Стратиграфический анализ Чикулаевского месторождения. Характеристика основных физико-химических свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях. Методы гидродинамических исследований, основные способы интенсификации добычи нефтегазоносных скважин.
При низкой оригинальности работы "Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки Чикулаевского месторождения", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Основными полезными ископаемыми является нефть и газ, среди прочих можно отметить глины, галечник, песчаники, которые имеют лишь местное значение. В 1988 году на базе уточненных запасов нефти составлена «Технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения» в которой было намечено бурение дополнительных скважин. Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола представляет собой купол размерами 0,8?0,6 км по изогипсе-1210 м., амплитуда 19м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 19м, также уменьшается и его размер с 2,3?1,7 км до 0,8?0,6 км). Восточно-Южинское поднятие: представляет собой купол, размеры в пределах замыкающей изогипсы-850 м составляют 1,9?1,0 км, амплитуда - 16 м (амплитуда структуры увеличивается с 12м до 16м, но уменьшается его размер с 2,9?1,7 км до 1,9?1,0км). Северо-Этышское поднятие: представляет собой купол, в пределах замыкающей изогипсы-830 м имеет размеры 0,9?0,6 км, амплитуда - 2 м (амплитуда структуры уменьшается с 19м до 2м, но увеличивается его размер с 0,8?0,6 км до 0,9?0,6км).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 20?С порядка 10000 г/м2·час). Расход рабочего раствора КСПЭО-СК в карбонатных коллекторах составляет 1,5-2 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. 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. В данной курсовой работе будет изучен пласт Т1 в качестве объекта исследований для раскрытия темы «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки».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.
Введение
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.
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: Таблица 1.1
1 Геологическая и аэрогеологическая съемка Масштаб 1:25000, 1:200000. Установлено пологое погружение верхнепермских отложений на запад.
2 Магниторазведка Масштаб 1:1000000. Магнитное поле характеризуется общим нарастанием значений ?Т? в восточном направлении
3 Электроразведка Масштаб 1:50000, 1:100000. Отмечено погружение опорного электрического горизонта, отождествленного с кровлей иренского горизонта, в западном направлении.
4 Гравираз-ведка Масштаб 1:100000, 1:200000. Возрастание значений изоаномал силы тяжести происходит в восточном направлении.
5 Сейсморазведка МОГТ Масштаб 1:25000, 1:50000. Подготовлена Чикулаевская, Южинская, выявлен ряд приподнятых участков. На Чикулаевской структуре проведены также работы по методике «илансъемки».
6 Структурно-поисковое бурение 20 структурно-поисковых скважин. Плотность бурения 0.33 скв/км2, изучен разрез пермских отложений. Подготовлены Труш-никовская и Этышская структуры.
7 Поисково-разведочное бурение Пробурено 16 скв.5 плотность бурения 0.27 скв/км2. Открыто Чикулаевское, Этышское, Трушниковское, Южинское месторождения нефти Чернушинской группы месторождений (залежи в каменноугольных и девонских отложениях).
8 Сейсмокаротаж 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, утвержденная 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 произведен пересчет запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти по месторождению в целом по категории С1 составили 1248 тыс.т.
В 1988 году на базе уточненных запасов нефти составлена «Технологическая схема разработки Чикулаевского месторождения» в которой было намечено бурение дополнительных скважин.
По состоянию на 1.01.1991 г. ОАО ПЕРМНИПИНЕФТЬ проведен пересчет запасов нефти. Балансовые запасы по месторождению по категориям В С1 составили 6139 тыс.т, извлекаемые - 1744 тыс.т, по категории С2 балансовые запасы - 505 тыс.т, извлекаемые - 131 тыс.т.
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.
2. 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 полей,окаймляются 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.
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-D.
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-D2.
Средний отдел девонской системы представлен живетским ярусом. Эйфельский ярус отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Живетский ярус-D2gv.
Живетский ярус сложен терригенными породами толщиной 5-18 м. Представлены алевролитами, песчаниками нефтенасыщенными.
Верхний отдел-D3.
Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами и залегает согласно на отложениях среднего отдела.
Франский ярус-D3fr.
Франский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус-D3fr1.
Нижний подъярус представлен пашийским, тиманским горизонтами.
Пашийский горизонт.
Отложения пашийского горизонта толщиной 2-5 м представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами.
Тиманский горизонт.
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 6-9 м.
Доманиковый горизонт.
Доманиковые отложения преставлены известняками темно-серыми, крепкими. Мощность 18-22 м.
Верхний подъярус-D3fr2
Верхнефранские отложения представлены известняками и доломитами. Мощность 72-235 м.
Фаменский ярус-D3fm.
Фаменские отложения представлены известняками и доломитами толщиной от 187 до 547 м.
Каменноугольная система-С.
Каменноугольная система представлена нижним, средним и верхним отделами и залегает согласно на фаменских отложениях верхнедевонской системы.
Нижний отдел-С1.
Нижний отдел представлен турнейским, визейским серпуховским ярусами.
