СОДЕРЖАНИЕ
- ВВЕДЕНИЕ
- ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАВЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика
- 1.2. Тектоническое строение
- 1.3. Сведения о нефтегазоносноститурнейской залежи
- ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ПАВЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЮЖНО-ПАВЛОВСКОЕ ПОДНЯТИЕ)
- 2.1. Характеристика коллекторских свойств
- 2.2. Свойства и состав нефти, газа и воды
- 2.3. Запасы нефти и растворённого газа
- ГЛАВА 3. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
- 3.1. Краткая история проектирования разработки залежи
- 3.2. Анализ текущего состояния разработки
- 3.3. Анализ энергетического состояния разработки
- 3.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- ГЛАВА 4. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН
- 4.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- 4.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- 4.3. Анализ фонда действующих скважин
- 4.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- 4.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважи
- 4.6. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- 4.7. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи
- 4.8. Сбор и подготовка скважинной продукции на Павловском месторождении
- ГЛАВА 5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПАВЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ЮЖНО-ПАВЛОВСКОМ ПОДНЯТИИ, ТУРНЕЙСКОЙ ЗАЛЕЖИ
- 5.1. Анализ эффективность системы ППД залежи по очагам
- 5.2. Повышение эффективностисистемы ППД с использованием трассерных исследований скважин и ремонтно-изоляционных работ
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом балансе: доля ее в общем потреблении энергоресурсов составляет 48 %.
В 2015 году среднесуточный объём мировой добычи нефти составил 103,160 млн. барр./день, в том числе в России добыто нефти 534,8 млн.тон
Общие проблемы нефтяной отрасли наше страны известны – это ухудшение сырьевой базы, медленные темпы ввода в разработку трудно извлекаемых запасов, невыполнение объемов эксплуатационного бурения, сокращение отборов жидкости и объемов закачки воды для ППД, рост в суммарном выражении фонда бездействующих и законсервированных скважин, старение производственных мощностей, сокращение профилактического и капитального ремонта скважин и магистральных трубопроводов, нефтепромыслового и бурового оборудования.
В современной нефтяной отрасли значение системы ППД трудно переоценить. Закачка воды в пласт дает возможность повысить коэффициент извлечения нефти, в эффективном режиме эксплуатировать месторождения, находящиеся в поздних стадиях разработки. Чернушинский нефтяной район был одним из первых, где стала внедряться система ППД в Прикамье.
Павловское месторождение находится в Чернушинском нефтяном районе Пермскогокрая. Месторождение открыто в 1956 году, в эксплуатацию введено в декабре 1959 года.
Право пользования недрами Павловского месторождения предоставлено ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (лицензия ПЕМ № 12481 НЭ от 18.06.2004г, срок действия лицензии до 11.04.2040 года).
Целью выпускной квалификационной работы «Повышение эффективности системы поддержания пластового давления на Павловском месторождении (Южно-Павловское поднятие, турнейская залежь)» является анализ эффективности системы ППД в отложениях турнейского яруса Павловского месторождения (Южно-Павловское поднятие) и предложение мероприятий по ее совершенствованию.
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАВЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения вскрыт от четвертичных отложений до верхнего рифея. Максимальная вскрытая глубина скважины – 2243м.
Верхнепротерозойская подгруппа. Верхний рифей.
Отложения верхнего рифея Павловского месторождения вскрыты разведочными скважинами. Литологически толща представлена зеленовато-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина 70м.
Палеозойская группа. Вендский комплекс.
Он сложен зеленовато-серой толщей алевролитов и песчаников с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина: 63-68м.
Девонская система. Средний отдел. Живетский ярус.
Сложен буровато-серой толщей терригенных пород: алевролитов, аргиллитов, песчаников. Толщина: 7-12м.
Верхний отдел. Франский ярус.
В нижнефранскомподъярусе выделяются: пашийский горизонт, сложенный чередующимися между собой песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной 7-12м. и кыновский, представленный двумя пачками: нижней — терригенной и верхней — карбонатно-терригенной. Толщина: 14-18м.
Верхнефранскийподъярус.
Отложения представлены серыми и светло-серыми известняками и доломитами. Толщина: 127-167м.
Каменноугольная система. Нижний отдел. Турнейский ярус.
