СКАЧАТЬ:  222.zip [822,46 Kb] (cкачиваний: 330)

Министерство образования и науки Российской Федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет_____________________ нефти и газа_____________________­­­­­­­­                                                       

Кафедра:    «Разработка  и  эксплуатация  нефтяных   и   газовых    месторождений»      

Группа__________________________________________________   

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

на тему: «Анализ состояния разработки Архангельского месторождения  с применением методов повышения нефтеизвлечения на основе закачки сшитых полимерных систем (СПС)

Студент                                                                ____________

                                                                                                                                        подпись

Руководитель проекта   .          ___________                   

                                                                                                                                        подпись

Оценка за:

текущую работу над курсовым проектом ………………………..…………..

защиту курсового проекта …………………………………………………….

Итоговая оценка ………………………………………………………………..

Дата защиты курсовой работы ………………………………………………

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………….…………………... 3

1  Общие сведения о месторождении………………………………………………...…..... 4

2  Геолого-физическая характеристика месторождения………………………………......6

     2.1 Характеристика геологического строения………………………………………….6

     2.2 Основные параметры пласта……………………………………………………….9

     2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность……………….. 9

     2.2.2 Толщина пластов……………………………………………………………..…..11

     2.2.3 Показатели неоднородности пластов…………………………………………….14

     2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды……………………..15

     2.4 Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти……………………………..24

3  Анализ текущего состояния разработки………..……………………………......25

3.1 Общая  характеристика реализованной системы разработки на месторождении……………………………………………………………………25

3.2 Анализ текущего состояния  разработки объекта………………….……….27

3.3 Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов  и ОПЗ………......30

3.4 Внедренные методы на объекте, их объемы и технологическая эффективность …………………………………………………………………...35

4   Расчет технологических показателей разработки …………………………………....42

        4.1 Методика расчета………………………………. ……….……………….……...40

        4.2 Исходные данные расчета .……………………………………………….……..48

        4.3 Результаты расчета и их анализ……………………………………………....….49

5  Оценка эффективности внедренных мероприятий по характеристикам вытеснения..58

6 Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки месторождения………..76

Графическая часть

Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………………78

Список использованной литературы……………………………………………...79

ВВЕДЕНИЕ

На поздних стадиях разработки месторождений в процессе закачивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является закачка сшитых полимерных систем. Технология СПС основана на закачке в пласт композиции на основе водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома) с образованием геля в пласте. Такая технология воздействия на нефтяной пласт обеспечивает саморегулируемое поступление закачиваемого состава в пласт через систему ППД. Это достигается за счет того, что количество реагента, закачанного в пласт из линии ППД через каждую нагнетательную скважину, пропорционально ее приемистости.

Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности закачки сшитых полимерных систем на Архангельском месторождении.

Для решения поставленной задачи необходимо:

   -   дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;

   -   проанализировать текущее состояние разработки месторождения, выявить положительный эффект от закачки СПС;

   - на основании оценки эффективности применения боковых горизонтальных стволов сделать выводы и  дать рекомендации.

1 Общие сведения о месторождении

Архангельское нефтяное месторождение в административном отношении находится на землях Чистопольского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. В 70 км к востоку от месторождения проходит с севера на юг железная дорога, связывающая города  Набережные Челны и Бугульму. Связь района месторождения с райцентром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск и пересекает северную часть месторождения с запада на восток. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года. В 3 км к северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметьевское месторождение, подготовленное к разработке, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское разрабатываемое, с востока Урганчинское, подготовленное к разработке, нефтяные месторождения.

Архангельское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона и карбонатные породы девона, нижнего и среднего карбона.

Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному.  Для него типичны сглаженные увалистые формы.

Архангельском месторождении выявлено 123 залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высоко­минерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности" нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.

 По количеству запасов Архангельское месторождение относится к классу средних. Месторождение было открыто в 1974 году и введено в промышленную разработку в 1980 году.

 На Архангельском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (отложения верейского, башкирского и тульского возрастов) и возвратных один (отложения турнейского яруса). Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Cистема заводнения на тульском и верейском объектах линейная внутриконтурная в сочетании с законтурной; разработка турнейских залежей на естественном режиме; на башкирских отложениях проведение опытной эксплуатации. С целью увеличения КИН проведение ОПР по циклической закачке; по влажному внутрипластовому горению на залежах в тульских отложениях; испытание комбинированной технологии на одном элементе верейского объекта эксплуатации.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ

2.1 Характеристика геологического строения

Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом С_КШ-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками, которые переслаиваются с известняками уплотненными. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м, имея средние значения 1.5-2 м. Количество прослоев в пласте колеблется от 1 до 2.