Турнейский ярус-С1t.
Отложения турнейского яруса представлены известняками толщиной 79-175 м. К кровле турнейского яруса приурочен отражающий горизонт-ІІП.
Визейский-Серпуховский ярус-С1v s.
Визейский ярус представлен нижним, средним и верхневизейским нижне- и верхнесерпуховским подъярусами.
Нижний подъярус
Нижний подъярус представлен кожимским надгоризонтом.
Кожимский надгоризонт.
Кожимские отложения представлены радаевским и бобриковским горизонтами. Косьвинский горизонт в разрезе отсутствует в результате перерыва в осадконакоплении.
Радаевский горизонт
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
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 (tlt) алевролитов и песчаников, толщиной 11-37 м., вверху- тульскими карбонатными отложениями (tlk) 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-С2
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус-С2b
Башкирские отложения представлены известняками с прослоями конгломерато-брекчий. Мощность 27-66 м. К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт-Іп.
Московский ярус-С2m
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус
Представлен верейским и каширским горизонтом.
Верейский горизонт
Верейский отложения представлены переслаивающимися известняками и аргиллитами толщиной 47-60 м.
Каширский горизонт
Каширские отложения представлены известняками. Мощность 42-87 м.
Верхний подъярус
Верхний подъярус представлен двумя горизонтами: подольским и мячковским.
Подольский горизонт
Подольские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 69-112 м.
Мячковский горизонт
Мячковские отложения представлены известняками и доломитами мощностью 74-101 м.
Верхний отдел-С3
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Мощность 82-167 м.
Пермская система-Р
Представлена двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел-Р1
Нижний отдел представлен сакмарским ассельским, артинским и кунгурским ярусами.
Сакмарский ассельский ярус-Р1s as
Представлены известняками и доломитами. Мощность 143-221 м.
Артинский ярус-Р1ar
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 горизонт
Иренский отложения представлены доломитоми и ангидритами. Мощность 100 м.
Верхний отдел-Р2
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.
3. 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.
Рассмотрим более подробно тектонику Чикулаевского нефтяного месторождения на основе структурных карт по отражающим горизонтам (ОГ III, ОГ ІІП, ОГ ІІК, ОГ ).
По ОГ III (связанному с кровлей терригенных отложений тиманского горизонта).
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 2,8 ?1,4 км, амплитудой 7 м.
По ОГ ІІП (приуроченному к кровле турнейского яруса).
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 0,9?0,7 км по изогипсе -1220 м, амплитуда 5 м.
Южный купол: имеет размеры 1,7?1,3 км по замкнутой изогипсе -1240 м при амплитуде 10 м.
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола, представляет собой брахиантиклиналь, его размеры 2,9?1,7 км по изогипсе -1250 м, амплитуда 9 м.
Северо-Этышское поднятие: находится восточнее Северного купола, представляет собой купол размерами 2,3?1,7 км по изогипсе -1250 м, амплитуда 24м.
По ОГ ІІК (приуроченному к кровле тульских терригенных отложений).
Происходит унаследование структуры, т.е. в пределах рассматриваемой территории также прослеживаются четыре замкнутые структуры, но структура немного видоизменяется.
Северный купол: имеет размеры 2,2?1,8 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 0,9?0,7км до 2,2?1,8км).
Южный купол: имеет размеры 2,4?1,0 км по замкнутой изогипсе -1200 м, амплитуда 24 м (амплитуда структуры увеличивается с 10м до 24м, также увеличивается и его размер с 1,7?1,3 км до 2,4?1,0км).
Восточно-Южинское поднятие: находится западнее Северного купола, представляет собой брахиантиклиналь, его размеры 2,9?1,7 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 0,8?0,6 км по изогипсе -1210 м., амплитуда 19м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 19м, также уменьшается и его размер с 2,3?1,7 км до 0,8?0,6 км).
По ОГ I (приуроченному к кровле башкирских отложений).
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 -830 м составляют 1,6?0,8 км, амплитуда - 15 м (амплитуда структуры уменьшается с 42м до 15м, также уменьшается и его размер с 2,2?1,8 км до 1,6?0,8км).
Южный купол: в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 2,5?0,7 км, амплитуда - 5 м (амплитуда структуры уменьшается с 24м до 5м, увеличивается размер с 2,4?1,0 км до 2,5?0,7км).
Восточно-Южинское поднятие: представляет собой купол, размеры в пределах замыкающей изогипсы -850 м составляют 1,9?1,0 км, амплитуда - 16 м (амплитуда структуры увеличивается с 12м до 16м, но уменьшается его размер с 2,9?1,7 км до 1,9?1,0км).
Северо-Этышское поднятие: представляет собой купол, в пределах замыкающей изогипсы -830 м имеет размеры 0,9?0,6 км, амплитуда - 2 м (амплитуда структуры уменьшается с 19м до 2м, но увеличивается его размер с 0,8?0,6 км до 0,9?0,6км).
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.