Сложен известняками светло-серыми, тёмно-серыми, глинистыми прослоями, неравномерно нефтенасыщенными. В турнейском ярусе, в 4-5м. от кровли, выделяется нефтяной пласт. Толщина: 79,5-82м.
Визейский ярус. Малиновский надгоризонт.
Сложен алевролитами и аргиллитами с прослоями углистых сланцев, каменных углей и песчаников. Толщина 1,5-14м.
Яснополянский надгоризонт. Бобриковский горизонт.
Сложен алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников. В пределах горизонта выделяется два нефтяных пласта (Бб1, Бб2). Толщина: 28-49м.
Окский + серпуховскийнадгоризонт.
Отложения представлены доломитами с подчинёнными прослоями известняков, с включениями и прослоями ангидритов и маломощных глин. Толщина: 219-269м.
Средний отдел. Башкирский ярус.
Представлен светло-серыми известняками с включениями и прослоями доломита и кремния. Отмечается присутствие конгломерато-брекчии. В верхней части башкирского яруса выделяется нефтяной пласт (Бш). Толщина: 53-77м.
Московский ярус. Верейский горизонт.
Сложен известняками с подчиненными прослоями мергелей и доломитов. В подошвенной части горизонта выделяется газонефтяной пласт (В3В4). Толщина 54м.
Пермская система. Нижний отдел. Ассельский + сакмарский ярусы.
Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина: 160-209м.
Кунгурский ярус. Филипповский горизонт.
Сложен чистыми доломитами и известняками, с прослоями и включениями гипса и мергеля. Пористые и кавернозные разности иногда насыщены нефтью или битумом. Толщина: 35-69м.
Верхний отдел. Уфимский ярус. Соликамский горизонт.
Сложен чередованием доломитов, известняков, мергелей и песчаников. Толщина 71-89м.
1.2 Тектоническое строение
Павловское месторождение нефти в тектоническом отношении приурочено к крупной антиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского вала, юго-западной части Башкирского свода.
По кровле турнейского яруса четко выделяются все поднятия Павловского месторождения. Наивысшее положение на площади занимают Павловская и Южно-Павловская структуры.
Южно-Павловское поднятие расположено на юге Павловского месторождения и состоит из нескольких самостоятельных структур.
Поднятие изометричной формы в районе скв. 324 в пределах изогипсы минус 1250 м имеет размеры 4.8 х 4.0 км, амплитуда 44 м, углы наклона крыльев 1˚30΄-1˚00΄.
Юго-восточная часть Южно-Павловского поднятия отделяется небольшим прогибом. Поднятие в районе скв. 531 оконтурено изогипсой минус 1250 м, его размеры 1.2 х 0.9 км, амплитуда 13 м, угол падения западного крыла 4˚50΄, южного — 1˚55΄.
1.3. Сведения о нефтегазоносноститурнейской залежи.
Пласт Т1
От вышележащих коллекторов визейского яруса пласт Т1 отделяется плотными непроницаемыми породами толщиной 1.0 – 4.6 м. Нефтепроявления по керну отмечены до абсолютной отметки минус 1269.4 м в скв. 526. Пласт повсеместно распространен по площади, замещение его плотными породами отмечено только в скв.22 Южно-Павловского поднятия. Эффективная толщина пласта 1.6 – 21.6 м, наиболее развит он на территории Павловского поднятия. Доля коллекторов составляет 44 – 51 %, коэффициент расчлененности 7.00 – 12.
К пласту Т1 приурочены залежи нефти на Березовском поднятии, Деткинском (районы скв.217 и 258), объединяющая Барановское, Улыкское и Павловское поднятия, на Южно-Павловском поднятии, в районах скв. 272, 2345, 531, 554, на Григорьевском поднятии (район скв.1053) и в районе
Размеры залежей составляют 0.5 – 7.0 х 0.4 – 4.5 км, этаж нефтеносности от 0.8 до 40.9 м. Тип залежей — пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1248 м до минус 1281 м .
Пласт Т2
Небольшие по размерам залежи выделены в пределах пласта на Барановском (район скв. 741) и Южно-Павловском (районы скв. 728, 1021, 1051) поднятиях, т.е. там, где при испытании в колонне получена нефть. В пределах залежей пласт выдержан по площади кроме скв. 149 и 1015, где он замещен плотными породами. Эффективная толщина пласта 1.2 – 10.6 Доля коллекторов составляет 25 – 42 %, коэффициент расчлененности 3.57 – 7.18.
