется Северный купол размерами 28 14 км амплитудой 7м.
По ОГ IIп (приуроченному к кровле турнейского яруса). Иллюстрируется графическим приложением 3.
В связи с тектоническими нарушениями в последевонское время образуется антиклинальная складка. В связи с чем месторождение представляет собой многокупольное поднятие. В пределах рассматриваемой территории прослеживается четыре замкнутые структуры.
Северный купол: имеет размеры 09×07 км по изогипсе -1220 м амплитуда 5м.
Южный купол: имеет размеры 17×13 км по замкнутой изогипсе -1240 м при амплитуде 10 м.
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола представляет собой брахиантиклиналь его размеры 29×17 км по изогипсе -1250 м амплитуда 9 м.
Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 23×17 км по изогипсе -1250 м амплитуда 24м.
По ОГ IIк (приуроченному к кровле тульских терригенных отложений). Иллюстрируется графическим приложением 4.
Происходит унаследование структуры т.е. в пределах рассматриваемой территории также прослеживаются четыре замкнутые структуры но структура немного видоизменяется.
Северный купол: имеет размеры 22×18 км по изогипсе -1200 м при амплитуде 42м угол наклона его восточного крыла которое круче западного составляет 4° (амплитуда структуры увеличивается до 42м также увеличивается и его размер с 09×07км до 22×18км).
Южный купол: имеет размеры 24×10 км по замкнутой изогипсе -1200 м амплитуда 24 м ( амплитуда структуры увеличивается с 10м до 24м также увеличивается и его размер с 17×13 км до 24×10км).
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола представляет собой брахиантиклиналь его размеры 29×17 км по изогипсе -1200 м амплитуда 12 м ( амплитуда структуры увеличивается с 9м до 12м размер структуры сохраняется).
Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 08×06 км по изогипсе -1210 м. амплитуда 19м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 19м также уменьшается и его размер с 23×17 км до 08×06км).
По ОГ I (приуроченному к кровле башкирских отложений). Иллюстрируется графическим приложением 5.
В пределах рассматриваемой территории прослеживается многокупольное поднятие. Структурный план по кровле отложений башкирского яруса во многих чертах схож с тульской структурной поверхностью.
Северный купол: размеры в пределах замыкающей изогипсы -830м составляют 1608 км амплитуда - 15 м (амплитуда структуры уменьшается с 42м до 15м также уменьшается и его размер с 22×18 км до 16×08км).
Южный купол: в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 2507 км амплитуда - 5 м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 5м увеличивается размер с 24×10 км до 25×07км).
Восточно-Южинское поднятие: представляет собой купол размеры в пределах замыкающей изогипсы -850 м составляют 1910 км амплитуда - 16 м (амплитуда структуры увеличивается с 12м до 16м но уменьшается его размер с 29×17 км до 19×10км).
Северо-Этышское поднятие: представляет собой купол в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 0906км амплитуда - 2 м (амплитуда структуры уменьшается с 19м до 2м но увеличивается его размер с 08×06 км до 09×06км).
Вверх по разрезу отмечается выполаживание структур.
В качестве вывода можно отметить совпадение структурных планов по всем отражающим горизонтам что является из наиболее благоприятных условий для образования залежей углеводородов.
Гидрогеология Чикулаевского месторождения
Чикулаевское месторождение расположено на восточной окраине Восточно - Русского артезианского бассейна и принадлежит к восточной части Волго - Камского артезианского бассейна второго порядка. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью в пределах месторождения выделяются два гидродинамических этажа: верхний и нижний разделенные карбонатно-сульфатными отложениями иренского горизонта. Толщина флюидоупора изменяется от 40 до 122 м.
Верхний гидродинамический этаж объединяет зоны активного и затруднённого водообмена с земной поверхностью. В основном он сложен верхнепермскими и частично нижнепермскими отложениями. Нижний гидродинамический этаж содержащий углеводородные залежи характеризуется застойным режимом подземных вод.
ВЕРХНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ
Водоносный локально - слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт. В долине р. Быстрый Танып и его притоков развиты грунтовые воды аллювиальных отложений. Уровень грунтовых вод определяется количеством атмосферных осадков. Воды горизонта эксплуатируются колодцами глубиной 3-11м.
Слабоводоносный локально-водоносный шешминский терригенный комплекс (P2ss). Водосодержащими породами комплекса являются песчаники алевролиты и аргиллиты мергели и известняки. Водоупорами служат глины и песчаники нетрещиноватые разности пород. Дебит родников составляет 02-07 лсек дебит скважин – 08-44 лсек. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией 03-05 гл но в пределах почти всего Чернушинского района на землях которого расположено месторождение возможно неглубокое залегание минерализованных вод. Это обусловлено с одной стороны загипсованностью пород нижней части шешминского водоносного комплекса с другой – подъемом глубинных вод по трещинам в сводах поднятий Чернушинского вала. Здесь возможно увеличение концентраций сульфатов и общей минерализации вод. Пресные воды гидрокарбонатно-кальциевого состава распространены до глубин 50 - 60 реже 100 м. Они обладают хорошими питьевыми качествами и широко используются населением для водоснабжения.
НИЖНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ
Верхнекаменноугольно - нижнепермский водоносный комплекс карбонатных пород в районе месторождения изучен недостаточно. Перекрывающий его иренский горизонт кунгурского яруса сложенный чередующимися ангидритовыми и карбонатными пачками пород в западной части района является регионально выдержанным водоупором. При сравнительно неглубоком (45 - 192 м) залегании на Чикулаевском месторождении иренские отложения водоносны. Так в процессе структурно - поискового бурения на соседней Тюйской площади водоносные горизонты встречены в верхней и нижней частях иренских отложений соответствующих лунежской и неволинской пачкам. Воды сульфатно - кальциевого состава с минерализацией 1.7 - 4.3 гл и содержанием сероводорода до 51 мгл (скв. К-18).
Водосодержащие породы верхнекаменноугольно – нижнепермского водоносного комплекса вскрываются большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин на глубинах 180 - 270 м. Водопритоки различной интенсивности отмечались из верхней и нижней частей филипповских и из прикровельной части артинских отложений. Практически все скважины самоизливали сероводородной водой.
Судя по региональным закономерностям нижнепермские отложения насыщены водами сульфатно - кальциевого и хлоридно – сульфатно - натриевого состава с минерализацией от 3 до 10 гл. Содержание сероводорода в них достигает 285 мгл. В небольших количествах присутствуют микрокомпоненты в мгл: бром 38 йод 1.5 бор 22 аммоний 16.
Московский водоносный комплекс терригенно - карбонатных пород включает в себя мячковские подольские каширские и верейские отложения. Покрышкой комплекса служат нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты. Это подтверждается гидродинамическими испытаниями подольско – мячковских отложений 80 % которых представлены “сухими” объектами .
Водосодержащие проницаемые пласты выделяются в основном в каширском и верейском горизонтах. Они составляют 57 % от общего количества объектов гидродинамических исследований отложений этих горизонтов.
В породах комплекса распространены поровый и трещинно – поровый типы коллекторов. Водоносные породы верейских отложений (пласт В3В4) залегают ниже абсолютной отметки минус 798 м. Их коллекторские и фильтрационные свойства весьма неоднородны.
Подземные воды представлены рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации (отношение rNarCl) вод изменяется от 0.63 до 0.78 коэффициент сульфатности - от 0.10 до 0.82. Воды в основном полностью насыщены сульфатами кальция.
По концентрации микрокомпонентов воды относятся к категории промышленных бромных и йодно - бромных. Сероводород обнаружен в подземных водах верейских и мячковских отложений в количестве от 15 - 378 до 1177 мгл.
Комплекс представлен гранулярно - обломочными палеокарстовыми и субэндогенными подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Эффективная часть разреза башкирских отложений в основном представлена пористой средой фильтрации окско – серпуховских - трещинно-каверновой.
Водонасыщенные породы башкирских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 821- 825 м. Их пористость и проницаемость определённые по анализу керна и по геофизическим данным отличаются большой изменчивостью.
Подземные воды окско – серпуховско - башкирского водоносного комплекса - опреснённые рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 160 гл. По сравнению со смежными комплексами они характеризуются меньшим коэффициентом метаморфизации (0.86 - 0.87) и большим коэффициентом сульфатности (>1). Воды полностью насыщены сульфатами. В них присутствует сероводород в количестве от 66 до 104 мгл. Содержание микрокомпонентов понижено.
Нижне - средневизейский водоносный комплекс представлен преимущественно терригенными породами кожимского надгоризонта и тульского горизонта визейского яруса. Региональным флюидоупором комплекса являются глинистые известняки верхней части тульского горизонта. Толщина флюидоупора на большей части месторождения не превышает 5 м.
Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитовыми и аргиллитовыми. Его эффективная часть представлена седиментационно - гранулярным и седиментационно - трещинным типами геофильтрационных сред. В основном здесь распространены поровые коллекторы.
Подземные воды комплекса - высокометаморфизованные (0.69 - 0.73) рассолы хлоркальциевого типа. Им свойственна низкая сульфатность коэффициент сульфатности вод изменяется в диапазоне от 0.004 до 0.12. Дефицит сульфатного насыщения достигает 96 %.
Воды являются промышленными йодно - бромными. Присутствие сероводорода не характерно. В небольших количествах он обнаружен в водах тульских отложений.
Верхнедевонско - турнейский водоносный комплекс охватывает карбонатную часть разреза включая саргаевские отложения. Перекрывающий флюидоупор представлен плотными неяснослоистыми часто глинистыми турнейскими известняками и аргиллитами кожимского надгоризонта. Его толщина изменяется от 4 - до 15 м.
Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. В его разрезе развит карстовый тип геофильтрационной среды. Эффективная часть комплекса представлена палеокарстовым и гранулярно-обломочным подтипами неэффективная - субэндогенным.
Средне - верхнедевонский водоносный комплекс состоит из преимущественно терригенных отложений тиманского и пашийского горизонтов нижнефранского подъяруса и живетского и эйфельского ярусов.
Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный перекрывающий флюидоупор комплекса. Он представлен существенно глинистыми породами среди которых локально встречаются пласты песчаников (пласт Д0) и прослои нижне- и среднетиманских известняков и алевролитов. На исследуемой площади толщина покрышки изменяется от 7 до 17 м.
Источником хозяйственно - питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных шешминских отложений.
В настоящее время состав попутных вод сильно изменён по сравнению с первоначальным составом пластовых вод. Судя по результатам химических анализов в настоящее время содержание промышленно ценных компонентов в пробах вод отобранных из промысловых сооружений (ДНС УПН и УСУ) в основном ниже промышленных концентраций: йода в пробах в среднем 5.71 мгл стронция - 240.25 мгл цезия - 2.75 мгл калия – 881.25 мгл. Бор рубидий литий промышленных концентраций не достигли и в пластовых водах.
Таким образом несмотря на большие объёмы попутно добываемых вод они неперспективны по содержанию промышленно ценных компонентов и Чикулаевское месторождение не может быть рекомендовано для их промышленной эксплуатации.
Нефтегазоностность и строение продуктивных пластов Чикулаевского месторождения
В разрезе Чикулаевского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):
верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1).
нижне-средневизейский терригенный (пласты Тл2-а Тл2-б Бб1 Бб2 Мл).
верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш1).
верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).
Раздел иллюстрируется геологическим профилем месторождения (Приложение 6 7).
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность установлена на Северном и Южном куполах Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.
А)Залежь пластовая сводовая размерами 20х23 км этаж нефтеносности – 60 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 58 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 14% проницаемость 0047 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1268 м. Промышленная нефтеносность связана с пористыми разностями известняков и доломитов. Покрышкой служат плотные разности карбонатных пород.
Б)Коэффициенты характеризующие степень неоднородности коллекторов:
гидропроводность 24 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 120 см2с;
продуктивность 37 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1485 МПа;
давление насыщения нефти газом 78 МПа;
текущее пластовое давление 1528 МПа;
А)Залежь пластовая сводовая размерами 10х13 км высота залежи – 30 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 12% проницаемость 0069 мкм2 . Площадь водонефтяной зоны значительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 94 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1255 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 32 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 199 см2с;
продуктивность 22 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1487 МПа;
Восточно-Южинское поднятие
А)Залежь пластовая сводовая водоплавающая размерами 10х16 км высота залежи – 20 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 812 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 13% проницаемость 0135 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1260 м.
гидропроводность 42 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 378 см2с;
продуктивность 56 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 146 МПа;
пластовая температура 26°С;
Северо-Этышское поднятие
А)Залежь пластовая сводовая размерами 07х09 км высота залежи – 40 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 88 м в среднем равна 10 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 14% проницаемость 0365 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1261 м.
гидропроводность 164 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1193 см2с;
продуктивность 136 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1472 МПа;
давление насыщения нефти газом 82 МПа;
пластовая температура 265°С;
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Пласт промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях. Покрышкой пласта служат аргиллиты толщиной 1-3 м. Залегает в кровле терригенной части тульского горизонта.
Общая толщина пласта составляет 28-124 м.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 17х22 км высота залежи – 40 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 11 м в среднем – 20 м пористость 22% проницаемость 0436мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м с учетом ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 136 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1487 см2с;
продуктивность 80 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1407 МПа;
давление насыщения нефти газом 85 МПа;
пластовая температура 25°С;
А) Залежь пластовая сводовая размерами залежи 15х15 км высота залежи – 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 28 м в среднем – 13 м пористость 20% проницаемость – 0124 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 085х17 км высота залежи – 35м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 11 м пористость 22% проницаемость 0642 мкм2 в среднем выделяется 165 пропластка доля коллекторов в общем объеме составляет 45%. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
гидропроводность 344 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 2652 см2с;
продуктивность 116 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1447 МПа;
пластовая температура 24°С;
А) Залежь пластовая сводовая размерами 065х08 км высота залежи – 25 м. Водонефтяная зона незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 24 м пористость 20% проницаемость 0116 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1196 м по промыслово-геофизическим исследованиям и результатам опробования скважин.
гидропроводность 55 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 785 см2с;
продуктивность 2 тсут МПа2;
В)начальное пластовое давление 1395 МПа;
пластовая температура 23°С;
Раздел с пластом Тл2-а представлен хорошо прослеживаемой толщей аргиллитов толщиной 25 м. Промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах Северо-Этышском поднятии.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 15х17 км высота залежи – 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина изменяется от 06 м до 52 м в среднем – 20 м. пористость 23% проницаемость 0523 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1205 м.
гидропроводность 150 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 2209 см2с;
продуктивность 141 тсут МПа;
давление насыщения нефти газом 885 МПа;
А) Залежь пластовая сводовая размерами залежи 10х12 км высота залежи – 25 м. Эффективная толщина 04 м – 116 м пористость 23% проницаемость 0587 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1209 м.
гидропроводность 846 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 3133 см2с;
продуктивность 350 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1414 МПа;
А) Залежь пластовая сводовая размерами 055х07 км высота залежи – 20м. Эффективная толщина пласта изменяется от 06 м до 24 м в среднем равна 13 м пористость 22% проницаемость 0039 мкм2 . Доля коллекторов в объеме пласта составляет 38% количество пропластков в среднем 17. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м.
гидропроводность 13 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 147 см2с;
продуктивность 235 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1424 МПа;
давление насыщения нефти газом 810 МПа;
пластовая температура 235°С;
Покрышкой пласта служат аргиллиты (до 4 м). Пласт распространен не по всей площади. Промышленно нефтеносен на Северном куполе и Северо-Этышском поднятии.
А) Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 095х13 км высота залежи – 20 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина колеблется от 04 м до 56 м пористость 18% проницаемость 0056 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1208 м.
гидропроводность 052 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 140 см2с;
продуктивность 061 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1421 МПа;
давление насыщения нефти газом 80 МПа;
пластовая температура 255°С;
А) Размеры залежи составляют 07х09 км высота залежи – 35 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта изменяется от 06 м до 24 м пористость 21% проницаемость 1820 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1228 м.
гидропроводность 271 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 4058 см2с;
продуктивность 88 тсут МПа;
На значительной площади Чикулаевского месторождения пласт замещен плотными породами. Пласт промышленно нефтеносен на Восточно-Южинском поднятии. Эффективная часть представлена алевролитами и песчаниками.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 06х09 км высота залежи – 15 м. Водонефтяной зоны незначительна. Общая толщина пласта изменяется от 38 м до 61 м.Эффективная толщина пласта колеблется от 06 м до 52 м пористость 20% проницаемость 0306 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 12285 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 84 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 760 см2с;
продуктивность 55 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1448 МПа;
давление насыщения нефти газом 705 МПа;
Выдержанная по площади пачка аргиллитов (1-2 м) служит покрышкой для малиновского пласта. Пласт распространен не по всей площади нефтеносен на Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.
А)Залежь пластовая сводовая размерами 07х12 км высота залежи – 15м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 56 м пористость 20% проницаемость 0333 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1238 м.
гидропроводность 38 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 653 см2с;
продуктивность 25 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 145 МПа;
давление насыщения нефти газом 725 МПа;
А)Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи составляют 055х06 км высота залежи – 25 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 40 м в среднем равна 18 м пористость 23% проницаемость 0704 мкм2 . Доля коллекторов в общем объеме пласта составляет 44% количество пропластков колеблется от 2 до 3. ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 1230 м.
гидропроводность 110 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1635 см2с;
продуктивность 92 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 147 МПа;
давление насыщения нефти газом 88 МПа;
пластовая температура 275°С;
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Продуктивный пласт залегает ниже стратиграфической кровли яруса на 2-5 м непосредственно под уплотненными породами. Пласт промышленно нефтеносен на Северном куполе.
А) Залежь водоплавающая размерами 10х11 км наивысшее положение на структуре занимает скв. 12 (-8152 м) этаж нефтеносности – 108 м. Общая толщина пласта Бш1 изменяется от 116 до 22 м при эффективной толщине 12-68 м пористость 15% проницаемость 0183 мкм2 . ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 826 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 286 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 597 см2с;
продуктивность 24 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 988 МПа;
давление насыщения нефти газом 60 МПа;
пластовая температура 21°С;
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленно нефтеносен на Северном куполе. Залегает в подошве верейского горизонта коллектором являются доломитизированные реже детритовые известняки.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 10х12 км высота залежи – 138 м. Общая толщина пласта колеблется от 66 до 84 м пористость 17% проницаемость 0038 мкм2 . В пределах пласта выделяется от 2 до 5 проницаемых пропластков. Площадь водонефтяной зоны значительна. ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 804 м
гидропроводность 23 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 354 см2с;
продуктивность 29 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 96 МПа;
давление насыщения нефти газом 695 МПа;
пластовая температура 19°С;
Пласты имеющие карбонатный тип коллектора: пласт Т1 является среднепроницаемым на Северном и Южном куполах и хорошо проницаемым на Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях по значениям пористости относится к пористым установлен на всех поднятиях; пласт Бш1– среднепроницаемый относится по пористости к пористым.
Пласты имеющие терригенный тип коллектора: пласт Тл2-а – хорошо проницаемый на всех поднятиях по значениям пористости относится к высокопористым на Северном куполе и Восточно-Южинском поднятии к среднепористым – на Южном куполе и Северо-Этышском поднятии; пласт Тл2-б – хорошо проницаемый на Северном и Южном куполах и среднепроницаемым на Северо-Этышском поднятии по значениям пористости относится к высокопористым на всех поднятиях; пласт Бб1 – очень проницаемый и относится к высокопористым на Северо-Эышском поднятии среднепроницаемый и относится к среднепористым на Северном куполе; пласт Бб2 – хорошо проницаемый по значениям пористости относится к среднепористым; пласт Мл – хорошо проницаемый на всех поднятиях относится по пористости к высокопористым на Северо-Этышском поднятии и к среднепористым на Восточно-Южинском поднятии.
Пласты имеющие терригенно-карбонатный тип коллектора: пласт В3В4 – среднепроницаемый относится по пористости к среднепористым.
Таким образом можно сказать что коллекторские свойства пород вверх по разрезу практически не изменяются. Т.е. закономерного уменьшения или увеличения неоднородности вверх по разрезу не наблюдается.
На основании приведенных данных можно сделать вывод о том что пласты имеющие терригенный тип коллектора обладают гораздо лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и гидродинамическими характеристиками чем пласты сложенные карбонатными и терригенно-карбонатными коллекторами.
Свойства пластовых флюидов Чикулаевского месторождения
Отбор и исследования проб пластовых флюидов производили в 1983-85 гг. Качественная информация по свойствам пластовой нефти получена на Северо-Чикулаевском куполе из отложений тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1). Из пластов Бш1 Тл2-а Бб1 отобраны глубинные пробы которые характеризовали нефть на той или иной стадии дегазирования. Информация полученная по ним после интерполяции до истинного Рнас использована для определения достоверных параметров пластовой нефти. Устьевые пробы нефти изучены из этих же отложений а также из пласта В3В4.
Основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов приведены в таблицах 6.1 6.2 6.3.
Основные физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Давление насыщения нефти газом МПа
Газонасыщенность м3т
Плотность нефти в пластовых усл. гсм3
Плотность разгазированной нефти гсм3
Вязкость нефти в пластовых усл. мПа·с
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании нефти д. ед
Основные физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях
Температура насыщения парафином °С
Температура застывания °С
Массовое содержание %
Основные физико-химические свойства газа
Компонентный состав газа разгазированной и пластовой нефти (в %):
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Т1 - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а - тяжелая вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-б - средняя по плотности вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб1 - тяжелая вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе – 004%.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб2 - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе – 009%.
Пластовая нефть пласта Мл - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Газ классифицируется как малоазотный малометановый высокожирный содержание сероводорода – 1.53%.
Поверхностная нефть пласта Бш1 - тяжелая вязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Газ выделившийся из нефти при дифференциальном дегазировании низкоазотный малометановый высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта В3В4 - средняя по плотности вязкая смолистая парафинистая сернистая с высоким содержанием (около 50%) бензинокеросиновых компонентов - по этим показателям нефть весьма похожа на поверхностную нефть. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
Таким образом можно сказать что основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов вверх по разрезу практически не изменяются.
Товарная характеристика нефти обуславливается ее свойствами на поверхности. Нефти Чикулаевского месторождения сернистые поэтому процессам переработки должна предшествовать сероочистка. Средний выход бензинокеросиновых фракций пласт В3В4 и пласт Мл. Они могут использоваться для получения автомобильных бензинов. Керосиновые дистилянты нефтей после предварительной сероочистки могут использоваться для получения осветительных керосинов. Высококипящая часть нефтей может служить сырьем для получения летнего дизельного топлива. Нефтяной газ рекомендуется использовать в нефтехимическом производстве.
Основные положения технологической схемы разработки или проекта разработки Чикулаевского месторождения