4. 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 затрудненного 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 0,2-0,7 л/сек, дебит скважин - 0,8-4,4 л/сек. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией 0,3-0,5 г/л, 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 г/л и содержанием сероводорода до 51 мг/л (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 г/л. Содержание сероводорода в них достигает 285 мг/л. В небольших количествах присутствуют микрокомпоненты, в мг/л: 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 RNA/RCL) 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 мг/л.
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, определенные по анализу керна и по геофизическим данным, отличаются большой изменчивостью.
Подземные воды окско - серпуховско - башкирского водоносного комплекса - опресненные рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 160 г/л. 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 мг/л. 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 изменен 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 мг/л, стронция - 240.25 мг/л, цезия - 2.75 мг/л, калия - 881.25 мг/л. Бор, рубидий, литий промышленных концентраций не достигли и в пластовых водах.
Таким образом, несмотря на большие объемы попутно добываемых вод, они неперспективны по содержанию промышленно ценных компонентов и Чикулаевское месторождение не может быть рекомендовано для их промышленной эксплуатации.
5. Нефтегазоностность и строение продуктивных пластов Чикулаевского месторождения
В разрезе Чикулаевского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): · верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1).
Раздел иллюстрируется геологическим профилем месторождения верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс.
Пласт Т1.
Промышленная нефтеносность установлена на Северном и Южном куполах, Восточно-Южинском и Северо-Этышском поднятиях.
Северный куполю
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 2,0х2,3 км, этаж нефтеносности - 60 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 5,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 14%, проницаемость 0,047 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: K(расчл)= 13,27.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,0х1,3 км, высота залежи - 30 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 12%, проницаемость 0,069 мкм2 . Площадь водонефтяной зоны значительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 9,4 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1255 м по данным ГИС и результатам опробования скважин.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)=11,6.
А) Залежь пластовая сводовая водоплавающая, размерами 1,0х1,6 км, высота залежи - 20 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 81,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 13%, проницаемость 0,135 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1260 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 12,0.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,7х0,9 км, высота залежи - 40 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 8,8 м, в среднем равна 1,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 38,3м, пористость 14%, проницаемость 0,365 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1261 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 12,54
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 2,8-12,4 м.
Северный купол.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,7х2,2 км, высота залежи - 40 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 11 м, в среднем - 2,0 м, пористость 22%, проницаемость 0,436мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м с учетом ГИС и результатам опробования скважин.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 1,65
А) Залежь пластовая сводовая, размерами залежи 1,5х1,5 км, высота залежи - 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 2,8 м, в среднем - 1,3 м, пористость 20%, проницаемость - 0,124 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 2,8
K(песч)= 0,379
Восточно-Южинское поднятие.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,85х1,7 км, высота залежи - 35м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 11 м, пористость 22%, проницаемость 0,642 мкм2, в среднем выделяется 1,65 пропластка, доля коллекторов в общем объеме составляет 45%. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1206 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 0,611
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,65х0,8 км, высота залежи - 25 м. Водонефтяная зона незначительна. Эффективная толщина пласта колеблется от 0,4 м до 2,4 м, пористость 20%, проницаемость 0,116 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1196 м по промыслово-геофизическим исследованиям и результатам опробования скважин.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 2,1
Раздел с пластом Тл2-а представлен хорошо прослеживаемой толщей аргиллитов толщиной 25 м. Промышленно нефтеносен на Северном и Южном куполах, Северо-Этышском поднятии.
Северный купол.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 1,5х1,7 км, высота залежи - 30 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 5,2 м, в среднем - 2,0 м., пористость 23%, проницаемость 0,523 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1205 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 2,03
А) Залежь пластовая сводовая, размерами залежи 1,0х1,2 км, высота залежи - 25 м. Эффективная толщина 0,4 м - 11,6 м, пористость 23%, проницаемость 0,587 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1209 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 1,8.
А) Залежь пластовая сводовая, размерами 0,55х0,7 км, высота залежи - 20м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 м до 2,4 м, в среднем равна 1,3 м, пористость 22%, проницаемость 0,039 мкм2 . Доля коллекторов в объеме пласта составляет 38%, количество пропластков, в среднем, 1,7. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1203 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)=1,75
Покрышкой пласта служат аргиллиты (до 4 м). Пласт распространен не по всей площади. Промышленно нефтеносен на Северном куполе и Северо-Этышском поднятии.
Северный купол.
А) Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 0,95х1,3 км, высота залежи - 20 м. Площадь водонефтяной зоны незначительна. Эффективная толщина колеблется от 0,4 м до 5,6 м, пористость 18%, проницаемость 0,056 мкм2 . ВНК принят на абсолютной отметке минус 1208 м.
Б) Коэффициенты, характеризующие степень неоднородности коллекторов: K(расчл)= 1,22
6. 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.
Таблица 6.1. Основные физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Характеристика Т1 Тл2-а Тл2-б Бб1 Бб2 Мл Бш1 В3В4
Давление насыщения нефти газом, МПА 7.8 8,5 8,85 8,0 7.05 7.25 6,0 6,95
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.
Размещено на .ru
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
