Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.
Аннотация к работе
Исходя из важности системы ППД на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин. В административном отношении месторождение находится в Кызылкогинском районе Атырауской области (рисунок 1.1). В орографическом отношении район представляет собой полупустынную равнину с широко распространенной сетью соров, с абсолютными отметками рельефа, колеблющимися в пределах от 50 до 100м. Литологически отложения среднего триаса представлены переслаиванием коричневых, зеленовато-серых и темно-серых глин, алевролитов, песчаников и песков толщиной 1-17м. Нижнеюрские отложения с размывом залегают на триасовых и сложены преимущественно слабосцементированными песчаниками, песками, реже алевролитами с тонкими слоями глин, крепких песчаников и алевролитов.Техногенная чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, хозяйствующему субъекту и окружающей среде. Ввиду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту, подготовке нефти и газа, обратной закачке газа на месторождении Прорва герметизированы и в рабочем режиме не представляют угрозы для загрязнения среды, основными мероприятиями по снижению рисков и предотвращению возможных чрезвычайных ситуаций являются: сохранение герметичности этих систем; соблюдение правил техники безопасности и охраны труда; автоматизация технологических процессов; обеспечение системы аварийного останова; автоматизация системы пожаротушения; наличие автоматической пожарной сигнализации и системы сигнализации об опасных концентрациях газов и т.д. Основными мероприятиями, направленными на предотвращение выделений вредных, взрывопожароопасных веществ и обеспечение безопасных условий труда являются обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов, высокий уровень автоматизации производственных процессов и дистанционный контроль, наличие и постоянное функционирование систем оперативного обнаружения газовыделений, размещение вредных и взрывопожарных производств в отдельных помещениях и на открытых площадках, вентиляция производственных помещений, применение оборудования, трубопроводов и приборов в коррозионно-стойком исполнении. От объектов месторождения выбросы веществ 1 класса опасности отсутствуют, из веществ 2 класса опасности в атмосферу выбрасываются: диоксиды азота-0,150т., акролеин-0,006т. К мероприятиям, непосредственно направленным на сокращение выбросов загрязняющих веществ, относятся: - "буферный" режим эксплуатации приема жидкости, отстоя нефти, отстоя воды за счет применения систем автоматического регулирования уровня жидкости в резервуарах и разделе фаз (нефть-вода), который позволяет снизить валовые выбросы паров углеводородов из резервуаров в 5 раз;Будет происходить увеличение потребления нефти в виду роста потребностей высокоразвитых стран в данном виде топлива и высокой энергоемкости развивающихся экономик мира; произойдет изменение транспортной инфраструктуры, по которой транспортируется нефть. Для обеспечения растущих потребностей экономики в нефти будет осуществляться разведка новых месторождений в труднодоступных районах, разработка и внедрение инновационных технологий добычи нефти не из месторождений, а из иных источников сырья. Месторождение Восточный Молдабек введено в эксплуатацию в 1999 году, продукция которого характеризуется высоковязкой нефтью, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов.Рисунок А.1 Геолого-литологический профиль меловых отложенийРисунок Б.1 Геолого-литологический профиль юрских отложенийРисунок В.
План
План безопасного ведения работ
Введение
Месторождение Восточный Молдабек выявлено сейсмоработами «Эмбанефтегеофизика» в 1986г. Бурение глубоких поисково-разведочных скважин на поднятии Молдабек начато в 1988г. Первооткрывательницей залежей нефти и газа в отложениях юры и мела на данном месторождении является скважина 27.
Нефть месторождения Восточный Молдабек высоковязкая, с высоким содержанием песка почти во всех продуктивных пластах, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов. Но также небольшая часть скважин эксплуатируется ШСНУ. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.
Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов.
При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.
В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.
Исходя из важности системы ППД на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин.
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Молдабек Восточный расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины в междуречье Сагиз-Эмба.
В административном отношении месторождение находится в Кызылкогинском районе Атырауской области (рисунок 1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жамансор и Мукур, расположенные к северо-западу на расстоянии соответственно 17 и 50 км. Расстояние до областного центра г. Атырау составляет 240м.
Старые нефтепромыслы Южной Эмбы - Макат, Сагиз, Доссор расположены юго-западнее на расстоянии соответственно 60, 70 и 85 км. В 30 км северо-западнее находится 3-я нефтеперекачивающая станция с выходом нефтепровода на нефтеперерабатывающий завод г. Атырау.
В орографическом отношении район представляет собой полупустынную равнину с широко распространенной сетью соров, с абсолютными отметками рельефа, колеблющимися в пределах от 50 до 100м.