Согласно технологической схеме 2004 года проектный фонд составляет 56 скважин. Из пробуренных на месторождении 56 скважин 28 скважин находятся в действующем добывающем фонде 2 – добывающие бездействующие 4 – нагнетательные 5 скважин дают техническую воду 12 находятся в консервации и 5 скважин ликвидированы после бурения.
В данном проектном документе на Чикулаевском месторождении выделено 15 самостоятельных объектов разработки:
на Северо-Чикулаевском куполе - 5 объектов разработки:
- верейский (залежь нефти пласта В3) – искусственный водонапорный режим очаговая система заводнения сетка скважин 300х300м КИН=0302.
- башкирский (залежь нефти пласта Бш1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0317.
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 400х400м КИН=0445.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0316.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурно-очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0328.
на Южно-Чикулаевском куполе - 2 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0435.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0363.
на Восточно-Южинском поднятии - 4 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пласта Тл2-а) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0379.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб2) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 250х250м КИН=0409.
- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200мКИН=0252.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0345.
на Северо-Этышском поднятии - 4 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0439.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200м. КИН=0515.
- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200м КИН=0292.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) – искусственный водонапорный режим очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0314.
Описание способов эксплуатации
Данные установки относятся к классу бесштанговых установок. ЭЦН предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти воды и газа. ЭЦН эксплуатируются в основном высокодебитные скважины. Работа установки происходит следующим образом. Электроток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю и электродвигателю и приводит его в действие: электродвигатель вращает вал колеса и приводит таким образом в действие центробежный насос. Во время работы происходит всасывание жидкости центробежным насосом через фильтр установленный на приеме насоса и нагнетание его по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того над насосом устанавливают спускной клапан через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины (рис. 7.1).
Эксплуатация нефтяных скважин ШГН является наиболее распространенным способом добычи нефти. Современными ШГН можно добывать нефть с глубин до 3000 метров а также эксплуатировать скважины с дебитом жидкости от долей тонны до нескольких сотен тонн в сутки. Работа ШГН происходит следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан под давлением жидкости снизу открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт т.к. на него действует давление столба жидкости находящейся в насосно-компрессорных трубах. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан под давлением жидкости находящейся под плунжером закрывается а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывания жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосно-компрессорных трубах а при ходе вниз - вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют глубинный насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины (рис. 7.2).
Запроектированная система разработки соответствует геологической модели месторождения и является экономически эффективной.
Рис.7.1 - ЭЦН Рис.7.2 - ШГН
Текущее состояние разработки Чикулаевского месторождения и эксплуатационного объекта выбранного для исследования
А) Анализ графика разработки по турнейскому эксплуатационному объекту(Рис.8.1)
Основные показатели разработки Северного купола приведены в таблице 8.1.
стадия: С 1987-1988гг.- период пробной эксплуатации залежи. Начальное Рпл равнялось 1485 МПа текущее Рпл не изучалось. В этот период максимальное число добывающих скважин составляло 6: № 10 11 16 17 18 и 19. В 1987 года годовой отбор нефти составлял 7798 тыс.т. а добыча жидкости 8892 тыс. т. Среднегодовой дебит по залежи был равен 99 тсутки. Вода в продукции скважин в незначительном количестве стала появляться с 1987 г. К 1988 г. ее весовое значение составило 143% и в дальнейшем наблюдалось постепенное увеличение. Такие колебания обводненности по пласту можно объяснить введением в эксплуатацию новых безводных скважин.
В 1988 году начали работу на турнейскую залежь ещё 6 скважин: №12 13 14 15 24 и 25. Максимальный отбор нефти составлял 2301 тыс. т. Начальный дебит нефти новых скважин составлял 73 - 84 тсутки. К концу года в продукции новых скважин появилась вода. Максимальная добыча жидкости на 1988 год составила 2701 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн.
стадия (1988-1990): С 1988 года прослеживается снижение добычи нефти и жидкости. С 1989 года в связи со снижением пластового давления в залежи была организована закачка воды – 005 тыс. м3. накопленная компенсация составляла 20% и постепенно росла.
В 1989 году введено 5 новых добывающих скважин: 27 29 32 33 и 34. Фонд действующих скважин составил 15. Добыча нефти и жидкости идет на спад прослеживается увеличение обводненности продукции и уровня закачиваемой воды. Отбор нефти на 1991 год достиг 8387 тыс. т. а отбор жидкости до 1132 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн. Начальный дебит нефти новых скважин изменялся в пределах 23 – 40 тсутки. Пластовое давление в течение 2 стадии колеблется на уровне 147 МПа. Все новые скважины имели в продукции воду от 43 до 110%. Средняя обводнённость в целом по залежи составляла 202%. Процент воды составлял 259%.Уровень закачиваемой воды составлял 1825 тыс. м3 накопленная компенсация – 452%.
стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 14 тсутки среднегодовая обводнённость – 315%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 459%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.
С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.
В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.
В 1999 году выбыли из действующего фонда 4 добывающие скважины из-за низких дебитов и высокой обводнённости.
С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. Фонд добывающих скважин в течение пяти лет оставался постоянным – 9 скважин.
В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти – 505 тыс. т. жидкости – 7191 тыс. т.
По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7456 тыс.т. (темп годового отбора – 126%) добыча жидкости – 8716 тыс.т обводнённость продукции – 145%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19007 тыс.м3. Накопленная добыча нефти равна 151954 тыс.т (264 % от утверждённых НИЗ) жидкости – 19927 тыс.т попутного газа – 6986 млн.м3. Накопленная закачка воды – 187976 тыс.м3.
Б) Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 8.2.
Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 г.г. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.
В) Анализ энергетического состояния скважин(Приложение 8)
Начальное пластовое давление Рнач составляет 148 МПа. Давление насыщения Рнас 78 МПа. Средневзвешенное значение пластового давления Рвзв по залежи в целом составляет 136 МПа что ниже Рнач но выше Рнас. Среднее давление в зоне отбора Ротб116 МПа в зоне закачки Рзак – 137 МПа. Перепад давления между зонами нагнетания и отбора в среднем составляет 21 МПа. В районе скважин 38 16 12 и др. наблюдаются локальные воронки депрессии. Для залежи в целом характерна общая воронка депрессии.
Гидродинамические исследования и методы интенсификации добычи на Чикулаевском месторождении
А) Применяемые гидродинамические методы исследования скважин их суть и назначение:
На месторождении применяют 2 гидродинамических метода исследования скважин: метод установившихся отборов и метод не установившихся отборов.
Гидродинамические исследования скважин проводятся с целью определения геометрических фильтрационных и гидродинамических характеристик пласта при известных величинах давления и дебита.
Гидродинамические исследования (ГДИ) скважин Чикулаевского месторождения проводились в разведочный период и в период эксплуатации.
Метод установившихся отборов. Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости газов их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q) пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило число режимов не менее трех. Изменение режима работы в разных скважинах достигается по-разному:
В добывающих фонтанных скважинах – меняют диаметр штуцера в скважинах с ШГН – изменяют длину хода штока или число качаний в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скважине.
В нагнетательных скважинах – изменяют расход воды.
При исследовании скважины применяют не менее трех установившихся режимов ( при отсутствии разницы в замерах забойного давления и дебита в течении 12 – 48 часов режим считается установившимся). При установившемся режиме производят замер Рзаб. По полученным замерам строят индикаторные диаграммы (пример индикаторной диаграммы см. рис.9.1).
Индикаторная диаграмма описывается уравнением n – определяет выпуклость кривой и зависит от изменения коэффициента проницаемости в ПЗП в связи со смыканием трещин; от изменения упругих свойств флюидов и пластов; из-за самого изменения режима работы скважины. - характеризует добывные возможности скважины является величиной постоянной при установившемся режиме работы (количество нефти добытое из скважины при снижении Рпл до величине Рзаб). При условии что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации дебит скважин можно рассчитать из формулы Дюпюи.
Кпр – проницаемость hp – эффективная работающая толщина пласта ΔР – депрессия н – вязкость нефти R – радиус дренажа (влияния скважины) r – радиус долота С – поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру и по степени вскрытия пласта. Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики которые называются комплексными:
) коэффициент проницаемости
) Гидропроводность – характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью в единицу времени при напорном градиенте давления равном 1:
) Коэффициент проводимости - характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.
) Коэффициент пьезопроводости – коэффициент упругой емкости пласта. . Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы ж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости п.с. – коэффициент сжимаемости пористой среды.
Метод неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Позволяет определить фильтрационные характеристики пласта при неустановившемся режиме работы скважины. Суть метода состоит в прослеживании времени восстановления давления после изменения режима работы в скважине.
В добывающих скважинах процессе добычи нефти вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии т.е. в радиусе влияния скважины величина Рпл уменьшается до Рзаб и соответствует величине отбора. Последующая остановка скважины ведет к постепенному восстановления Рзаб вплоть до величины Рпл. Время восстановления давления зависит от фильтрационных характеристик пласта и литологического состава. График восстановления давления называется КВД – кривая восстановления давления.
С помощью КВД можно определить Рпл Рзаб ΔP Кпрод коэффициент приемистости а также рассчитать комплексные характеристики ( α ) приведенный радиус скважины R.
Результаты ГДИ пласта Т1 приведены в таблице 9.1.
Геотермический градиент оС100 м
Обводненность весовая %
Продуктивность тсут Мпа
Гидропроводность мкм2 сммПа с
Пьезопроводность см2с
Б) Обоснование необходимости применения методов интенсификации добычи нефти для пластов и для скважин:
Исходя из коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств нефтей продуктивных пластов Чикулаевского месторождения были подобраны одновозрастные продуктивные пласты месторождений-аналогов. Исходя из результатов проведения обработок ПЗП и особенностей геологического строения продуктивных пластов физико-химических свойств нефтей на Чикулаевском месторождении и месторождениях-аналогах рекомендуются к проведению на данном месторождении по степени ожидаемой эффективности следующие технологии:
Для повышения эффективности физических методов воздействия рекомендуется комплексное воздействие на продуктивный пласт сочетающее в себе применение как физических методов воздействия на ПЗП так и химических.
- В качестве водоизолирующих составов на добывающих и нагнетательных скважинах рекомендуется применение реагентов Полисил ДФ СНПХ-9633 эмульсионной композиции ЭМКО.
Также для проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на Чикулаевском месторождении рекомендуется применение гелеобразующих вязкоупругих составов с регулируемым индукционным периодом гелеобразования на основе ПАА хромпика и восстановителя гидрофобных эмульсий. Эти составы обладают достаточной прочностью для закупорки пор не дают усадки стойки к воздействию агрессивных пластовых флюидов не поддаются вымыванию из порового пространства призабойной зоны пласта.
Для интенсификации добычи нефти на Чикулаевском месторождении можно рекомендовать локальное бурение вторых стволов и горизонтальных скважин в продуктивном пласте.
Рекомендуется применение физико-химических методов воздействия – ТГХВ и виброволнового воздействия.
Реализация АВ в промысловых условиях осуществлена с помощью аппаратуры ААВ-310 разработанной фирмой “Интенсоник К” (Екатеринбург). Прибор оснащен магнитостракционными излучателями и имеет следующие параметры: частота 21 кГц интенсивность излучения до 8 Втсм2 диаметр и длина скважинного снаряда соответственно 42 и 2200 мм. Коэффициент успешности обработок четырех скважин 100%. Технология АВ рекомендуется для обработок ПЗП на Этышском месторождении в комплексе с составами серии КСПЭО.
- С целью интенсификации притока нефти (уменьшение скин-фактора) к добывающим скважинам рекомендуется применение кислотных составов серии КСПЭО (кислотные составы противоэмульсионные). Для обработки терригенных продуктивных пластов глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т для обработки карбонатных продуктивных пластов- составы КСПЭО-2 КСПЭО-СК (сухокислотный состав).
Кислотный состав КСПЭО-2 обладает рядом преимуществ.
Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе КСПЭО-2 - нефть (табл. 9.2).
Межфазное натяжение на границе КСПЭО-2 с нефтями ряда месторождений
Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий приводивших к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой вплоть до отсутствия притока нефти (табл.9.3).
Вязкость продуктов реакции после обработки КСПЭО-2
При использовании разработанного КСПЭО-2 эмульсии не образуются даже при наличии минерализованной воды и продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры что и до обработки ее КСПЭО-2.
Кислотный состав КСПЭО-2 обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1-2 мм. При диспергировании в соляной кислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.
Скорость коррозии образцов из стали ст.3 в кислотном составе КСПЭО-2 не превышает 02 гм2ч что согласуется с требованиями ТУ предъявляемыми к ингибированной соляной кислоте.
Кислотный состав КСПЭО-2 является продуктом крупнотоннажного производства выпускается в г.Перми.
- Для обработки терригенных продуктивных пластов с глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т.
Кислотный состав КСПЭО-3Т обладает рядом преимуществ по сравнению с глинокислотой.
Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе кислотный состав – нефть. В табл. 3.5.2.5 показана сравнительная характеристика межфазного натяжения глинокислоты и КСПЭО-3Т с различными нефтями.
Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий способных привести к осложнениям при освоении скважин после кислотной обработки. Характер взаимодействия различных кислотных составов с нефтями приведен в таблице 9.4.
Результаты взаимодействия кислотных составов с нефтями
При использовании КСПЭО-3Т эмульсии не образуются даже в присутствии продуктов реакции кислотного состава с породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры что и до обработки ее кислотным составом.
Замедление скорости реакции состава с породой в 2 раза выше по сравнению с глинокислотой.
КСПЭО-3Т обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1 мм. При диспергировании в глинокислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.
После обработки образцов керна составом КСПЭО-3Т проницаемость для нефти возрастает на 30-50%.
Состав КСПЭО-СК поставляется в виде одной сухой композиции.
Ингибированный сухой кислотный реагент на основе производных азотной кислоты воздействующий на компоненты карбонатных пород-коллекторов нефти.
Использование сухого кислотного реагента позволяет обеспечить снижение транспортных расходов при перевозке химреагента; безопасность транспортировки и хранения а также улучшение производственной безопасности и условий труда в процессе приготовления состава.
Отсутствие необходимости хранения сухого кислотного реагента в стальных емкостях исключает проблему связанную с быстрым ухудшением качества соляной кислоты и составов на ее основе при хранении в емкостях не оборудованных специальной защитой от агрессивного воздействия кислот.
Состав КСПЭО-СК характеризуется повышенной проникающей способности в нефтенасыщенную часть пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «кислотный состав – нефть» (=007-01 мНм) эффективно предотвращает образование стойких нефтекислотных эмульсий.
Характеристика товарного продукта.
Поставка компонентов КСПЭО-СК осуществляется следующим образом:
Сухой кислотный реагент – в полиэтиленовых мешках (15 25 50 кг).
Приготовление рабочего раствора КСПЭО-СК осуществляется путем растворения его компонентов в пресной воде. Рекомендуемый расход реагентов на приготовление 1 м3 рабочего раствора КСПЭО-СК:
Сухой кислотный реагент ~125 кг
Пресная водаостальное
Основные физико-химические свойства рабочего раствора КСПЭО-СК
Плотность гсм3105-106
Межфазное натяжение на границе с нефтью мНм007-01
Скорость растворения стали Ст.3 гм2·час03-035
Растворяющая способность по
отношению к СаСО3 кгт45-47
Скорость растворения СаСО3 (мрамор) гм2·час
Скорость растворения доломита гм2·час
Образование стойких эмульсий осадков сгустков
при взаимодействии с нефтямиотсутствует
Преимуществом КСПЭО-СК является замедленная скорость его реакции с карбонатом кальция в том числе при высоких температурах позволяет увеличить глубину обработки пласта (для 12%-ной НС1 скорость реакции с мрамором при 20С порядка 10000 гм2·час).
СКС может использоваться также в коллекторах сложенных доломитами.
Расход рабочего раствора КСПЭО-СК в карбонатных коллекторах составляет 15-2 м3 на 1 метр нефтенасыщенной толщины пласта с учетом коэффициента охвата.
Для вызова притока жидкости из скважины после кислотной обработки призабойной зоны рекомендуется применять метод импульсно-депрессионного воздействия на пласт (ИДВ) с целью создания мгновенной депрессии на пласт очищения призабойной зоны от продуктов реакции кислотных составов с породой и вовлечения в работу низкопроницаемых пропластков.
ВВВ нефтью совместно с КСПЭО-3Т рекомендуются к применению на добывающих скважинах терригенных продуктивных пластов с удовлетворительной герметичностью цементного кольца низа эксплуатационной колонны.
Область применения КСПЭО-3ТН и КСПЭО-2Н.
Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками: привносимыми с закачиваемой водой выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:
- КСПЭО-3ТН – для нагнетательных скважин с терригенными коллекторами в которые осуществляется закачка пресной воды.
- КСПЭО-2Н - для нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами а также для скважин в которые осуществляется закачка соленой или подтоварной воды.
Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.
Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.
Технология прошла промысловые испытания на эксплуатирующихся и осваиваемых после бурения скважинах. Обработка ПЗП по предлагаемой технологии позволила восстановить гидродинамическую связь скважин с пластом и освоить их с высокими дебитами по нефти.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Накопленная добыча нефти
Добыча нефтяного газа
Закачка воды годовая
Накопленная закачка воды
Действующий фонд добыв.
скважин на конец года
Действующий фонд нагн.
скважин на конец года
Ср. дебит добыв. скважин
Ср. приемистость нагнет. скв.
Особенности исследуемого эксплуатационного объекта и обоснование выбранной темы курсовой работы
В данной курсовой работе будет изучен пласт Т1 в качестве объекта исследований для раскрытия темы «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки».
Чикулаевское месторождение находится на третьей стадии разработки. Это видно из графика разработки (рис.8.1). Его характеристики были рассмотрены выше в главе 8.
На Чикулаевском нефтяном месторождении выявлено 15 эксплуатационных объектов: на Северном куполе: В3 Бш1 Тл2-а+Тл2-б Бб1 Т1; на Южном куполе: Тл2-а+Тл2-б Т1; на Восточно-Южинском поднятии: Тл2-а Бб2 Мл Т1; на Северо-Этышском поднятии: Тл2-а+Тл2-б Бб1 Мл Т1.
Для исследования я выбрал объект Т1. Нефтенасыщенная часть пласта сложена известняками коричневато-серыми мелкозернистыми крепкими.
К пласту Т1 приурочена залежь пластово-сводового типа. Эффективная толщина пласта изменяется от 04 до 812 м в том числе эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 04 до 383м.
По величине проницаемости (0154 мкм2) пласт хорошо проницаемый хотя все остальные пласты – среднепроницаемые; по коэффициенту пористости (1325%) относится к пористым. В целом по месторождению улучшение коллекторских свойств происходит вверх по разрезу таким образом можно сказать что породы пласта Т1 обладают хорошими коллекторскими свойствами по сравнению со свойствами пород вышележащих пластов.
Коллектора пласта характеризуются достаточно высокой степенью неоднородности в то время как все остальные пласты месторождения имеют незначительную степень неоднородности. Можно отметить что пласт Т1 обладает наибольшим коэффициентом расчленённости (1327 д.ед.) по сравнению с другими пластами; высокая доля коллекторов (Кп=0453 д.ед.).
Накопленный отбор нефти по рассматриваемому эксплуатационному объекту составляет 1604 тыс.т.
Извлекаемые запасы пласта Т1 составляют 1432 тыс.т. от всех запасов месторождения; из них отнесены к категории С1 - 589 тыс.т (Северный купол) 49 тыс.т. (Южный купол) 54 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 27 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие); к категории В - 576 тыс.т (Северный купол) 49 тыс.т. (Южный купол) 53 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 35 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие). Основная часть всей добытой нефти в основном прослеживается на Северо – Чикулаевском куполе.Для написания специальной главы курсовой работы я выбрал тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» для того чтобы рассмотреть эффективность применяемой системы разработки.
Раздел иллюстрируется графическим приложением 9.
Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки
Начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 148 МПа давление насыщения нефти газом составляет 78 МПа.
Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар построенных на 1.07.2007 г. (граф. прил. 10).
На 1.07.2007 г. начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 148 МПа давление насыщения нефти газом составляет 78 МПа
среднее Рпл. в зонах отбора составляет 105 МПа в зонах закачки – 137 МПа.
По состоянию на 1.01.2007 г. в действующем фонде находятся 7 нагнетательных скважин из которых 5 скважин расположены на Северо-Чикулаевском куполе (районы скв.18 19 24 25 29) 1 скважина на Южно-Чикулаевском куполе (район скв.21) и 1 скважина на Восточно-Южинском поднятии (район скв.52).
При детальном анализе карт изобар на территории пласта Т1 были выявлены зоны пониженного Рпл. в районах добывающих скважин 14 17. В этих скважинах низкие значения Рпл. обусловлены плохими ФЕС пласта в их районе т.к. на протяжении всего периода эксплуатации данные скважин характеризовались низкими дебитами. Во всех остальных добывающих скважинах 16 20 27 35 36 наблюдаются средние и высокие значения Рпл. Это напротив связано с хорошими ФЕС пласта в районе этих скважин т.к. для них всегда были характерны высокие дебиты. В районе скважин 18 25 29 были выявлены зоны повышенного Рпл. Это обусловлено тем что данные скважины являются нагнетательными и через них производится интенсивная закачка под давлением рабочего агента в пласт.
Средняя величина депрессии составляет 1044 МПа (таблица 11.1).
Анализ карт текущих отборов.(на 1.07.2007 г.) (рис 11.1)
Весь исследуемый период эксплуатация залежи производилась через добывающие скважины 12 13 14 15 16 17 20 22 27 31 35 36 38; а закачка через нагнетательные скважины 18 19 21 24 25 29 52. Применяемый тип заводнения – внутриконтурное приконтурное и законтурное.
При построении графиков зависимости дебита нефти от Рпл. (рис.11.2) дебита жидкости от Рпл.(рис. 11.3) и обводненности от Рпл.(рис. 11.4) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.
Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар построенных на 1.01.2008 г. (граф. прил. 8).
На 1.01.2008 г. среднее Рпл. в зонах отбора составляет 116 МПа в зонах закачки – 137 МПа.
По состоянию на 1.01.2008 г. действующий фонд нагнетательных скважин не изменился. При изучении динамики Рпл. в добывающих скважинах 20 35 было выявлено снижение Рпл. а в скважинах 14 36 зафиксирован рост Рпл. В нагнетательных скважинах 18 25 29 было зафиксировано что Рпл не изменялось.
Средняя величина депрессии составляет 1106 МПа (таблица 11.2).
Анализ карт текущих отборов.(на 1.01.2008 г.) (рис 11.5)
При построении графиков зависимости дебита нефти от Рпл. (рис.10.6) дебита жидкости от Рпл.(рис. 10.7) и обводненности от Рпл.(рис. 10.8) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.
По графикам зависимости также видно что с увеличением Рпл. растут дебиты жидкости и обводненность.
Вывод: Для залежи характерна следующая зависимость: при уменьшении Рпл в зоне закачки давление в зоне отбора увеличивается.
По проведенным исследованиям можно сказать что применяемая система разработки является эффективной т.к. главное - чтобы продукция скважин не обводнялась и производилось регулирование дебитов в добывающих скважинах. Для этого необходимо производить оптимальную закачку в пласт так чтобы и продукция скважины не обводнялась и велось поддержание пластового давления.
По графикам зависимости дебита нефти от Рпл (рис 11.3) видно что с увеличением Рпл уменьшаются дебиты нефти.
По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.4) и обводненности от Рпл (рис11.5) видно что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости и обводненность. Скважины которые не попали в зависимость расположены вблизи линии нагнетания.
По графикам зависимости дебита нефти от Рпл (рис 11.6) видно что с увеличением Рпл уменьшаются дебиты нефти.
По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.7) видно что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости.
По графикам зависимости обводненности от Рпл (рис11.8) видно что с увеличением Рпл обводненность не возрастает. Скважины которые не попали в зависимость расположены вблизи линии нагнетания.
Исследовав характер влияния динамики пластового давления на текущее состояние разработки месторождения можно сделать вывод что применяемая система разработки является рациональной т.к. регулирование дебитов в добывающих скважинах выполняется эффективной системой ППД. Выбрана оптимальная величина закачки воды в пласт.
Для залежи характерна следующая зависимость: при уменьшении Рпл в зоне закачки давление в зоне отбора увеличивается.