Размеры залежей составляют 0.9 – 1.6 х 0.6 – 1.0 км, этаж нефтеносности от 8.5 до 29.0 м. Тип залежей — пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1257 м до минус 1276 м .
ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ПАВЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЮЖНО-ПАВЛОВСКОЕ ПОДНЯТИЕ)
2.1. Характеристика коллекторских свойств
Турнейский ярус.
Для этой части разреза основной объём информации получен в период после подсчёта запасов, когда по новым (и некоторым старым) скважинам было отобрано 416 образцов (из них многие — с помощью СКМ), по которым сделаны 451 определение пористости и 340 — проницаемости, представительными оказались более половины.
Пласты Т1 и Т2
Лучше других освещена нефтенасыщенная часть пласта Т1.По данным микроописаний, в эффективной части разреза преобладают известняки со сгустковой и комковатой структурами, много известняков органогенно-детритовых (сгустково-детритовых, полидетритовых) и биоморфных (сгустково- и комковато-водорослевых с фораминиферами). Водоросли трубчатые.
Коллекторские свойства пород турнейской толщи невысокие, максимальные значения пористости зарегистрированы в нефтенасыщенной части – 17.7%, проницаемость – 0.158мкм2 .Почти 92% образцов имеют пористость менее 14% (максимум — в интервале 10 — 12%), около 93% — проницаемость менее 25*10-3мкм2, максимум — в интервале 0.05 – 0.1*10-3мкм2.
Нефтенасыщенная часть пласта Т1 освещена представительным керном на всех поднятиях. Средние значения пористости и проницаемости равны 11.8% по 196 и 11.3*10-3мкм2 по 155 определениям, выше средних — на Южно — Павловском и Барановском поднятиях, а также в отдельных скважинах Павловского (38, 870) и Улыкского (1000) поднятий.
Пласт Т2 представлен керном в отдельных скважинах. На Павловском поднятии в нефтенасыщенной части пласта описаны известняки комковато-биоморфные с пористостью 9.6 – 13.3% .(табл.2.1.).
Таблица 2.1. Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
| Метод | Наименование | Проницаемость | Пористость, | Насыщенность |
| определения | мкм2*10 -3 | доли ед. | связанной | |
| водой, | ||||
| доли ед. | ||||
| Пласт Т2 | ||||
| Лабораторные | Количество скважин, шт | 1 | ||
| исследования | Количество определений, шт | 3 | ||
| Среднее значение | — | 0,116 | — | |
| Коэфф-ент вариации, доли ед. | 0,184 | |||
| Интервал изменения | 0.096-0.133 | |||
| Геофизические | Количество скважин, шт | 6 | ||
| исследования | Количество определений, шт | 8 | ||
| скважин | Среднее значение | — | 0,109 | — |
| Коэфф-ент вариации, доли ед. | 0,252 | |||
| Интервал изменения | 0.082-0.146 | |||
| Гидродинами- | Количество скважин, шт | 5 | ||
| ческие | Количество определений, шт | 5 | ||
| исследования | Среднее значение | 63 | ||
| скважин | Коэфф-ент вариации, доли ед. | — | ||
| Интервал изменения | 46-118 | |||
| Пласт Т1 | ||||
| Лабораторные | Количество скважин, шт | 29 | 29 | 31 |
| исследования | Количество определений, шт | 155 | 196 | 184 |
| Среднее значение | 11,3 | 0,118 | 0,427 | |
| Коэфф-ент вариации, доли ед. | 1,37 | 0,185 | 0,54 | |
| Интервал изменения | 0.63-158 | 0.08-0.177 | 0.101-0.920 | |
| Геофизические | Количество скважин, шт | 136 | ||
| исследования | Количество определений, шт | 534 | ||
| скважин | Среднее значение | — | 0,121 | — |
| Коэфф-ент вариации, доли ед. | 0,201 | |||
| Интервал изменения | 0.082-0.190 | |||
| Гидродинами- | Количество скважин, шт | 88 | ||
| ческие | Количество определений, шт | 88 | ||
| исследования | Среднее значение | 30 | — | — |
| скважин | Коэфф-ент вариации, доли ед. | — | ||
| Интервал изменения | 0.6-174 | |||
2.2.Свойства и состав нефти, газа и воды
Достоверная информация по свойствам пластовых флюидов получена по турнейским отложениям. (табл. 2.2.)