Тип коллектора поровый. Пласт С_КШ-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.

Покрышкой для продуктивного пласта являются уплотненные загипсованные известняки, переслаивающиеся с мергелями и доломитами верхней части каширского горизонта.

В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как С_ВР-1 - С_ВР-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Наиболее выдержанными по площади являются пласты С_ВР-2 и С_ВР-3. Остальные пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, замещаясь уплотненными глинистыми известняками.

Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м. Количество нефтенасыщенных пропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1 .

Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м. За счет систем трещин, пересекающих их перемычек выклинивания, пласты - коллекторы находятся в гидродинамической связи.

Покрышкой для башкирских залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса и в подошвенной - верейского горизонта.

В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С_{1 ТЛ-1} - С_{1 ТЛ-4}. Наиболее распространенным является пласт С_{1 ТЛ-4}, залегающий в верхней части горизонта. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Пласт распространен повсеместно, лишь на юго-западе он замещен плотными породами или отсутствует. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и среднесцементированными.

В алексинском горизонте прослеживается один пласт - коллектор С_{1 АЛ}, сложенный известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до   2,8 м, средняя – 1,3 м.

Количество прослоев в пласте от 1 до 9. Пласт отделяется от нижележащего пласта С_{1 ТЛ-3} пачкой аргиллитов и репером С_КР-ТЛ, который прослеживается почти во всех скважинах. Суммарная толщина этой плотной пачки изменяется от 1 до 7 м. Покрышкой для тульской залежи служит толща аргиллитов, которые находятся в кровле тульского горизонта и плотных карбонатных пород алексинского горизонта.

Пласты - коллекторы С_{1 ТЛ-1} и С_{1 ТЛ-2} сложены песчаниками и алевролитами, которые чередуются с аргиллитами. Наиболее выдержан по площади пласт     С_{1 ТЛ - 2}. Пласт С_{1 ТЛ-1} встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине (0,8 – 1,6 м). Разделяются пласты глинистой пачкой толщиной     1,2 – 3,6 м. Ограниченность распространения пласта С_{1 ТЛ-1} по площади месторождения, а также незначительная толщина разделяющих пласты плотных пород позволяет рассматривать пласты как единый С_{1 ТЛ1+2}. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 10,8 м, составляя в среднем 3,1 м. Количество прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент расчлененности ( К _Р ) равен 1,1. Развит пласт С_{1 ТЛ-1+2} в виде линз на крыльях поднятий, лишь на юге - западе месторождения пласт имеет площадное распространение.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С_1БР-1 и С_1БР-2. Наиболее выдержанным из них является пласт С_1БР-2. Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.

Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.

В отложениях турнейского яруса выделяется 4 пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упино-малевскому и заволжскому горизонтам.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса – поровые, прослоями трещинно-поровые. В черепетских отложениях наблюдаются неравномерная перекристаллизация, ухудшившая коллекторские свойства, а в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Пористо - проницаемые прослои сообщаются между собой за счет слияния и зон трещиноватости, образуя единый резервуар. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса - поровые, прослоями трещиновато - поровые, в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат плотные глинистые породы визейского яруса и плотные известняки из кровельной части турнейского яруса.

2.2 Основные параметры пласта

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Основные параметры по разным вида исследований приведены в          таблице 2.2.1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.

Таблица 2.2.1- Значения исследований по основным характеристикам 

коллекторских свойств пластов

Продолжение таблицы 2.2.1

 Верейский горизонт

По продуктивным карбонатным отложениям наибольшее число значений проницаемости и по геофизическим, и лабораторным исследованиям находятся в интервале 0-50 мД. 

 Карбонатная толща турнейских и башкирских отложений имеет сложное литолого-петрографическое строение. Это выражается в неравномерном чередовании пористо-проницаемых и плотных пород. Поэтому эти отложения являются наиболее неоднородными по коллекторским свойствам. Их можно характеризовать как среднеёмкие, и низко и среднепроницаемые.  

Продуктивные отложения верейского горизонта более однородны по своему литологическому составу, поскольку сложены, в основном, одной разностью известняков, имеющих высокие коллекторские свойства. Значительное количество лабораторных определений коллекторских свойств пластов верейского горизонта дает основание характеризовать их наиболее достоверно как среднеемкие, средне и высокопроницаемые. 

По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым. 

Как показывают результаты анализов, значения пористости, определенные по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям, почти идентичны. Пласты тульского горизонта сложены слабосцементированными песчаниками, разрушающими при бурении, поэтому керновый материал здесь малопредставительный. Чаше им охарактеризованы уплотненные прослои и, видимо, параметры пластов несколько занижены. Поэтому при подсчете запасов и проектировании принять значения пористости и нефтенасыщенности, определенные по геофизическим материалам, позволяющие проследить изменение коллекторских свойств пластов как по разрезу, так и по площади по каждой скважине. 