1.История.doc

1. История открытия Чикулаевского месторождения и проектирование разработки
Чикулаевское нефтяное месторождение открыто в 1983 году при бурении поисково-оценочных скважин. Открытию Чикулаевского месторождения предшествовали региональные и детальные геолого- геофизические исследования которые приведены в таблице:
Геологичес-кая и аэро-геологичес-кая съемка
Масштаб 1:25000 1:200000. Установлено пологое погружение верхнепермских отложений на запад.
Масштаб 1:1000000. Магнитное поле характеризуется общим нарастанием значений ΔТα в восточном направлении
Масштаб 1:50000 1:100000. Отмечено погружение опорного электрического горизонта отождествленного с кровлей ирен-ского горизонта в западном направлении.
Масштаб 1:100000 1:200000. Возрастание значений изоаномал силы тяжести происходит в восточном направлении.
Сейсмо-разведка МОГТ
Масштаб 1:25000 1:50000. Подготовлена Чикулаевская Южинская выявлен ряд приподнятых участков. На Чикулаевской структуре проведены также работы по методике «илансъемки».
Структурно-поисковое бурение
структурно-поисковых скважин. Плотность бурения 0.33 сквкм2 изучен разрез пермских отложений. Подготовлены Труш-никовская и Этышская структуры.
Поисково-разведочное бурение
Пробурено 16 скв.5 плотность бурения 0.27 сквкм2. Открыто Чикулаевское Этышское Трушниковское Южинское месторождения нефти Чернушинской группы месторождений (залежи в каменноугольных и девонских отложениях).
Проведен в 5 разведочных и 2 структурных скважинах и 12 углубленных скважин.
По материалам бурения и испытания поисковых и разведочных скважин специалистами ПермНИПИнефть в 1984 г. были подсчитаны и утверждены в ЦКЗ запасы нефти. Извлекаемые запасы нефти категорий С1+С2 по месторождению в целом составили 462 тыс.т.
На базе этих запасов в 1985 году ПермНИПИнефть составлена технологическая схема разработки утверждённая ПО Пермнефть.
В 1985 году месторождение введено в пробную эксплуатацию. С 1985 года по 1989 год месторождение разбуривалось и разрабатывалось по технологической схеме.
После разбуривания было уточнено представление о геологическом строении установлены промышленные запасы нефти в пластах Тл2-а и Бб. На Восточно-Южинском поднятии выявлена промышленная нефтеносность в пластах Тл Бб и Т.
На 1.01.1987 года в ПермНИПИнефть был произведён пересчёт запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти по месторождению в целом по категории С1 составили 1248 тыс.т.
В 1988 году на базе уточнённых запасов нефти составлена «Технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения» в которой было намечено бурение дополнительных скважин.
В 1996 году ПермНИПИнефть проведен анализ разработки месторождения и пересмотрены запасы нефти в сторону увеличения.
В 2004 году в связи с составлением «Дополнения к технологической схеме разработки Чикулаевского месторождения» уточнены запасы нефти и газа. Проведен пересчет запасов объемным методом и через геологическую модель.
По состоянию на 1.11.2004 года на балансе РГФ стоят запасы нефти в количестве: 7150 тыс.т балансовые 2209 тыс.т извлекаемые.
Месторождение находиться на третьей стадии разработки.