Гидрографическая сеть развита слабо, представлена небольшой рекой Кайнар, пересыхающей в летнее время. К северу от района работ протекает река Сагиз, вода которой не пригодна для питья. Пресноводных колодцев в районе мало, дебиты воды в них незначительные.
Климат района резко континентальный с большими колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная, малоснежная, температура достигает в январе-феврале до -35 -40 ОС мороза, лето жаркое и сухое с максимальной температурой до 30 40 ОС. В летнее время преобладают ветры северо-западного направления, а зимой северо-восточного от 5 до 15 м/сек.
Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 170 до 200 мм в год.
Животный мир и растительность представлены видами, типичными для полупустынь. Растительный покров представлен, в основном, полынью, верблюжьей колючкой. Животный мир не богат, из крупных животных встречаются сайгаки, волки, лисицы, корсаки. Очень много грызунов. Из птиц встречаются степные орлы, дрофы, куропатки.
Перевозка буровых бригад, технического персонала и грузов осуществляется по асфальтированным и грунтовым дорогам.
В районе работ помимо наличия углеводородного сырья имеются строительные материалы.
Газонефтяное месторождение Восточный Молдабек относится к группе разрабатываемых, находится в ведении АО РД «Казмунайгаз».
Рисунок 1.1 Обзорная карта
1.2 Стратиграфия
На месторождении пробуренными скважинами вскрыты солевой и надсолевой комплексы пород. Солевой комплекс представлен сульфатно-галогенными осадками раннепермского возраста и представлен в виде соляного купола. На размытую поверхность мезозойских отложений, представленных породами триаса, юры и мела, с несогласием ложатся неогеновые и четвертичные отложения кайнозойской группы. Расчленение разреза основано на корреляции каротажа по скважинам с обоснованием возраста политологическим и палеонтологическим исследованиям.
Пермская система - Р
Нижний отдел - Р1
Кунгурский ярус - Р1k
Отложения кунгурского яруса сложены двумя толщами: нижней - галогенной и верхней - сульфатной (кепрок).
Галогенная толща сложена каменной солью белой, грязно-белой, крупнокристаллической с редкими маломощными терригенными прослойками и пластами ангидрита.
Верхняя пачка (кепрок) представлена ангидритами с пропластками глин. Толщина пачки 5-10м. Кровля отложений кунгурского яруса является сейсмическим репером ОГ-VI. Максимально вскрытая толщина галогенной толщи 1606м (скв.28).
Триасовая система - Т
В разрезе пробуренных скважин отложений нижнего отдела (Т1) не встречено.
Средний отдел - Т2
Отложения среднего триаса имеют небольшую толщину.
Литологически отложения среднего триаса представлены переслаиванием коричневых, зеленовато-серых и темно-серых глин, алевролитов, песчаников и песков толщиной 1-17м.
Толщина среднетриасовых отложений варьирует в пределах 15-47м.
Верхний отдел - Т3
Отложения верхнего триаса представлены песчано-галечной свитой, сложенной слабо сцементированными песчаниками, песками, алевролитами с прослоями глин. По всему разрезу отмечается наличие линз и прослоев галечника.
Песчаники серые, светло-серые, некарбонатные. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, некарбонатные, глинистые. Глины серые, темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, неизвестковистые, неслоистые.
К кровле верхнетриасовых отложений приурочен отражающий горизонт V.
Толщина отложений колеблется от 111 до 152м.
Юрская система - J
Нижний отдел-J1
Нижнеюрские отложения с размывом залегают на триасовых и сложены преимущественно слабосцементированными песчаниками, песками, реже алевролитами с тонкими слоями глин, крепких песчаников и алевролитов.
Песок серый, рыхлый, мелкозернистый. Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые на глинисто-известковистом цементе, с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, тонкослоистые. Глины серые, плотные, сильно песчанистые, некарбонатные. Максимальная глубина залегания -726,3м (скв.42), минимальная -544,4м (скв.1).
Толщина отложений колеблется в пределах от 17м до 39м.
Средний отдел - J2
Отложения среднего отдела представлены довольно однообразным составом сероцветных лагунно-континентальных песчано-глинистых отложений ааленского и бат-байосского ярусов. Отложения ааленского яруса залегают трансгрессивно на отложениях нижней юры. Бат-байосские отложения с эрозионным несогласием перекрывают породы ааленского яруса. Литологически среднеюрские отложения представлены глинами, песчаниками и песками. В отложениях бат-байосса встречаются прослои бурого угля.
Глины серые, местами с буроватым оттенком, плотные, алевритистые, не известковистые, слюдистые.
Песчаники серые, вверх по разрезу встречаются светло-серые, мелкозернистые, крепкие, ааленские песчаники на карбонатном цементе, бат-байосские - на глинисто-карбонатном.