По всем проектируемым объектам приняты значения проницаемости, определенные при гидродинамических исследованиях скважин. 

2.2.2 Толщина пластов

 Средние толщины пластов приведены в таблице 2.2.2.1. Наиболее резкие изменения суммарных нефтенасыщенных толщин пластов прослеживаются в тульских и башкирских отложениях. Продуктивная толща турнейского яруса представляют собой массивный резервуар, состоящий из переслаивающих пористых и плотных разностей пород.

Таблица 2.2.2.1- Средние значения толщин пластов

Продолжение таблицы 2.2.2.1

Количество пористых нефтенасыщенных прослоев в коллекторах изменяется от 1 до 13, толщина их колеблется от 0,6 до 3 м. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к эррозионным останцам, которые несогласно перекрываются песчано-алевролитовыми отложениями тульского горизонта. Толщина пачки глинистых пород, разделяющих пласты тульского горизонта от залежей турнейского яруса изменяется от 5,2 до 40,8 м.

Средняя толщина тульских пластов 4,7 м. Непосредственно на глинистых породах над тульским пластом залегают карбонаты алексинского горизонта, подошвенная часть которых является коллектором. Толщина алексинского пласта изменяется от 0,8 до 4,8 м. Залежи нижнего карбона перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород окско0серпуховских отложений толщиной до 236 м.

Башкирская продуктивная толща отличается значительными колебаниями нефтенасыщенной толщины. Это является следствием литологической неоднородности и неравномерным нефтенасыщением всей толщи, состоящей из переслаивающих пористых и плотных разностей пород. Количество эффективных прослоев по скважинам меняется от 1 до 16, толщина их колеблется в пределах 0,8 – 20, 0 м.

В верейском горизонте нефтенасыщение связано с двумя пластами, залегающими в подошве толщи. Толщина перемычки между пластами изменяется от 0,8 до 3,8 м. Пласты представлены одним прослем, толщина их колеблется от 0,8 до 5,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 8,0 м. Разделом между верейской и башкирской залежами являются плонтые и глинистые известняки толщиной до 16,6 м.

Каширские продуктивные отложения представлены одним пластом, толщина которого изменяется от 1,0 до 4,8 м. Однако доля толщины до 2 м небольшая. Разделом между верейскими и каширскими залежами служат глинисто-карбонатные отложения толщиной от 31 до 42 м.

2.2.3 Показатели неоднородности пластов

Продуктивные толщи Архангельского месторождения обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади.

Наиболее расчлененным пластовым резервуаром месторождения являются верейский и тульский (таблица 2.2.3.1.). В верейских отложениях почти во всех скважинах вскрыты два продуктивных пласта, а в тульских – три пласта, но из них два нижних пласта имеют ограниченное распространение.

На долю эффективных прослоев в массивной продуктивной толще турнейского и башкирского ярусов приходится соответственно 57 и 66%. Наибольшее распространение по площади имеют коллекторы верей-башкирских отложений. Здесь на долю коллекторов приходится до 98%.

Ограниченным и прерывистым распространением обладают пласты алексинского горизонта, где доля коллектора на площади составляет всего 38%.

Таблица 2.2.3.1-Статистические показатели характеристик неоднородности пласта

2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

Изучение физико-химических свойств нефти проведены по поверхностным и глубинным пробам по всем продуктивным горизонтам, кроме каширского, где пробная эксплуатация пласта не производилась.

Глубинные пробы отбирались из скважин при давлении выше давления насыщения. Нефти в пластовых условиях исследовали на установках УИПН-2, АСМ-300 по общепринятой методике с применением в качестве рабочей жидкости водного раствора хлористого натрия. Отбор глубинных проб нефти проводился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М.

Поверхностные нефти исследовали по существующим ГОСТам. Газ, выделенный из нефти при ее разгазировании, анализировали на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТММ и на хроматографах: ХЛ-3, ХЛ-4, хром-4.

Пробы пластовой воды на анализ отбирались при опробовании. При характеристике подземных вод применялась классификация В.А.Сулина.

Результаты исследований показывают, что нефти всех горизонтов на месторождении близки по своим свойствам. Все они, в основном, тяжелые, высокосернистые, парафинистые, вязкие. Нефть верейского горизонта отличается большей плотностью, высокой вязкостью, низким газовым фактором. Диапазон изменения основных параметров нефти в пластовых условиях по горизонтам представлен в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1- Значения основных параметров нефти в пластовых условиях

Продолжение таблицы 2.3.1