доклад.doc

)Чикулаевское нефтяное месторождение открыто в 1983 году. Открытию месторождения предшествовали следующие детальные геолого- геофизические исследования: геологичес-кая и аэро-геологичес-кая съемка мгнито-разведка электро-разведка сейсмо-разведка структурно-поисковое бурение гавираз-ведка оисково-разведочное бурение сейсмо-каротаж.
В результате чего были составлены 3 технологические схемы разработки действующей явл. тех. схема разработки составленная в 2004 г. Месторождение назодится на 2 стадии разработки.
)В прделах антеклизы беламоро-карельский фундамент представлен породами с абсолютным возрастом АR-PR1 глубина залегания фундамента 7-8 км.
PZ отложения несогласно залегают на отложениях вендского комплекса и представлены Д С Р системами. Кембрий О S системы отсутствуют в разрезе в результате перерыва в осадконакоплении. Д1 и эйфельский ярус отсутствуют в
результате перерыва в осадконакоплении. Отложения живетского яруса Д2 несогласно залегают на отложениях вендского комплекса. Косьвинский горизонт отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении. Четвертичная система несогласно залегают на позднепермских отложениях. Т J К палеогеновая неогеновая системы отсутствуют в разрезе в результате перерыва в осадконакоплении. Тип разреза терригенно-карбонатный.
Зоны максимального развития терригенного комплекса пород PZ является наиболее благоприятными условиями для нефтегазообразования а наличие выдержанных по площади коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.
)В современном региональном тектоническом плане территория Чикулаевского месторождения осложняет северный склон Башкирского свода ( структура 1-го порядка) приурочена сочленению Татышлинского выступа и Дубовогорской террасы (структуры 2-го порядка). К структурам 3-го порядка относятся Северный и Южный купола Восточно-Южинское и Северо-Этышское поднятия.
ОГ III – моноклинальное залегание слоев осложняющее различными структурными элементами.
ОГ IIП - в связи с тектоническими нарушениями в последевонское время образуется антиклинальная складка. В связи с чем месторождение представляет собой многокупольное поднятие в пределах рассматриваемой территории прослеживается 4 замкнутые структуры.
ОГ IIК – прослеживается унаследование структуры. Увеличивается амплитуда и размеры структуры все кроме С-Э поднятия.
ОГ I – структурный план ОГ I во многих чертах схож со стр. планом ОГ IIК.
В качестве вывода можно отметить что Сев. купол сохраняется на всех стр. планах; совпадение стр. планов по ОГ IIП ОГ IIK ОГ I что является из наиболее благоприятных условий для образования залежей углеводородов.
)В пределах месторождения выделяется верхний и нижний гидродинамические этажи. Верхний – водоносный локально-слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт водоносный шешминский комплекс. Нижний – верхнекаменноугольно-нижнепермский московский подземные воды окско-серпуховского нижнее-средневизейский верхнедевонско-турнейский средне-верхнедевонский водоносные комплексы.
Источником хозяйственно - питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных шешминских отложений. По результатам химических анализов: йода в пробах в среднем 5.71 мгл стронция - 240.25 мгл цезия - 2.75 мгл калия – 881.25 мгл. Бор рубидий литий промышленных концентраций не достигли и в пластовых водах. Воды сульфатно - кальциевого состава с минерализацией 1.7 - 4.3 гл либо хлоридно – сульфатно - натриевого состава с минерализацией от 3 до 10 гл. Таким образом несмотря на большие объёмы попутно добываемых вод они неперспективны по содержанию промышленно ценных компонентов и Чикулаевское месторождение не может быть рекомендовано для их промышленной эксплуатации.
)В разрезе месторождения выделяются след. НГК: верхнедевонско-турнейский карбонатный ( Т1) нижнее-средневизейский терригенный ( Тл2-а Тл2-б Бб1 Бб2 Мл) верхневизейско-башкирский карбонатный (Бш1) верейский терригенно-карбонатный (В3В4).
На основании приведенных данных можно сделать вывод о том что пласты имеющие терригенный тип коллектора обладают гораздо лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и гидрохимическими характеристиками чем пласты сложенные карбонатными и терригенно-карбонатными коллекторами.
)Качественная информация по свойствам получена на Северо-Чикулаевском куполе из отложений Тл горизонта (Тл2-б) и турнейского яруса (Т1). Из Бш1 Тл2-а Бб1 отобраны глубинные пробы. В основном в пластовых и поверхностных условиях нефти - тяжелые высоковязкие либо вязкие смолистые парафинистые высокосернистые. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный во всех пластах.
Товарная характеристика нефти обуславливается ее свойствами на поверхности. Нефти Чикулаевского месторождения сернистые поэтому процессам переработки должна предшествовать сероочистка. Средний выход бензинокеросиновых фракций пласт В3В4 и пласт Мл. Они могут использоваться для получения автомобильных бензинов. Керосиновые дистилянты нефтей после предварительной сероочистки могут использоваться для получения осветительных керосинов. Высококипящая часть нефтей может служить сырьем для получения летнего дизельного топлива. Нефтяной газ рекомендуется использовать в нефтехимическом производстве.

9.ГДИ.doc

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НА ЧИКУЛЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
А) Применяемые гидродинамические методы исследования скважин их суть и назначение:
На месторождении применяют 2 гидродинамических метода исследования скважин: метод установившихся отборов и метод не установившихся отборов.
Гидродинамические исследования скважин проводятся с целью определения геометрических фильтрационных и гидродинамических характеристик пласта при известных величинах давления и дебита.
Гидродинамические исследования (ГДИ) скважин Чикулаевского месторождения проводились в разведочный период и в период эксплуатации.
Метод установившихся отборов. Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости газов их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q) пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило число режимов не менее трех. Изменение режима работы в разных скважинах достигается по-разному:
В добывающих фонтанных скважинах – меняют диаметр штуцера в скважинах с ШГН – изменяют длину хода штока или число качаний в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скважине.
В нагнетательных скважинах – изменяют расход воды.
При исследовании скважины применяют не менее трех установившихся режимов ( при отсутствии разницы в замерах забойного давления и дебита в течении 12 – 48 часов режим считается установившимся). При установившемся режиме производят замер Рзаб. По полученным замерам строят индикаторные диаграммы (пример индикаторной диаграммы см. рис.9.1).
Индикаторная диаграмма описывается уравнением n – определяет выпуклость кривой и зависит от изменения коэффициента проницаемости в ПЗП в связи со смыканием трещин; от изменения упругих свойств флюидов и пластов; из-за самого изменения режима работы скважины. - характеризует добывные возможности скважины является величиной постоянной при установившемся режиме работы (количество нефти добытое из скважины при снижении Рпл до величине Рзаб). При условии что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации дебит скважин можно рассчитать из формулы Дюпюи.
Кпр – проницаемость hp – эффективная работающая толщина пласта ΔР – депрессия н – вязкость нефти R – радиус дренажа (влияния скважины) r – радиус долота С – поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру и по степени вскрытия пласта. Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики которые называются комплексными:
) коэффициент проницаемости
) Гидропроводность – характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью в единицу времени при напорном градиенте давления равном 1:
) Коэффициент проводимости - характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.
) Коэффициент пьезопроводости – коэффициент упругой емкости пласта. . Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы ж – коэффициент сжимаемости пластовой жидкости п.с. – коэффициент сжимаемости пористой среды.
Метод неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Позволяет определить фильтрационные характеристики пласта при неустановившемся режиме работы скважины. Суть метода состоит в прослеживании времени восстановления давления после изменения режима работы в скважине.
В добывающих скважинах процессе добычи нефти вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии т.е. в радиусе влияния скважины величина Рпл уменьшается до Рзаб и соответствует величине отбора. Последующая остановка скважины ведет к постепенному восстановления Рзаб вплоть до величины Рпл. Время восстановления давления зависит от фильтрационных характеристик пласта и литологического состава. График восстановления давления называется КВД – кривая восстановления давления.
С помощью КВД можно определить Рпл Рзаб ΔP Кпрод коэффициент приемистости а также рассчитать комплексные характеристики ( α ) приведенный радиус скважины R.
Результаты ГДИ пласта Т1 приведены в таблице 9.1.
Восточно-Южинское поднятие
Северо-Этышское поднятие
Геотермический градиент оС100 м
Обводненность весовая %
Продуктивность тсут Мпа
Гидропроводность мкм2 сммПа с
Пьезопроводность см2с
Б) Обоснование необходимости применения методов интенсификации добычи нефти для пластов и для скважин:
Исходя из коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств нефтей продуктивных пластов Чикулаевского месторождения были подобраны одновозрастные продуктивные пласты месторождений-аналогов. Исходя из результатов проведения обработок ПЗП и особенностей геологического строения продуктивных пластов физико-химических свойств нефтей на Чикулаевском месторождении и месторождениях-аналогах рекомендуются к проведению на данном месторождении по степени ожидаемой эффективности следующие технологии:
Для повышения эффективности физических методов воздействия рекомендуется комплексное воздействие на продуктивный пласт сочетающее в себе применение как физических методов воздействия на ПЗП так и химических.
- В качестве водоизолирующих составов на добывающих и нагнетательных скважинах рекомендуется применение реагентов Полисил ДФ СНПХ-9633 эмульсионной композиции ЭМКО.
Также для проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на Чикулаевском месторождении рекомендуется применение гелеобразующих вязкоупругих составов с регулируемым индукционным периодом гелеобразования на основе ПАА хромпика и восстановителя гидрофобных эмульсий. Эти составы обладают достаточной прочностью для закупорки пор не дают усадки стойки к воздействию агрессивных пластовых флюидов не поддаются вымыванию из порового пространства призабойной зоны пласта.
Для интенсификации добычи нефти на Чикулаевском месторождении можно рекомендовать локальное бурение вторых стволов и горизонтальных скважин в продуктивном пласте.
Рекомендуется применение физико-химических методов воздействия – ТГХВ и виброволнового воздействия.
Реализация АВ в промысловых условиях осуществлена с помощью аппаратуры ААВ-310 разработанной фирмой “Интенсоник К” (Екатеринбург). Прибор оснащен магнитостракционными излучателями и имеет следующие параметры: частота 21 кГц интенсивность излучения до 8 Втсм2 диаметр и длина скважинного снаряда соответственно 42 и 2200 мм. Коэффициент успешности обработок четырех скважин 100%. Технология АВ рекомендуется для обработок ПЗП на Этышском месторождении в комплексе с составами серии КСПЭО.
- С целью интенсификации притока нефти (уменьшение скин-фактора) к добывающим скважинам рекомендуется применение кислотных составов серии КСПЭО (кислотные составы противоэмульсионные). Для обработки терригенных продуктивных пластов глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т для обработки карбонатных продуктивных пластов- составы КСПЭО-2 КСПЭО-СК (сухокислотный состав).
Кислотный состав КСПЭО-2 обладает рядом преимуществ.
Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе КСПЭО-2 - нефть (табл. 9.2).
Межфазное натяжение на границе КСПЭО-2 с нефтями ряда месторождений
Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий приводивших к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой вплоть до отсутствия притока нефти (табл.9.3).
Вязкость продуктов реакции после обработки КСПЭО-2
При использовании разработанного КСПЭО-2 эмульсии не образуются даже при наличии минерализованной воды и продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры что и до обработки ее КСПЭО-2.
Кислотный состав КСПЭО-2 обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1-2 мм. При диспергировании в соляной кислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.
Скорость коррозии образцов из стали ст.3 в кислотном составе КСПЭО-2 не превышает 02 гм2ч что согласуется с требованиями ТУ предъявляемыми к ингибированной соляной кислоте.
Кислотный состав КСПЭО-2 является продуктом крупнотоннажного производства выпускается в г.Перми.
- Для обработки терригенных продуктивных пластов с глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т.
Кислотный состав КСПЭО-3Т обладает рядом преимуществ по сравнению с глинокислотой.
Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе кислотный состав – нефть. В табл. 3.5.2.5 показана сравнительная характеристика межфазного натяжения глинокислоты и КСПЭО-3Т с различными нефтями.
Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий способных привести к осложнениям при освоении скважин после кислотной обработки. Характер взаимодействия различных кислотных составов с нефтями приведен в таблице 9.4.
Результаты взаимодействия кислотных составов с нефтями
При использовании КСПЭО-3Т эмульсии не образуются даже в присутствии продуктов реакции кислотного состава с породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры что и до обработки ее кислотным составом.
Замедление скорости реакции состава с породой в 2 раза выше по сравнению с глинокислотой.
КСПЭО-3Т обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1 мм. При диспергировании в глинокислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.
После обработки образцов керна составом КСПЭО-3Т проницаемость для нефти возрастает на 30-50%.
Состав КСПЭО-СК поставляется в виде одной сухой композиции.
Ингибированный сухой кислотный реагент на основе производных азотной кислоты воздействующий на компоненты карбонатных пород-коллекторов нефти.
Использование сухого кислотного реагента позволяет обеспечить снижение транспортных расходов при перевозке химреагента; безопасность транспортировки и хранения а также улучшение производственной безопасности и условий труда в процессе приготовления состава.
Отсутствие необходимости хранения сухого кислотного реагента в стальных емкостях исключает проблему связанную с быстрым ухудшением качества соляной кислоты и составов на ее основе при хранении в емкостях не оборудованных специальной защитой от агрессивного воздействия кислот.
Состав КСПЭО-СК характеризуется повышенной проникающей способности в нефтенасыщенную часть пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «кислотный состав – нефть» (=007-01 мНм) эффективно предотвращает образование стойких нефтекислотных эмульсий.
Характеристика товарного продукта.
Поставка компонентов КСПЭО-СК осуществляется следующим образом:
Сухой кислотный реагент – в полиэтиленовых мешках (15 25 50 кг).
Приготовление рабочего раствора КСПЭО-СК осуществляется путем растворения его компонентов в пресной воде. Рекомендуемый расход реагентов на приготовление 1 м3 рабочего раствора КСПЭО-СК:
Сухой кислотный реагент ~125 кг
Пресная водаостальное
Основные физико-химические свойства рабочего раствора КСПЭО-СК
Плотность гсм3105-106
Межфазное натяжение на границе с нефтью мНм007-01
Скорость растворения стали Ст.3 гм2·час03-035
Растворяющая способность по
отношению к СаСО3 кгт45-47
Скорость растворения СаСО3 (мрамор) гм2·час
Скорость растворения доломита гм2·час
Образование стойких эмульсий осадков сгустков
при взаимодействии с нефтямиотсутствует
Преимуществом КСПЭО-СК является замедленная скорость его реакции с карбонатом кальция в том числе при высоких температурах позволяет увеличить глубину обработки пласта (для 12%-ной НС1 скорость реакции с мрамором при 20С порядка 10000 гм2·час).
СКС может использоваться также в коллекторах сложенных доломитами.
Расход рабочего раствора КСПЭО-СК в карбонатных коллекторах составляет 15-2 м3 на 1 метр нефтенасыщенной толщины пласта с учетом коэффициента охвата.
Для вызова притока жидкости из скважины после кислотной обработки призабойной зоны рекомендуется применять метод импульсно-депрессионного воздействия на пласт (ИДВ) с целью создания мгновенной депрессии на пласт очищения призабойной зоны от продуктов реакции кислотных составов с породой и вовлечения в работу низкопроницаемых пропластков.
ВВВ нефтью совместно с КСПЭО-3Т рекомендуются к применению на добывающих скважинах терригенных продуктивных пластов с удовлетворительной герметичностью цементного кольца низа эксплуатационной колонны.
Область применения КСПЭО-3ТН и КСПЭО-2Н.
Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками: привносимыми с закачиваемой водой выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:
- КСПЭО-3ТН – для нагнетательных скважин с терригенными коллекторами в которые осуществляется закачка пресной воды.
- КСПЭО-2Н - для нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами а также для скважин в которые осуществляется закачка соленой или подтоварной воды.
Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.
Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.
Технология прошла промысловые испытания на эксплуатирующихся и осваиваемых после бурения скважинах. Обработка ПЗП по предлагаемой технологии позволила восстановить гидродинамическую связь скважин с пластом и освоить их с высокими дебитами по нефти.