Пески серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые, уплотненные, в бат-байосском разрезе встречаются прослои глинистых песков.
По всему разрезу отмечаются многочисленные включения обуглившихся растительных остатков. К отложениям средней юры приурочены продуктивные горизонты Ю-I-VII.
Толщина среднеюрских отложений колеблется в пределах 285-400м.
Отложения верхнего отдела на месторождении Молдабек Восточный полностью размыты.
Меловая система - К
Отложения меловой системы несогласно залегают на юрских отложениях. Политологическим признакам расчленяются на два комплекса: нижний - терригенный, слагающий нижнемеловой отдел и сеноманский ярус верхнего отдела, верхний - карбонатный, отвечающий сенонскому надъярусу верхнего мела. В нижнем отделе выделяются продуктивные горизонты М-I, М-II и М-III (рисунок 1.2). К подошве нижнемеловых отложений приурочен ОГ-III.
Нижний отдел - К1
Готеривский ярус - K1g
Готеривские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности юрских образований и литологически представлены серовато-зелеными, алевритистыми, известковистыми глинами, серовато-зелеными, известковистыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками и редко мергелями.
Толщина отложений изменяется по скважинам от 47м до 95м
Рисунок 1.2 Структурная карта по месторождению Восточный Молдабек
1 - поисково-разведочные скважины; 2- изогипсы поверхности соли; 3 - крутой склон соли; 4 - контур залежи первого мелового (М-1) горизонта; 5 - контур нефтеносности третьего триасового (Т-III) горизонта
1.3 Тектоника
В тектоническом отношении месторождение Восточный Молдабек расположено в осадочной толще чехла между Биикжальским поднятием и Коскульским выступом фундамента и связано со структурами Котыртас Северный, который входит в состав мезо-кайнозойского комплекса Эмбинско-Сагизского прогиба Прикаспийской впадины.
В осадочном чехле политологическим характеристикам и структурно-тектоническим условиям залегания выделяются два структурных этажа: соленосный и надсолевой. Характер залегания выделенных толщ представлен на сейсмических временных разрезах 3Д, а также структурных картах по отражающим горизонтам и геолого-сейсмических профилях
Соленосный структурный этаж слагают галогенные осадки, образующие соляные купола прорванного, скрыто прорванного типов и межкупольные поднятия с мозаичным расположением.
Структурные формы надсолевого комплекса осадков представлены мульдами и поднятиями, соответствующими межкупольным прогибам и соляным куполам.
По данным сейсмики 3Д на ОГ-VI свод соляного купола округлой формы вырисовывается замкнутой изогипсой -690м. Соляной “карниз” распространен на обширной территории, максимальная глубина погружения кровли соли отмечается в южной части на отметке -1590м. В восточной части кровли карниза отмечается структурный залив с абсолютными отметками -1250-1300м. По подошве карниза (ОГ-VI?) вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного простирания с размерами 2,7х3,2км по замкнутой изогипсе - 2100м и амплитудой 350м.
К своду соляного купола приурочен участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай, участок Котыртас Северный связан с погребенной антиклинальной структурой, выраженной по триасовым отложениям, и приуроченной к поверхности соляного “карниза”
По отражающим горизонтам III и V в результате интерпретации сейсмических данных 3Д в некоторой степени изменились структурные планы и положение структурообразующих разломов.
Взбросы F3 и F4, протрассированные по сейсмическим данным в центральной части структуры, имеют более существенные амплитуды по юрскому комплексу пород.
Сброс F1 с амплитудой 5-10м в пределах месторождения Молдабек Восточный имеет падение в сторону центральных блоков I, III и IV, которые являются опущенными по отношению к блоку II. В южном направлении (к соляной мульде) амплитуда сброса (F1) увеличивается от 40м до 225м. Взброс F2 имеет падение в сторону центральных блоков, восточное крыло является опущенным в отношении блоков, ограниченных тектоническими нарушениями F1 и F2. Амплитуда взброса 2-30м. Амплитуда субширотных взбросов изменяется на разных участках от 5 до 40м.
За основу при создании геологической модели месторождения участка Восточный Молдабек принята сейсмическая карта по III отражающему горизонту.
Положение тектонических нарушений уточнено по структурным картам по поверхности продуктивных горизонтов, выполненных по результатам интерпретации сейсмических материалов 3Д.
По горизонту М-I по результатам пробуренных эксплуатационных скважин и гидродинамическим характеристикам залежей нефти и газа фиксируется только разлом F1, по горизонтам М-II, М- III и Ю-I - разломы F1, F4, по горизонтам Ю-II, Ю-III, Ю-IV - разломы F1, F3, F4, по горизонтам Ю-V, Ю-VI, Ю-VII - разломы F1, F2, F3, F4.