10.особенности объекта (испр).doc

ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДУЕМОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОЙ ТЕМЫ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
В данной курсовой работе будет изучен пласт Т1 в качестве объекта исследований для раскрытия темы «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки».
Чикулаевское месторождение находится на третьей стадии разработки. Это видно из графика разработки (рис.8.1). Его характеристики были рассмотрены выше в главе 8.
На Чикулаевском нефтяном месторождении выявлено 15 эксплуатационных объектов: на Северном куполе: В3 Бш1 Тл2-а+Тл2-б Бб1 Т1; на Южном куполе: Тл2-а+Тл2-б Т1; на Восточно-Южинском поднятии: Тл2-а Бб2 Мл Т1; на Северо-Этышском поднятии: Тл2-а+Тл2-б Бб1 Мл Т1.
Для исследования я выбрал объект Т1. Нефтенасыщенная часть пласта сложена известняками коричневато-серыми мелкозернистыми крепкими.
К пласту Т1 приурочена залежь пластово-сводового типа. Эффективная толщина пласта изменяется от 04 до 812 м в том числе эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 04 до 383м.
По величине проницаемости (0154 мкм2) пласт хорошо проницаемый хотя все остальные пласты – среднепроницаемые; по коэффициенту пористости (1325%) относится к пористым. В целом по месторождению улучшение коллекторских свойств происходит вверх по разрезу таким образом можно сказать что породы пласта Т1 обладают хорошими коллекторскими свойствами по сравнению со свойствами пород вышележащих пластов.
Коллектора пласта характеризуются достаточно высокой степенью неоднородности в то время как все остальные пласты месторождения имеют незначительную степень неоднородности. Можно отметить что пласт Т1 обладает наибольшим коэффициентом расчленённости (1327 д.ед.) по сравнению с другими пластами; высокая доля коллекторов (Кп=0453 д.ед.).
Накопленный отбор нефти по рассматриваемому эксплуатационному объекту составляет 1604 тыс.т.
Извлекаемые запасы пласта Т1 составляют 1432 тыс.т. от всех запасов месторождения; из них отнесены к категории С1 - 589 тыс.т (Северный купол) 49 тыс.т. (Южный купол) 54 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 27 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие); к категории В - 576 тыс.т (Северный купол) 49 тыс.т. (Южный купол) 53 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 35 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие). Основная часть всей добытой нефти в основном прослеживается на Северо – Чикулаевском куполе.
Для написания специальной главы курсовой работы я выбрал тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» для того чтобы рассмотреть эффективность применяемой системы разработки.
Раздел иллюстрируется графическим приложением 9.

Табл 5.1.doc

А) структурно-литологическая
Б) геолого-промысловая
В) термодинамическая
эффекктивная нефтенасыщенная толщина м
гидропроводность мкм2 сммПа с
пьезопроводность см2с
продуктивность тсут Мпа
начальное пластовое давление МПа
давление насыщения нефти газом МПа
пластовая температура °С

6.Свойства пластовых флюидов.doc

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Отбор и исследования проб пластовых флюидов производили в 1983-85 гг. Качественная информация по свойствам пластовой нефти получена на Северо-Чикулаевском куполе из отложений тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1). Из пластов Бш1 Тл2-а Бб1 отобраны глубинные пробы которые характеризовали нефть на той или иной стадии дегазирования. Информация полученная по ним после интерполяции до истинного Рнас использована для определения достоверных параметров пластовой нефти. Устьевые пробы нефти изучены из этих же отложений а также из пласта В3В4.
Основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов приведены в таблицах 6.1 6.2 6.3.
Основные физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Давление насыщения нефти газом МПа
Газонасыщенность м3т
Плотность нефти в пластовых усл. гсм3
Плотность разгазированной нефти гсм3
Вязкость нефти в пластовых усл. мПа·с
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании нефти д. ед
Основные физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях
Температура насыщения парафином °С
Температура застывания °С
Массовое содержание %
Основные физико-химические свойства газа
Компонентный состав газа разгазированной и пластовой нефти (в %):
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Т1 - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а - тяжелая вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Тл2-б - средняя по плотности вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб1 - тяжелая вязкая смолистая парафинистая сернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе – 004%.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта Бб2 - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе – 009%.
Пластовая нефть пласта Мл - тяжелая высоковязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Газ классифицируется как малоазотный малометановый высокожирный содержание сероводорода – 1.53%.
Поверхностная нефть пласта Бш1 - тяжелая вязкая смолистая парафинистая высокосернистая. Газ выделившийся из нефти при дифференциальном дегазировании низкоазотный малометановый высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
В пластовых и поверхностных условиях нефть пласта В3В4 - средняя по плотности вязкая смолистая парафинистая сернистая с высоким содержанием (около 50%) бензинокеросиновых компонентов - по этим показателям нефть весьма похожа на поверхностную нефть. Нефтяной газ классифицируется как малометановый среднеазотный высокожирный содержание сероводорода в газе не обнаружено.
Таким образом можно сказать что основные физико-химические свойства и состав пластовых флюидов вверх по разрезу практически не изменяются.
Товарная характеристика нефти обуславливается ее свойствами на поверхности. Нефти Чикулаевского месторождения сернистые поэтому процессам переработки должна предшествовать сероочистка. Средний выход бензинокеросиновых фракций пласт В3В4 и пласт Мл. Они могут использоваться для получения автомобильных бензинов. Керосиновые дистилянты нефтей после предварительной сероочистки могут использоваться для получения осветительных керосинов. Высококипящая часть нефтей может служить сырьем для получения летнего дизельного топлива. Нефтяной газ рекомендуется использовать в нефтехимическом производстве.

7.основные положения техсхемы.doc

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ ИЛИ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Согласно технологической схеме 2004 года проектный фонд составляет 56 скважин. Из пробуренных на месторождении 56 скважин 28 скважин находятся в действующем добывающем фонде 2 – добывающие бездействующие 4 – нагнетательные 5 скважин дают техническую воду 12 находятся в консервации и 5 скважин ликвидированы после бурения.
В данном проектном документе на Чикулаевском месторождении выделено 15 самостоятельных объектов разработки:
на Северо-Чикулаевском куполе - 5 объектов разработки:
- верейский (залежь нефти пласта В3) – искусственный водонапорный режим очаговая система заводнения сетка скважин 300х300м КИН=0302.
- башкирский (залежь нефти пласта Бш1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0317.
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 400х400м КИН=0445.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0316.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурно-очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0328.
на Южно-Чикулаевском куполе - 2 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0435.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0363.
на Восточно-Южинском поднятии - 4 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пласта Тл2-а) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0379.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб2) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 250х250м КИН=0409.
- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200мКИН=0252.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) - искусственный водонапорный режим приконтурная система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0345.
на Северо-Этышском поднятии - 4 объекта разработки:
- тульский (залежь нефти пластов Тл2-а+Тл2-б) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует единичная скважина КИН=0439.
- бобриковский (залежь нефти пласта Бб1) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200м. КИН=0515.
- радаевский (залежь нефти пласта Мл) - естественный упруго-водонапорный режим система заводнения отсутствует сетка скважин 200х200м КИН=0292.
- турнейский (залежь нефти пласта Т1) – искусственный водонапорный режим очаговая система заводнения с обращенной 7-точечной сеткой скважин 300х300м КИН=0314.
Описание способов эксплуатации
Данные установки относятся к классу бесштанговых установок. ЭЦН предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти воды и газа. ЭЦН эксплуатируются в основном высокодебитные скважины. Работа установки происходит следующим образом. Электроток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю и электродвигателю и приводит его в действие: электродвигатель вращает вал колеса и приводит таким образом в действие центробежный насос. Во время работы происходит всасывание жидкости центробежным насосом через фильтр установленный на приеме насоса и нагнетание его по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того над насосом устанавливают спускной клапан через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины (рис. 7.1).
Эксплуатация нефтяных скважин ШГН является наиболее распространенным способом добычи нефти. Современными ШГН можно добывать нефть с глубин до 3000 метров а также эксплуатировать скважины с дебитом жидкости от долей тонны до нескольких сотен тонн в сутки. Работа ШГН происходит следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан под давлением жидкости снизу открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт т.к. на него действует давление столба жидкости находящейся в насосно-компрессорных трубах. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан под давлением жидкости находящейся под плунжером закрывается а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывания жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосно-компрессорных трубах а при ходе вниз - вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют глубинный насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины (рис. 7.2).
Запроектированная система разработки соответствует геологической модели месторождения и является экономически эффективной.
Рис.7.1 - ЭЦН Рис.7.2 - ШГН

8.тек. сост.разработки.doc

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ВЫБРАННОГО ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ
А) Анализ графика разработки по турнейскому эксплуатационному объекту(Рис.8.1) и
Основные показатели разработки Северного купола приведены в таблице 8.1.
стадия: С 1987-1988гг.- период пробной эксплуатации залежи. Начальное Рпл равнялось 1485 МПа текущее Рпл не изучалось. В этот период максимальное число добывающих скважин составляло 6: № 10 11 16 17 18 и 19. В 1987 года годовой отбор нефти составлял 7798 тыс.т. а добыча жидкости 8892 тыс. т. Среднегодовой дебит по залежи был равен 99 тсутки. Вода в продукции скважин в незначительном количестве стала появляться с 1987 г. К 1988 г. ее весовое значение составило 143% и в дальнейшем наблюдалось постепенное увеличение. Такие колебания обводненности по пласту можно объяснить введением в эксплуатацию новых безводных скважин.
В 1988 году начали работу на турнейскую залежь ещё 6 скважин: №12 13 14 15 24 и 25. Максимальный отбор нефти составлял 2301 тыс. т. Начальный дебит нефти новых скважин составлял 73 - 84 тсутки. К концу года в продукции новых скважин появилась вода. Максимальная добыча жидкости на 1988 год составила 2701 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн.
стадия (1988-1990): С 1988 года прослеживается снижение добычи нефти и жидкости. С 1989 года в связи со снижением пластового давления в залежи была организована закачка воды – 005 тыс. м3. накопленная компенсация составляла 20% и постепенно росла.
В 1989 году введено 5 новых добывающих скважин: 27 29 32 33 и 34. Фонд действующих скважин составил 15. Добыча нефти и жидкости идет на спад прослеживается увеличение обводненности продукции и уровня закачиваемой воды. Отбор нефти на 1991 год достиг 8387 тыс. т. а отбор жидкости до 1132 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн. Начальный дебит нефти новых скважин изменялся в пределах 23 – 40 тсутки. Пластовое давление в течение 2 стадии колеблется на уровне 147 МПа. Все новые скважины имели в продукции воду от 43 до 110%. Средняя обводнённость в целом по залежи составляла 202%. Процент воды составлял 259%.Уровень закачиваемой воды составлял 1825 тыс. м3 накопленная компенсация – 452%.
стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 14 тсутки среднегодовая обводнённость – 315%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 459%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.
С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.
В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.
В 1999 году выбыли из действующего фонда 4 добывающие скважины из-за низких дебитов и высокой обводнённости.
С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. Фонд добывающих скважин в течение пяти лет оставался постоянным – 9 скважин.
В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти – 505 тыс. т. жидкости – 7191 тыс. т.
По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7456 тыс.т. (темп годового отбора – 126%) добыча жидкости – 8716 тыс.т обводнённость продукции – 145%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19007 тыс.м3. Накопленная добыча нефти равна 151954 тыс.т (264 % от утверждённых НИЗ) жидкости – 19927 тыс.т попутного газа – 6986 млн.м3. Накопленная закачка воды – 187976 тыс.м3.
Б) Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 8.2.
Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 г.г. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.
В) Анализ энергетического состояния скважин(Приложение 8)
Начальное пластовое давление Рнач составляет 148 МПа. Давление насыщения Рнас 78 МПа. Средневзвешенное значение пластового давления Рвзв по залежи в целом составляет 136 МПа что ниже Рнач но выше Рнас. Среднее давление в зоне отбора Ротб116 МПа в зоне закачки Рзак – 137 МПа. Перепад давления между зонами нагнетания и отбора в среднем составляет 21 МПа. В районе скважин 38 16 12 и др. наблюдаются локальные воронки депрессии. Для залежи в целом характерна общая воронка депрессии.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Накопленная добыча нефти
Добыча нефтяного газа
Закачка воды годовая
Накопленная закачка воды
Действующий фонд добыв.
скважин на конец года
Действующий фонд нагн.
скважин на конец года
Ср. дебит добыв. скважин
Ср. приемистость нагнет. скв.

Табл5.1 испр.doc

А) структурно-литологическая
Б) геолого-промысловая
В) термодинамическая
эффекктивная нефтенасыщенная толщина м
гидропроводность мкм2 сммПа с
пьезопроводность см2с
продуктивность тсут Мпа
начальное пластовое давление МПа
давление насыщения нефти газом МПа
пластовая температура °С
пласеого-сводовя водоплавающая
пластого-сводовая литологически экранированная

3.Тектоника.doc

ТЕКТОНИКА ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В современном региональном тектоническом плане территория Чикулаевского месторождения приурочена сочленению Татышлинского выступа и Дубовогорской террасы (структуры 2-го порядка) осложняющих северный склон Башкирского свода (структура 1-го порядка). К структурам третьего порядка относятся Северный и Южный купола Восточно-Южинское и Северо-Этышское поднятия (Рис.3.1).
Рассмотрим более подробно тектонику Чикулаевского нефтяного месторождения на основе структурных карт по отражающим горизонтам (ОГ III ОГ IIп ОГ IIк ОГ I ). (граф. приложения 2 – 5).
По ОГ III (связанному с кровлей терригенных отложений тиманского горизонта). Иллюстрируется графическим приложением 2.
В пределах рассматриваемой территории наблюдается моноклинальное залегание слоев с простиранием с северо-запада на юг осложненное различными структурными элементами: приподнятыми участками прогибами выступами. По замкнутой изогипсе –1830 м выделяется Северный купол размерами 28 14 км амплитудой 7м.
По ОГ IIп (приуроченному к кровле турнейского яруса). Иллюстрируется графическим приложением 3.
В связи с тектоническими нарушениями в последевонское время образуется антиклинальная складка. В связи с чем месторождение представляет собой многокупольное поднятие. В пределах рассматриваемой территории прослеживается четыре замкнутые структуры.
Северный купол: имеет размеры 09×07 км по изогипсе -1220 м амплитуда 5м.
Южный купол: имеет размеры 17×13 км по замкнутой изогипсе -1240 м при амплитуде 10 м.
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола представляет собой брахиантиклиналь его размеры 29×17 км по изогипсе -1250 м амплитуда 9 м.
Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 23×17 км по изогипсе -1250 м амплитуда 24м.
По ОГ IIк (приуроченному к кровле тульских терригенных отложений). Иллюстрируется графическим приложением 4.
Происходит унаследование структуры т.е. в пределах рассматриваемой территории также прослеживаются четыре замкнутые структуры но структура немного видоизменяется.
Северный купол: имеет размеры 22×18 км по изогипсе -1200 м при амплитуде 42м угол наклона его восточного крыла которое круче западного составляет 4° (амплитуда структуры увеличивается до 42м также увеличивается и его размер с 09×07км до 22×18км).
Южный купол: имеет размеры 24×10 км по замкнутой изогипсе -1200 м амплитуда 24 м ( амплитуда структуры увеличивается с 10м до 24м также увеличивается и его размер с 17×13 км до 24×10км).
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола представляет собой брахиантиклиналь его размеры 29×17 км по изогипсе -1200 м амплитуда 12 м ( амплитуда структуры увеличивается с 9м до 12м размер структуры сохраняется).
Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 08×06 км по изогипсе -1210 м. амплитуда 19м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 19м также уменьшается и его размер с 23×17 км до 08×06км).
По ОГ I (приуроченному к кровле башкирских отложений). Иллюстрируется графическим приложением 5.
В пределах рассматриваемой территории прослеживается многокупольное поднятие. Структурный план по кровле отложений башкирского яруса во многих чертах схож с тульской структурной поверхностью.
Северный купол: размеры в пределах замыкающей изогипсы -830м составляют 1608 км амплитуда - 15 м (амплитуда структуры уменьшается с 42м до 15м также уменьшается и его размер с 22×18 км до 16×08км).
Южный купол: в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 2507 км амплитуда - 5 м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 5м увеличивается размер с 24×10 км до 25×07км).
Восточно-Южинское поднятие: представляет собой купол размеры в пределах замыкающей изогипсы -850 м составляют 1910 км амплитуда - 16 м (амплитуда структуры увеличивается с 12м до 16м но уменьшается его размер с 29×17 км до 19×10км).
Северо-Этышское поднятие: представляет собой купол в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 0906км амплитуда - 2 м (амплитуда структуры уменьшается с 19м до 2м но увеличивается его размер с 08×06 км до 09×06км).
Вверх по разрезу отмечается выполаживание структур.
В качестве вывода можно отметить совпадение структурных планов по всем отражающим горизонтам что является из наиболее благоприятных условий для образования залежей углеводородов.

Прил_П.3.6.21.dwg

граница категории С1 на 1.10.99.
III - Восточно-Южинское
IV - Северо-Этышское
разведочные скважины
ликвидированные скважины
скважины в консервации
эксплутационные скважины (забой)
пробуренные за отчетный период
Результаты испытаний:
зона замещения коллекторов плотными породами
Северо-Этышское поднятие
Расчет средневзвешенной нефтенасыщенной толщины
Восточно-Южинский купол
Оперативный подсчет и анализ состояния запасов
ЧИКУЛАЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
К отчету по теме N 39004-99
турнейского нефтяного пласта Т1
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин
Основа взята с плана расположения скважин
нач. отдела к.г.-м.н. Ю. И. Фадеев
Ответственный исполнитель:
внутренний контур нефтеносности на 1.10.99.
внешний контур нефтеносности и
Условные обозначения:
нефтенасыщенная толщина
внутренний контур нефтеносности
нефть с буровым раствором
абсолютная отметка кровли пласта
Геологическое строение и пересчет запасов
К отчету по договору N 2635
Подсчетный план по кровле турнейского
начальник отдела геологического
моделирования к.г.-м.н. Башков А. Н.
Восточно - Южинское поднятие
Северо - Чикулаевский купол
Северо - Этышское поднятие
Южно - Чикулаевский купол
К отчету по договору N 2708
Дополнение к технологической схеме разработки
Чикулаевского месторождения нефти
ГИТ отдела разработки
С Х Е М А Р А З М Е Щ Е Н И Я С К В А Ж И Н
переводимая под закачку
дающая техническую воду
переводимая на вышележащий объект
скв. ликвидированная
скв. нагнетательная в освоении
скв. проектная добывающая
скв. действующая добывающая
скв. добывающая действующая
пробуренная на другой пласт
скв. с боковым стволом

Прил_П.3.6.22.dwg

граница категории С1 на 1.10.99.
III - Восточно-Южинское
IV - Северо-Этышское
разведочные скважины
ликвидированные скважины
скважины в консервации
эксплутационные скважины (забой)
пробуренные за отчетный период
Результаты испытаний:
зона замещения коллекторов плотными породами
Северо-Этышское поднятие
Расчет средневзвешенной нефтенасыщенной толщины
Восточно-Южинский купол
Оперативный подсчет и анализ состояния запасов
ЧИКУЛАЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
К отчету по теме N 39004-99
турнейского нефтяного пласта Т1
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин
Основа взята с плана расположения скважин
нач. отдела к.г.-м.н. Ю. И. Фадеев
Ответственный исполнитель:
внутренний контур нефтеносности на 1.10.99.
внешний контур нефтеносности и
Условные обозначения:
нефтенасыщенная толщина
внутренний контур нефтеносности
нефть с буровым раствором
абсолютная отметка кровли пласта
Геологическое строение и пересчет запасов
К отчету по договору N 2635
Подсчетный план по кровле турнейского
начальник отдела геологического
моделирования к.г.-м.н. Башков А. Н.
Восточно - Южинское поднятие
Северо - Чикулаевский купол
Северо - Этышское поднятие
Южно - Чикулаевский купол
К отчету по договору N 2708
Дополнение к технологической схеме разработки
Чикулаевского месторождения нефти
ГИТ отдела разработки
С Х Е М А Р А З М Е Щ Е Н И Я С К В А Ж И Н
переводимая под закачку
дающая техническую воду
переводимая на вышележащий объект
скв. ликвидированная
скв. нагнетательная в освоении
скв. проектная добывающая
скв. действующая добывающая
скв. добывающая действующая
пробуренная на другой пласт
скв. с боковым стволом
скв. с боковым горизонтальным стволом

Прил_П.3.6.7.dwg

Восточно - Южинское поднятие
Северо - Чикулаевский купол
Северо - Этышское поднятие
Южно - Чикулаевский купол
К отчету по договору N 2708
Дополнение к технологической схеме разработки
Чикулаевского месторождения нефти
переводимая под закачку
дающая техническую воду
переводимая на вышележащий объект
скв. ликвидированная
Условные обозначения:
скв. нагнетательная в освоении
скв. проектная добывающая
скв. действующая добывающая
нефтенасыщенная толщина
скв. добывающая действующая
пробуренная на другой пласт
внутренний контур нефтеносности
внешний контур нефтеносности и
скв. с боковым стволом
Основа взята с плана расположения скважин
ЧИКУЛАЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
С Х Е М А Р А З М Е Щ Е Н И Я С К В А Ж И Н
Ответственный исполнитель:
переводимая с нижележащего объекта
переводимая под закачку

Прил_П.3.6.6.dwg

Восточно - Южинское поднятие
Северо - Чикулаевский купол
Северо - Этышское поднятие
Южно - Чикулаевский купол
К отчету по договору N 2708
Дополнение к технологической схеме разработки
Чикулаевского месторождения нефти
переводимая под закачку
дающая техническую воду
переводимая на вышележащий объект
скв. ликвидированная
Условные обозначения:
скв. нагнетательная в освоении
скв. проектная добывающая
скв. действующая добывающая
нефтенасыщенная толщина
скв. добывающая действующая
пробуренная на другой пласт
внутренний контур нефтеносности
внешний контур нефтеносности и
скв. с боковым стволом
Основа взята с плана расположения скважин
ЧИКУЛАЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
С Х Е М А Р А З М Е Щ Е Н И Я С К В А Ж И Н
Ответственный исполнитель:
действующая добывающая
переводимая с нижележащего пласта
на нижележащий объект
действующая нагнетательная

Прил_П.3.6.5.dwg

Восточно - Южинское поднятие
Северо - Чикулаевский купол
Северо - Этышское поднятие
Южно - Чикулаевский купол
К отчету по договору N 2708
Дополнение к технологической схеме разработки
Чикулаевского месторождения нефти
переводимая под закачку
дающая техническую воду
переводимая на вышележащий объект
скв. ликвидированная
Условные обозначения:
скв. нагнетательная в освоении
скв. проектная добывающая
скв. действующая добывающая
нефтенасыщенная толщина
скв. добывающая действующая
пробуренная на другой пласт
внутренний контур нефтеносности
внешний контур нефтеносности и
скв. с боковым стволом
Основа взята с плана расположения скважин
ЧИКУЛАЕВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
С Х Е М А Р А З М Е Щ Е Н И Я С К В А Ж И Н
Ответственный исполнитель:

9. КСПЭО.doc

Область применения КСПЭО-2Н.
Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками: привносимыми с закачиваемой водой выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:
- КСПЭО-2Н - для нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами а также для скважин в которые осуществляется закачка соленой или подтоварной воды.
Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.
Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.
Обработка составом КСПЭО-2Н может успешно сочетаться с различными физическими методами воздействия на ПЗП нагнетательных скважин (гидроимпульсное виброволновое воздействие ГРП).
Основные свойства КСПЭО-2Н
Способность стабилизировать ионы железа в растворенном состоянии при растворении железосодержащих осадков.
Низкое межфазное натяжение на границе с нефтями высокая поверхностная активность и отмывающая способность позволяющие достичь эффективность очистки ПЗП от нефтепродуктов привносимых в пласт в процессе закачки сточных и подтоварных вод а также имеющихся в ПЗП скважин переводимых под нагнетание из добывающего фонда.
Результаты применения КСПЭО-2Н
Кислотным составом КСПЭО-2Н обработано около 25 нагнетательных скважин Пермского Прикамья в которые осуществляется закачка как пресной так и соленой воды. Успешность обработок составила более 90% приемистость скважин после обработок увеличилась в 3-24 раза (табл.9.5).
Влияние кислотных обработок составом КСПЭО-2Н на приемистость скважин
Обрабатываемый коллектор
Объем закачки состава м3
Область применения КСПЭО-3ТН.
Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками привносимыми с закачиваемой водой выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:
- КСПЭО-3ТН – для нагнетательных скважин с терригенными коллекторами в которые осуществляется закачка пресной воды.
Обработка составами КСПЭО может успешно сочетаться с различными физическими методами воздействия на ПЗП нагнетательных скважин (гидроимпульсное виброволновое воздействие). Обычно на новых месторождениях с целью ППД применяют пресную воду для повышения приемистости нагнетательных скважин с терригенным коллектором с подобными условиями идеально подходит кислотный состав КСПЭО-3ТН.
Основные свойства КСПЭО-3ТН
Высокая растворяющая способность по отношению к составляющим терригенных пород и кольматантам ПЗП нагнетательных скважин. В частности растворимость извлеченного из скважины осадка содержащего как неорганические соединения так и органические продукты биогенного происхождения в составе КСПЭО-3ТН более чем в 2 раза выше чем в соляной кислоте (табл.9.6). Растворяющая способность КСПЭО-3ТН возрастает с повышением температуры что позволяет использовать состав в условиях высоких температур (40-100°С).
Растворимость осадка из нагнетательной скважины в соляной кислоте и составе КСПЭО-3ТН
% растворившегося осадка
Соляная кислота (12%)
Соляная кислота + разглинизатор
КСПЭО-3ТН после обработки осадка органическим растворителем
Низкое межфазное натяжение на границе с нефтями высокая поверхностная активность и отмывающая способность состава позволяют значительно повысить проницаемость по воде в скважинах переводимых под нагнетание из добывающего фонда. После обработки составом КСПЭО-3ТН нефтенасыщенных образцов керна их проницаемость по воде увеличивается в 27-28 раза. Проницаемость водонасыщенных образцов повышается на 20-30%.
Результаты применения КСПЭО-3ТН
Кислотный состав КСПЭО-3ТН прошел промысловые испытания более чем на 60 скважинах Пермского Прикамья. Обработки проводились как в сочетании с физическими методами воздействия на ПЗП так и без дополнительного воздействия. Успешность обработок составила более 90% приемистость скважин после обработок повышалась в 2-7 раз (табл.9.7).
Влияние кислотных обработок составом КСПЭО-3ТН на приемистость скважин
Для условий Чикулаевского месторождения рекомендуется приготовление кислотных составов серии КСПЭО с использованием кислотного модификатора МК-Р (модификатор кислотный с растворителем ТУ 2122-041-53501222-2004) так как нефти данного месторождения имеют повышенное содержание асфальтенов смол парафинов и при разработке месторождения высока вероятность выпадения АСПО в призабойной зоне пласта.
Рекомендуется также использование указанных составов (КСПЭО-Р) при переводе добывающих скважин под нагнетание воды и освоение под нагнетание вновь пробуренных скважин в которых вскрыта перфорацией преимущественно нефтенасыщенная часть пласта.
При дальнейшей эксплуатации скважин ожидается рост обводненности продукции.