При этом надо отметить, что по мере бурения скважин геологическое строение месторождения будет детализироваться, так как оно очень сложное и некоторые вопросы остались пока не до конца решенными, а именно периферийные участки структур не охвачены бурением, местоположение сбросов требует дальнейшего изучения.
1.4 Нефтегазоносность
Месторождение Восточный Молдабек по сложности своего строения относится к объектам второй группы, для которых характерно наличие дизъюнктивных нарушений, высокая неоднородность коллекторов по площади и по разрезу.
Месторождение многопластовое. Геологоразведочными работами установлены промышленные запасы нефти и газа в нижнемеловых и среднеюрских отложениях.
В результате детальной пластовой корреляции с привлечением результатов опробования и разработки месторождения в разрезе меловых отложений установлено 3 продуктивных горизонта (М-I, M-II, M-III), юрских отложений - 7 продуктивных горизонтов (Ю-I, Ю-ІІ, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII). Коллекторы продуктивных горизонтов представлены песчано-алевролитовыми породами различной степени сцементированности.
Вывод
Перспективы нефтедобычи в мире в первой половине XXI века выглядят как обнадеживающие. Будет происходить увеличение потребления нефти в виду роста потребностей высокоразвитых стран в данном виде топлива и высокой энергоемкости развивающихся экономик мира; произойдет изменение транспортной инфраструктуры, по которой транспортируется нефть. Для обеспечения растущих потребностей экономики в нефти будет осуществляться разведка новых месторождений в труднодоступных районах, разработка и внедрение инновационных технологий добычи нефти не из месторождений, а из иных источников сырья.
Месторождение Восточный Молдабек введено в эксплуатацию в 1999 году, продукция которого характеризуется высоковязкой нефтью, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов. Следует отметить, что дебит относится к категории средних, поэтому использование других методов просто экономически невыгодно.
Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.
Для оценки эффективности системы ППД был проведен анализ технико-экономических показателей разработки месторождения, выполнен расчет технологических показателей системы ППД для объекта Ю-ІІИ определена экономическая эффективность поддержания пластового давления в условиях месторождения Восточный Молдабек.
Выполненные расчеты показали, что применение системы ППД снижает себестоимость добываемой продукции на 38129,687тг., за счет дополнительного количества извлекаемой нефти, что позволяет получить годовой экономический эффект 1845022,787 тг.
Подводя общий итог работы, можно сделать вывод: истощение разведанных нефтяных месторождений в первой половине XXI века приведет к изменению географии нефтедобычи за счет геологоразведки и разработки месторождений в труднодоступных районах, с добычей нефти повышенной вязкости, что предопределяет изучение и совершенствования систем разработки таких месторождений и поиск более эффективных жидкостей заводнения.
Список литературы
1 ТОО «Кайнармунайгаз», «Отчет по авторскому надзору за реализацией проекта пробной эксплуатацией месторождения Восточный Молдабек в Атырауской области», Алматы, 2011 г.
2 Геологический отчет по месторождению Восточный Молдабек, «Кайнармунайгаз» служба геологии и разработки нефтяных месторождений, Атырау, 2011 г.
3 Проект разработки месторождения Восточный Молдабек, «Кайнармунайгаз» служба геологии и разработки нефтяных месторождений, Атырау, 2011 г.
4 Пересчет запасов нефти и газа месторождения Восточный Молдабек Атырауской области РК, книга 2, ТЭО КИН, 2011 г.
5 Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан-Постановление Правительства Республики Казахстан от 18.06.1996г. приказ №745.
6 Мищенко И.Т., «Скважинная добыча нефти». Москва, «Нефть и газ» 1979 г.
7 Мищенко И.Т., «Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра 1989 г.
8 Юрчук А.М., «Расчеты в технологии и технике добыче нефти», М.: Недра, 1979 г.
9 Желтов Ю.П., «Разработка нефтяных месторождений», М.: Недра, 1986 г.
10 Лысенко В. Д., «Проектирование разработки нефтяных месторождений», М.: Недра, 1987 г.
11 Регламент МИНТОПЭНЕРГО РК от 23.09.1996 N РД 153-39-007-96 регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96 (УТВ. МИНТОПЭНЕРГО РК 23.09.1996 г.)
12 А.М Юрчук, А.З Истомин., «Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра 1986
13 Гиматудинов Ш.К., «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», М.: Альянс, 2005
14 «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений», Алматы. 1996 г.; «Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащий сероводород»; «Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов, в т.ч. содержащих сероводород, в продуктивные пласты нефтегазоконденсатных месторождений Республики Казахстан. Астана, 2002 г.»
15 Статистический сборник «Охрана окружающей среды и устойчивое развитие Казахстана». Алматы 2005г.