4.Гидрогеология.doc

ГИДРОГЕОЛОГИЯ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Чикулаевское месторождение расположено на восточной окраине Восточно - Русского артезианского бассейна и принадлежит к восточной части Волго - Камского артезианского бассейна второго порядка. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью в пределах месторождения выделяются два гидродинамических этажа: верхний и нижний разделенные карбонатно-сульфатными отложениями иренского горизонта. Толщина флюидоупора изменяется от 40 до 122 м.
Верхний гидродинамический этаж объединяет зоны активного и затруднённого водообмена с земной поверхностью. В основном он сложен верхнепермскими и частично нижнепермскими отложениями. Нижний гидродинамический этаж содержащий углеводородные залежи характеризуется застойным режимом подземных вод.
ВЕРХНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ
Водоносный локально - слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт. В долине р. Быстрый Танып и его притоков развиты грунтовые воды аллювиальных отложений. Уровень грунтовых вод определяется количеством атмосферных осадков. Воды горизонта эксплуатируются колодцами глубиной 3-11м.
Слабоводоносный локально-водоносный шешминский терригенный комплекс (P2ss). Водосодержащими породами комплекса являются песчаники алевролиты и аргиллиты мергели и известняки. Водоупорами служат глины и песчаники нетрещиноватые разности пород. Дебит родников составляет 02-07 лсек дебит скважин – 08-44 лсек. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией 03-05 гл но в пределах почти всего Чернушинского района на землях которого расположено месторождение возможно неглубокое залегание минерализованных вод. Это обусловлено с одной стороны загипсованностью пород нижней части шешминского водоносного комплекса с другой – подъемом глубинных вод по трещинам в сводах поднятий Чернушинского вала. Здесь возможно увеличение концентраций сульфатов и общей минерализации вод. Пресные воды гидрокарбонатно-кальциевого состава распространены до глубин 50 - 60 реже 100 м. Они обладают хорошими питьевыми качествами и широко используются населением для водоснабжения.
НИЖНИЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ЭТАЖ
Верхнекаменноугольно - нижнепермский водоносный комплекс карбонатных пород в районе месторождения изучен недостаточно. Перекрывающий его иренский горизонт кунгурского яруса сложенный чередующимися ангидритовыми и карбонатными пачками пород в западной части района является регионально выдержанным водоупором. При сравнительно неглубоком (45 - 192 м) залегании на Чикулаевском месторождении иренские отложения водоносны. Так в процессе структурно - поискового бурения на соседней Тюйской площади водоносные горизонты встречены в верхней и нижней частях иренских отложений соответствующих лунежской и неволинской пачкам. Воды сульфатно - кальциевого состава с минерализацией 1.7 - 4.3 гл и содержанием сероводорода до 51 мгл (скв. К-18).
Водосодержащие породы верхнекаменноугольно – нижнепермского водоносного комплекса вскрываются большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин на глубинах 180 - 270 м. Водопритоки различной интенсивности отмечались из верхней и нижней частей филипповских и из прикровельной части артинских отложений. Практически все скважины самоизливали сероводородной водой.
Судя по региональным закономерностям нижнепермские отложения насыщены водами сульфатно - кальциевого и хлоридно – сульфатно - натриевого состава с минерализацией от 3 до 10 гл. Содержание сероводорода в них достигает 285 мгл. В небольших количествах присутствуют микрокомпоненты в мгл: бром 38 йод 1.5 бор 22 аммоний 16.
Московский водоносный комплекс терригенно - карбонатных пород включает в себя мячковские подольские каширские и верейские отложения. Покрышкой комплекса служат нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты. Это подтверждается гидродинамическими испытаниями подольско – мячковских отложений 80 % которых представлены “сухими” объектами .
Водосодержащие проницаемые пласты выделяются в основном в каширском и верейском горизонтах. Они составляют 57 % от общего количества объектов гидродинамических исследований отложений этих горизонтов.
В породах комплекса распространены поровый и трещинно – поровый типы коллекторов. Водоносные породы верейских отложений (пласт В3В4) залегают ниже абсолютной отметки минус 798 м. Их коллекторские и фильтрационные свойства весьма неоднородны.
Подземные воды представлены рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации (отношение rNarCl) вод изменяется от 0.63 до 0.78 коэффициент сульфатности - от 0.10 до 0.82. Воды в основном полностью насыщены сульфатами кальция.
По концентрации микрокомпонентов воды относятся к категории промышленных бромных и йодно - бромных. Сероводород обнаружен в подземных водах верейских и мячковских отложений в количестве от 15 - 378 до 1177 мгл.
Комплекс представлен гранулярно - обломочными палеокарстовыми и субэндогенными подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Эффективная часть разреза башкирских отложений в основном представлена пористой средой фильтрации окско – серпуховских - трещинно-каверновой.
Водонасыщенные породы башкирских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 821- 825 м. Их пористость и проницаемость определённые по анализу керна и по геофизическим данным отличаются большой изменчивостью.
Подземные воды окско – серпуховско - башкирского водоносного комплекса - опреснённые рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 160 гл. По сравнению со смежными комплексами они характеризуются меньшим коэффициентом метаморфизации (0.86 - 0.87) и большим коэффициентом сульфатности (>1). Воды полностью насыщены сульфатами. В них присутствует сероводород в количестве от 66 до 104 мгл. Содержание микрокомпонентов понижено.
Нижне - средневизейский водоносный комплекс представлен преимущественно терригенными породами кожимского надгоризонта и тульского горизонта визейского яруса. Региональным флюидоупором комплекса являются глинистые известняки верхней части тульского горизонта. Толщина флюидоупора на большей части месторождения не превышает 5 м.
Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитовыми и аргиллитовыми. Его эффективная часть представлена седиментационно - гранулярным и седиментационно - трещинным типами геофильтрационных сред. В основном здесь распространены поровые коллекторы.
Подземные воды комплекса - высокометаморфизованные (0.69 - 0.73) рассолы хлоркальциевого типа. Им свойственна низкая сульфатность коэффициент сульфатности вод изменяется в диапазоне от 0.004 до 0.12. Дефицит сульфатного насыщения достигает 96 %.
Воды являются промышленными йодно - бромными. Присутствие сероводорода не характерно. В небольших количествах он обнаружен в водах тульских отложений.
Верхнедевонско - турнейский водоносный комплекс охватывает карбонатную часть разреза включая саргаевские отложения. Перекрывающий флюидоупор представлен плотными неяснослоистыми часто глинистыми турнейскими известняками и аргиллитами кожимского надгоризонта. Его толщина изменяется от 4 - до 15 м.
Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. В его разрезе развит карстовый тип геофильтрационной среды. Эффективная часть комплекса представлена палеокарстовым и гранулярно-обломочным подтипами неэффективная - субэндогенным.
Средне - верхнедевонский водоносный комплекс состоит из преимущественно терригенных отложений тиманского и пашийского горизонтов нижнефранского подъяруса и живетского и эйфельского ярусов.
Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный перекрывающий флюидоупор комплекса. Он представлен существенно глинистыми породами среди которых локально встречаются пласты песчаников (пласт Д0) и прослои нижне- и среднетиманских известняков и алевролитов. На исследуемой площади толщина покрышки изменяется от 7 до 17 м.
Источником хозяйственно - питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных шешминских отложений.
В настоящее время состав попутных вод сильно изменён по сравнению с первоначальным составом пластовых вод. Судя по результатам химических анализов в настоящее время содержание промышленно ценных компонентов в пробах вод отобранных из промысловых сооружений (ДНС УПН и УСУ) в основном ниже промышленных концентраций: йода в пробах в среднем 5.71 мгл стронция - 240.25 мгл цезия - 2.75 мгл калия – 881.25 мгл. Бор рубидий литий промышленных концентраций не достигли и в пластовых водах.
Таким образом несмотря на большие объёмы попутно добываемых вод они неперспективны по содержанию промышленно ценных компонентов и Чикулаевское месторождение не может быть рекомендовано для их промышленной эксплуатации.

10.Особенности.doc

ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДУЕМОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОЙ ТЕМЫ КУРСОВОЙ РАБОТЫ.
Залежь нефти пласта Т1:
Краткая геологическая характеристика пласта Т1.
Пласт сложен известняками коричневато-серыми мелкозернистыми крепкими.
Среднее значение пористости на объекте составляет 1325% проницаемости – 0154 мкм2.
Эффективная толщина пласта изменяется от 04 до 812 м в том числе эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 04 до 383м.
Краткая характеристика залежи пласта Т1.
К пласту Т1 приурочена залежь пластово-сводового типа.
Гипсометрическое положение поверхности ВНК залежи проводится на а.о. -1268м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
Промысловая динамическая характеристики пласта Т1.
Средняя песчанистость составляет 0571. Расчлененность в среднем составляет 1235.
Коэффициент продуктивности изменяется в пределах 22136 тсут МПа гидропроводность изменяется в пределах 24164 мкм2 сммПа с; пьезопроводность 1201193 см2с.
Величина начального пластового давления 1485 МПа текущее пластовое давление 8-9 МПа (с ППД). Давление насыщения 78 МПа. Средняя температура по пласту составляет 26 0С.
По оперативной переоценке запасов по уточненной геологической модели (2004 г.) по эксплуатационному объекту Т1 начальные балансовыеизвлекаемые запасы составили: по категории С1 - 1918 589 тыс.т (Северный купол) 23849 тыс.т. (Южный купол) 31054 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 22127 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие); по категории В - 1875 576 тыс.т (Северный купол) 22349 тыс.т. (Южный купол) 30453 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие) 29035 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие).
Залежь находится на 3-ей стадии разработки. Это видно из графика разработки (рис.8.1). Его характеристики были рассмотрены выше в главе 8.
В целом по месторождению пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами пород по сравнению с другими продуктивными пластами.
Я выбрал тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» для того чтобы рассмотреть эффективность применяемой системы разработки.
Раздел иллюстрируется графическим приложением 9.

5.Нефтегазоносность.doc

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В разрезе Чикулаевского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):
верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1).
нижне-средневизейский терригенный (пласты Тл2-а Тл2-б Бб1 Бб2 Мл).
верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш1).
верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).
Раздел иллюстрируется геологическим профилем месторождения (Приложение 6 7).
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность установлена на Северном и Южном куполах Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.
А)Залежь пластовая сводовая размерами 20х23 км этаж нефтеносности – 60 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 58 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 14% проницаемость 0047 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1268 м. Промышленная нефтеносность связана с пористыми разностями известняков и доломитов. Покрышкой служат плотные разности карбонатных пород.
Б)Коэффициенты характеризующие степень неоднородности коллекторов:
гидропроводность 24 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 120 см2с;
продуктивность 37 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1485 МПа;
давление насыщения нефти газом 78 МПа;
текущее пластовое давление 1528 МПа;
А)Залежь пластовая сводовая размерами 10х13 км высота залежи – 30 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 12% проницаемость 0069 мкм2 . Площадь водонефтяной зоны значительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 94 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1255 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 32 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 199 см2с;
продуктивность 22 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1487 МПа;
Восточно-Южинское поднятие
А)Залежь пластовая сводовая водоплавающая размерами 10х16 км высота залежи – 20 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 812 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 13% проницаемость 0135 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1260 м.
гидропроводность 42 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 378 см2с;
продуктивность 56 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 146 МПа;
пластовая температура 26°С;
Северо-Этышское поднятие
А)Залежь пластовая сводовая размерами 07х09 км высота залежи – 40 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 88 м в среднем равна 10 м эффективная нефтенасыщенная толщина 04 - 383м пористость 14% проницаемость 0365 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1261 м.
гидропроводность 164 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1193 см2с;
продуктивность 136 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1472 МПа;
давление насыщения нефти газом 82 МПа;
пластовая температура 265°С;
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Пласт промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях. Покрышкой пласта служат аргиллиты толщиной 1-3 м. Залегает в кровле терригенной части тульского горизонта.
Общая толщина пласта составляет 28-124 м.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 17х22 км высота залежи – 40 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 11 м в среднем – 20 м пористость 22% проницаемость 0436мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м с учетом ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 136 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1487 см2с;
продуктивность 80 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1407 МПа;
давление насыщения нефти газом 85 МПа;
пластовая температура 25°С;
А) Залежь пластовая сводовая размерами залежи 15х15 км высота залежи – 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 28 м в среднем – 13 м пористость 20% проницаемость – 0124 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 085х17 км высота залежи – 35м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 11 м пористость 22% проницаемость 0642 мкм2 в среднем выделяется 165 пропластка доля коллекторов в общем объеме составляет 45%. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
гидропроводность 344 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 2652 см2с;
продуктивность 116 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1447 МПа;
пластовая температура 24°С;
А) Залежь пластовая сводовая размерами 065х08 км высота залежи – 25 м. Водонефтяная зона незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 24 м пористость 20% проницаемость 0116 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1196 м по промыслово-геофизическим исследованиям и результатам опробования скважин.
гидропроводность 55 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 785 см2с;
продуктивность 2 тсут МПа2;
В)начальное пластовое давление 1395 МПа;
пластовая температура 23°С;
Раздел с пластом Тл2-а представлен хорошо прослеживаемой толщей аргиллитов толщиной 25 м. Промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах Северо-Этышском поднятии.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 15х17 км высота залежи – 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина изменяется от 06 м до 52 м в среднем – 20 м. пористость 23% проницаемость 0523 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1205 м.
гидропроводность 150 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 2209 см2с;
продуктивность 141 тсут МПа;
давление насыщения нефти газом 885 МПа;
А) Залежь пластовая сводовая размерами залежи 10х12 км высота залежи – 25 м. Эффективная толщина 04 м – 116 м пористость 23% проницаемость 0587 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1209 м.
гидропроводность 846 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 3133 см2с;
продуктивность 350 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1414 МПа;
А) Залежь пластовая сводовая размерами 055х07 км высота залежи – 20м. Эффективная толщина пласта изменяется от 06 м до 24 м в среднем равна 13 м пористость 22% проницаемость 0039 мкм2 . Доля коллекторов в объеме пласта составляет 38% количество пропластков в среднем 17. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м.
гидропроводность 13 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 147 см2с;
продуктивность 235 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1424 МПа;
давление насыщения нефти газом 810 МПа;
пластовая температура 235°С;
Покрышкой пласта служат аргиллиты (до 4 м). Пласт распространен не по всей площади. Промышленно нефтеносен на Северном куполе и Северо-Этышском поднятии.
А) Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 095х13 км высота залежи – 20 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина колеблется от 04 м до 56 м пористость 18% проницаемость 0056 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1208 м.
гидропроводность 052 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 140 см2с;
продуктивность 061 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1421 МПа;
давление насыщения нефти газом 80 МПа;
пластовая температура 255°С;
А) Размеры залежи составляют 07х09 км высота залежи – 35 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта изменяется от 06 м до 24 м пористость 21% проницаемость 1820 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1228 м.
гидропроводность 271 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 4058 см2с;
продуктивность 88 тсут МПа;
На значительной площади Чикулаевского месторождения пласт замещен плотными породами. Пласт промышленно нефтеносен на Восточно-Южинском поднятии. Эффективная часть представлена алевролитами и песчаниками.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 06х09 км высота залежи – 15 м. Водонефтяной зоны незначительна. Общая толщина пласта изменяется от 38 м до 61 м.Эффективная толщина пласта колеблется от 06 м до 52 м пористость 20% проницаемость 0306 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 12285 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 84 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 760 см2с;
продуктивность 55 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 1448 МПа;
давление насыщения нефти газом 705 МПа;
Выдержанная по площади пачка аргиллитов (1-2 м) служит покрышкой для малиновского пласта. Пласт распространен не по всей площади нефтеносен на Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.
А)Залежь пластовая сводовая размерами 07х12 км высота залежи – 15м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 56 м пористость 20% проницаемость 0333 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1238 м.
гидропроводность 38 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 653 см2с;
продуктивность 25 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 145 МПа;
давление насыщения нефти газом 725 МПа;
А)Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи составляют 055х06 км высота залежи – 25 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 04 м до 40 м в среднем равна 18 м пористость 23% проницаемость 0704 мкм2 . Доля коллекторов в общем объеме пласта составляет 44% количество пропластков колеблется от 2 до 3. ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 1230 м.
гидропроводность 110 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 1635 см2с;
продуктивность 92 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 147 МПа;
давление насыщения нефти газом 88 МПа;
пластовая температура 275°С;
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Продуктивный пласт залегает ниже стратиграфической кровли яруса на 2-5 м непосредственно под уплотненными породами. Пласт промышленно нефтеносен на Северном куполе.
А) Залежь водоплавающая размерами 10х11 км наивысшее положение на структуре занимает скв. 12 (-8152 м) этаж нефтеносности – 108 м. Общая толщина пласта Бш1 изменяется от 116 до 22 м при эффективной толщине 12-68 м пористость 15% проницаемость 0183 мкм2 . ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 826 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
гидропроводность 286 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 597 см2с;
продуктивность 24 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 988 МПа;
давление насыщения нефти газом 60 МПа;
пластовая температура 21°С;
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленно нефтеносен на Северном куполе. Залегает в подошве верейского горизонта коллектором являются доломитизированные реже детритовые известняки.
А) Залежь пластовая сводовая размерами 10х12 км высота залежи – 138 м. Общая толщина пласта колеблется от 66 до 84 м пористость 17% проницаемость 0038 мкм2 . В пределах пласта выделяется от 2 до 5 проницаемых пропластков. Площадь водонефтяной зоны значительна. ВНК обоснован на абсолютной отметке минус 804 м
гидропроводность 23 мкм2 сммПа с;
пьезопроводность 354 см2с;
продуктивность 29 тсут МПа;
В)начальное пластовое давление 96 МПа;
давление насыщения нефти газом 695 МПа;
пластовая температура 19°С;
Пласты имеющие карбонатный тип коллектора: пласт Т1 является среднепроницаемым на Северном и Южном куполах и хорошо проницаемым на Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях по значениям пористости относится к пористым установлен на всех поднятиях; пласт Бш1– среднепроницаемый относится по пористости к пористым.
Пласты имеющие терригенный тип коллектора: пласт Тл2-а – хорошо проницаемый на всех поднятиях по значениям пористости относится к высокопористым на Северном куполе и Восточно-Южинском поднятии к среднепористым – на Южном куполе и Северо-Этышском поднятии; пласт Тл2-б – хорошо проницаемый на Северном и Южном куполах и среднепроницаемым на Северо-Этышском поднятии по значениям пористости относится к высокопористым на всех поднятиях; пласт Бб1 – очень проницаемый и относится к высокопористым на Северо-Эышском поднятии среднепроницаемый и относится к среднепористым на Северном куполе; пласт Бб2 – хорошо проницаемый по значениям пористости относится к среднепористым; пласт Мл – хорошо проницаемый на всех поднятиях относится по пористости к высокопористым на Северо-Этышском поднятии и к среднепористым на Восточно-Южинском поднятии.
Пласты имеющие терригенно-карбонатный тип коллектора: пласт В3В4 – среднепроницаемый относится по пористости к среднепористым.
Таким образом можно сказать что коллекторские свойства пород вверх по разрезу практически не изменяются. Т.е. закономерного уменьшения или увеличения неоднородности вверх по разрезу не наблюдается.
На основании приведенных данных можно сделать вывод о том что пласты имеющие терригенный тип коллектора обладают гораздо лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и гидродинамическими характеристиками чем пласты сложенные карбонатными и терригенно-карбонатными коллекторами.

2.Стратиграфия.doc

СТРАТИГРАФИЯ ЧИКУЛАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В пределах антеклизы беламорско-карельский фундамент разделен зонами разломов на блоки. Беломорские гранито-гнейсы выявленные мозаичному характеру аномалий региональных магнитных и гравитационных полейокаймляются более обширными зонами карелид которые представлены сланцами и гнейсами с абсолютным возрастом AR – PR1. Глубина залегания фундамента здесь составляет 7-8 км.
Геологический разрез Чикулаевского месторождения изучен на максимальную глубину 2171 м по материалам поисковых разведочных и эксплуатационных скважин и представлен породами от четвертичного до верхне-рифейского возраста.
В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Русской платформы утвержденная в 1988 году.
Осадочная толща представленная рифейским вендским и палеозойским комплексами пород залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
Сводный геолого-стратиграфический разрез представлен в граф. прил.1
Протерозойская группа-Prt2
Представлена только верхним комплексом отложений в обьеме рифейских и вендских толщ.
Рифейский комплекс пород-Prt2 R
В разрезе данной территории рифейский комплекс пород сложен алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми линзовидными переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 79 м.
Вендский комплекс пород-Prt2V
Вендские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми слабоизвестковистыми линзовидными переслаивающиеся с аргиллитами и песчаниками толщиной 41 - 112 м.
Палеозойская группа-Pz
Данные отложения залегают несогласно на отложениях вендского комплекса и представлены девонской каменноугольной и пермской системами. Кембрийская ордовикская и силурийская системы отсутствуют в разрезе в результате перерыва в осадконакоплении.
Девонская система представлена двумя отделами - средним и верхним. Нижний отдел и эйфельский ярус отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении. Отложения живетского яруса среднего отдела девонской системы залегают в стратиграфическом несогласии на отложениях вендского комплекса верхнего протерозоя.
Средний отдел девонской системы представлен живетским ярусом. Эйфельский ярус отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Живетский ярус сложен терригенными породами толщиной 5-18 м. Представлены алевролитами песчаниками нефтенасыщенными.
Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами и залегает согласно на отложениях среднего отдела.
Франский ярус представлен нижним средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус-D3fr1
Нижний подъярус представлен пашийским тиманским горизонтами.
Отложения пашийского горизонта толщиной 2-5 м представлены алевролитами песчаниками и аргиллитами.
Тиманский горизонт сложен алевролитами песчаниками и аргиллитами.. Толщина горизонта 7-16м. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт – III.
Средний подъярус-D3fr2
Средний подъярус представлен саргаевским доманиковым горизонтами.
Саргаевский горизонт
Саргаевсие отложения представлены известниками темно-серыми крепкими. Мощность 6-9м.
Доманиковый горизонт
Доманиковые отложения преставлены известняками темно-серыми крепкими. Мощность 18-22 м.
Верхний подъярус-D3fr2
Верхнефранские отложения представлены известняками и доломитами. Мощность 72-235м.
Фаменские отложения представлены известняками и доломитами толщиной от 187 до 547м.
Каменноугольная система-С
Каменноугольная система представлена нижним средним и верхним отделами и залегает согласно на фаменских отложениях верхнедевонской системы.
Нижний отдел представлен турнейским визейским+серпуховским ярусами.
Отложения турнейского яруса представлены известняками толщиной 79-175 м. К кровле турнейского яруса приурочен отражающий горизонт-IIп.
Визейский-Серпуховский ярус-C1v+s
Визейский ярус представлен нижним средним и верхневизейским+нижне- и верхнесерпуховским подъярусами.
Нижний подъярус представлен кожимским надгоризонтом.
Кожимский надгоризонт
Кожимские отложения представлены радаевским и бобриковским горизонтами. Косьвинский горизонт в разрезе отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Радаевские отложения представлены песчаниками алевролитами и аргиллитами. Мощность 4-13 м.
Бобриковский горизонт
Бобриковские отложения представлены переслаивающимися глинистыми песчаниками алевролитами и аргиллитами толщиной 12-37 м.
Средний подъярус представлен окским+заборьевским+старобешевским надгоризонтом.
Окский+заборьевский+старобешевский надгоризонт
Окские+заборьевские+старобешевские надгоризонт представлен тульским горизонтом.
Тульский горизонт-С1tl
Тульские отложения представлены внизу тульскими терригенными отложениями (tlт) алевролитов и песчаников толщиной 11-37 м. вверху- тульскими карбонатными отложениями (tlк) известняков толщиной 22-29 м. К кровле тульских терригенных отложений приурочен отражающий горизонт-IIk.
Верхневизейский+нижне- и верхнесерпуховский подъярус
Верхневизейские+нижне- и верхнесерпуховские отложения сложены известняками и доломитами. Мощность 12-311 м.
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирские отложения представлены известняками с прослоями конгломерато-брекчий. Мощность 27-66 м. К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт-Iп.
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Представлен верейским и каширским горизонтом.
Верейский отложения представлены переслаивающимися известняками и аргиллитами толщиной 47-60 м.
Каширские отложения представлены известняками. Мощность 42-87 м.
Верхний подъярус представлен двумя горизонтами: подольским и мячковским.
Подольские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 69-112 м.
Мячковские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 74-101 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Мощность 82-167 м.
Представлена двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел представлен сакмарским+ассельским артинским и кунгурским ярусами.
Сакмарский+ассельский ярус-Р1s+as
Представлены известняками и доломитами. Мощность 143-221 м.
Артинские отложения представлены известняками.Мощность 121-309 м.
Кунгурский ярус-Р1kg
Кунгурский ярус представлен филипповским и иренским горизонтом.
Филипповский горизонт
Представлен доломитами с тонкимим прослоями известняков. Мощность 29 м.
Иренский отложения представлены доломитоми и ангидритами. Мощность 100 м.
Верхнепермские отложения представлены песчаниками и доломитами. Мощность 40-110 м.
Мезозойская группа-MZ
Триасовая -Т юрская-J меловая-К системы отсутствуют в разрезе месторождения в результате перерыва в осадконакопления.
Кайнозойская группа-KZ
Кайнозойская группа представлена четвертичной системой. Палеогеновая и неогеновая система в разрезе отсутствуют в результате перерыва в осадконакоплении.
Четвертичная система-Q
Четвертичная система несогласно залегает на позднепермских отложениях и представлена суглинками глинами мощностью до 34 м.
В результате рассмотрения основных этапов истории геологического развития можно констатировать что на протяжении всей палеозойской эры неоднократно возникали условия благоприятные для накопления мощных терригенных толщ содержащих как глинистые так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород палеозоя являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования а наличие выдержанных по площади коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.

Доклад-2.doc

Согласно технологической схеме 2004 года проектный фонд составляет 56 скважин. Из пробуренных на месторождении 56 скважин 28 скважин находятся в действующем добывающем фонде 2 – добывающие бездействующие 4 – нагнетательные 5 скважин дают техническую воду 12 находятся в консервации и 5 скважин ликвидированы после бурения.
В данном проектном документе на Чикулаевском месторождении выделено 15 самостоятельных объектов разработки: на Севером куполе (В3 Бш1 Тл2-а+Тл2-б Бб1Т1) на Южном куполе (Тл2-а+Тл2-б Т1) на Восточно-Южинском поднятии (Тл2-а Бб2 Мл Т1) на Северо-Этышском поднятии (Тл2-а+Тл2-б Бб1 Мл Т1).
На месторождении используется 3 вида насосных установок: ЭЦН ШГН. Месторождение находится на 3 стадии разработки.
стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 14 тсутки среднегодовая обводнённость – 315%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 459%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.
С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.
В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.
С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти – 505 тыс. т. жидкости – 7191 тыс. т.
По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7456 тыс.т. (темп годового отбора – 126%) добыча жидкости – 8716 тыс.т обводнённость продукции – 145%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19007 тыс.м3. Накопленная добыча нефти равна 151954 тыс.т (264 % от утверждённых НИЗ) жидкости – 19927 тыс.т попутного газа – 6986 млн.м3. Накопленная закачка воды – 187976 тыс.м3.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 г.г. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.
Карта изобар: Начальное пластовое давление Рнач составляет 148 МПа. Давление насыщения Рнас 78 МПа. Средневзвешенное значение пластового давления Рвзв по залежи в целом составляет 136 МПа что ниже Рнач но выше Рнас. Среднее давление в зоне отбора Ротб116 МПа в зоне закачки Рзак – 137 МПа. Перепад давления между зонами нагнетания и отбора в среднем составляет 21 МПа. В районе скважин 38 16 12 и др. наблюдаются локальные воронки депрессии. Для залежи в целом характерна общая воронка депрессии.
Метод установившихся отборов
Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости газов их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q) пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило число режимов не менее трех. Изменение режима работы в разных скважинах достигается по-разному:
В добывающих фонтанных скважинах – меняют диаметр штуцера в скважинах с ШГН – изменяют длину хода штока или число качаний в скважинах с ЭЦН – изменяют противодавление на устье скважине.
В нагнетательных скважинах – изменяют расход воды.
При исследовании скважины применяют не менее трех установившихся режимов ( при отсутствии разницы в замерах забойного давления и дебита в течении 12 – 48 часов режим считается установившимся). При установившемся режиме производят замер Рзаб.
Метод неустановившихся отборов (метод восстановления давления).
Позволяет определить фильтрационные характеристики пласта при неустановившемся режиме работы скважины. Суть метода состоит в прослеживании времени восстановления давления после изменения режима работы в скважине.
В добывающих скважинах процессе добычи нефти вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии т.е. в радиусе влияния скважины величина Рпл уменьшается до Рзаб и соответствует величине отбора. Последующая остановка скважины ведет к постепенному восстановления Рзаб вплоть до величины Рпл. Время восстановления давления зависит от фильтрационных характеристик пласта и литологического состава. График восстановления давления называется КВД – кривая восстановления давления.
С помощью КВД можно определить Рпл Рзаб ΔP Кпрод коэффициент приемистости а также рассчитать комплексные характеристики ( α ) приведенный радиус скважины R.
Для воздействия на призабойную зону использовались следующие методы:
- повышения фильтрационных характеристик пластов
- сохранения естественной продуктивности пластов
- восстановления продуктивности пластов за счет удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО)
- изоляции водопритока.
) турнейский объект разработки
Для исследования я выбрал объект Т1. Нефтенасыщенная часть пласта сложена известняками коричневато-серыми мелкозернистыми крепкими.
К пласту Т1 приурочена залежь пластово-сводового типа. Эффективная толщина пласта изменяется от 04 до 812 м в том числе эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 04 до 383м.
По величине проницаемости (0154 мкм2) пласт хорошо проницаемый хотя все остальные пласты – среднепроницаемые; по коэффициенту пористости (1325%) относится к пористым. В целом по месторождению улучшение коллекторских свойств происходит вверх по разрезу таким образом можно сказать что породы пласта Т1 обладают хорошими коллекторскими свойствами по сравнению со свойствами пород вышележащих пластов.
Коллектора пласта характеризуются достаточно высокой степенью неоднородности в то время как все остальные пласты месторождения имеют незначительную степень неоднородности. Пласт Т1 обладает наибольшим коэффициентом расчленённости (1327 д.ед.); высокая доля коллекторов (Кп=0453 д.ед.).
Для написания спец главы я выбрал тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки» для того чтобы рассмотреть эффективность применяемой системы разработки.
Вначале работы я изучал динамику пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар также проанализировал карты текущей эксплуатации. Далее я построил графики зависимости дебита нефти от Рпл. (рис.10.6) дебита жидкости от Рпл.(рис. 10.7) и обводненности от Рпл.(рис. 10.8) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.
Рассмотрев графики я сделал вывод: По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.3) и обводненности от Рпл (рис11.4) видно что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости и обводненность.
В качестве итога я предлагаю некоторые действия:
) необходимо создать на объектах дополнительные очаги заводнения;
)совершенствование реализуемой системы ППД;
)проведения дополнительных лабораторных исследований по изучению механизма работы вытесняющих агентов и поиска новых источников водоснабжения.

11.динамика Рпл..doc

ВЛИЯНИЕ ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ
Начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 148 МПа давление насыщения нефти газом составляет 78 МПа.
Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар построенных на 1.01.2007 г. (граф. прил. 10).
На 1.01.2007 г. начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 148 МПа давление насыщения нефти газом составляет 78 МПа
среднее Рпл. в зонах отбора составляет 100 МПа в зонах закачки – 154 МПа.
По состоянию на 1.01.2007 г. в действующем фонде находятся 7 нагнетательных скважин из которых 5 скважин расположены на Северо-Чикулаевском куполе (районы скв.18 19 24 25 29) 1 скважина на Южно-Чикулаевском куполе (район скв.21) и 1 скважина на Восточно-Южинском поднятии (район скв.52).
При детальном анализе карт изобар на территории пласта Т1 были выявлены зоны пониженного Рпл. в районах добывающих скважин 14 17 38. В этих скважинах низкие значения Рпл. обусловлены плохими ФЕС пласта в их районе т.к. на протяжении всего периода эксплуатации данные скважин характеризовались низкими дебитами. Во всех остальных добывающих скважинах 12 13 15 16 20 22 27 35 36 наблюдаются средние и высокие значения Рпл. Это напротив связано с хорошими ФЕС пласта в районе этих скважин т.к. для них всегда были характерны высокие дебиты. В районе скважин 24 25 были выявлены зоны повышенного Рпл. Это обусловлено тем что данные скважины являются нагнетательными и через них производится интенсивная закачка под давлением рабочего агента в пласт.
Средняя величина депрессии составляет 1044 МПа (таблица 11.1).
Анализ карт текущих отборов (на 1.07.2007 г.) (рис 11.1).
Весь исследуемый период эксплуатация залежи производилась через добывающие скважины 12 13 14 15 16 17 20 22 27 31 35 36 38; а закачка через нагнетательные скважины 18 19 21 24 25 29 52. Применяемый тип заводнения – внутриконтурное приконтурное и законтурное.
При построении графиков зависимости дебита нефти от Рпл. (рис.11.3) дебита жидкости от Рпл.(рис. 11.4) и обводненности от Рпл.(рис. 11.5) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.
По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.4) и обводненности от Рпл (рис11.5) видно что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости и обводненность.
Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар построенных на 1.01.2008 г. (граф. прил. 11).
На 1.01.2008 г. среднее Рпл. в зонах отбора составляет 116 МПа в зонах закачки – 137 МПа.
По состоянию на 1.01.2008 г. действующий фонд нагнетательных скважин не изменился. При изучении динамики Рпл. в добывающей скважине 16 было выявлено снижение Рпл. а в скважинах 14 17 20 27 35 36 зафиксирован рост Рпл. В нагнетательной скважине 25 было зафиксировано что Рпл снизилось.
Средняя величина депрессии составляет 1106 МПа (таблица 11.2).
Анализ карт текущих отборов (на 1.01.2008 г.) (рис 11.2).
При построении графиков зависимости дебита нефти от Рпл. (рис.11.6) дебита жидкости от Рпл.(рис. 11.7) и обводненности от Рпл.(рис. 11.8) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.
По графикам зависимости также видно что с увеличением Рпл. растут дебиты жидкости и обводненность.
Вывод: Для залежи характерна следующая замкнутость: при уменьшении Рпл в зоне закачки давление в зоне отбора увеличивается.
По проведенным исследованиям можно сказать что применяемая система разработки является эффективной т.к. главное - чтобы продукция скважин не обводнялась и производилось регулирование дебитов в добывающих скважинах. Для этого необходимо производить оптимальную закачку в пласт так чтобы и продукция скважины не обводнялась и велось поддержание пластового давления.