Таблица 2.2. Свойства нефти.
| Поднятие | № скв. | Параметры нефти | ||||||
| Рнас, МПа | Гф, м3/т | b, д. един. | ρ пл. г/см3 | ρ раз., г/см3 | μ пл., мПа*с | μ раз., мм2/с | ||
| Южно-Павловское | 325 | 5.6 | 15.0-17.7 | 1.020-1.026 | 0.913 | 0.916-0.918 | 44.96 | 95.98 |
На Южно-Павловском поднятии залегают нефти, характеризующиеся максимальными величинами плотности, вязкости и асфальто-смолистых компонентов, минимальным количеством бензиновых фракций.
Газ из турнейкого пласта на всех поднятиях имеет единую классификацию: малометановый, среднеазотный, высокожирный. На Южно-Павловском содержит большое количество сероводорода (1-0.54%).
Пластовые воды турнейских отложений являются высокоминерализованными (отношение rNa/rCl=0,69-0,73) рассолами хлоркальциевого типа. Коффициентсульфатности вод турнейских отложений составляет 0,22-0,27, для них характерно полное насыщение сульфатными ионами. В скв. № 73 обнаружен сероводород в количестве 460 мг/л. Содержание брома в пластовой воде составляет 685-782,6 мг/л.
2.3. Запасы нефти и растворённого газа Южно-Павловского поднятия.
Турнейская залежь
Пласт Т1
Запасы нефти Южно-Павловского поднятия подсчитаны по категории В. Промышленные притоки нефти получены на разных участках залежи. Физико-химические свойства нефти изучены по глубиной пробе из скв. 325 и поверхностным пробам из скв. 1020, 1029. Коллекторские свойства пород изучены по ГИС и по керну из нефтенасыщенной части скважин 24, 325, 727, 1010, 1011, 1024 и из водонасыщенной части скв. 7, 15, 209, 1024. Разработка залежи осуществляется с 1967 года. Форма и размеры залежи установлены достоверно.
Пласт Т2
На Южно-Павловском поднятии в районе скв. 1021 запасы отнесены к категории В. Разработка залежи пласта Т2 начата в 1990 году скважинами 1021, 1023, пробуренными согласно тех.схемы. Коллекторские свойства пород изучены по ГИС. Обоснование ВНК проведено по результатам опробования скв. 1023. Форму и размеры залежи контролируют 21 скважина.
По результатам промышленного подсчета запасов месторождения на Государственный баланс были поставлены следующие запасы нефти и газа Павловского месторождения утверждены ЦКЗ Роснедра (протокол № 280 от 19.04.2003 г.). (табл.2.3.).
Доля запасов турнейских залежей в общих запасах Павловского месторождения составляет: начальные геологические 23,9 %,начальные извлекаемые 21,4 %.
Остаточные извлекаемые запасы нефти турнейской залежи Южно –Павловского поднятия на 01.01.2014 года составляют 1065тыс.т, это 10,1% от всех остаточных запасов турнейских залежей Павловского месторождения.(таблица 2.4.)
Таблица 2.3. Состояние запасов нефти на 01.01.2014. Павловское месторождение
| Объекты, месторождение в целом | Начальные запасы нефти, тыс.т | Текущие запасы нефти, тыс.т | |||||||||||
| На государственном балансе | |||||||||||||
| геологические | извлекаемые | КИН | геологические | извлекаемые | Текущий КИН | накопленная добыча на 01.01.2014 г. | степень выработки от НИЗ, % | ||||||
| А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | C1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | ||||
| Т | 33549 | 5833 | 11843 | 2234 | 0,353 | 0,383 | 29972 | 5833 | 8266 | 2234 | 0,091 | 3576,6 | 25,4 |
| Тл+Бб+Мл | 67150 | 1415 | 36934 | 779 | 0,550 | 0,550 | 36953 | 1415 | 6737 | 779 | 0,440 | 30196,8 | 80,1 |
| Бш | 22116 | 781 | 6679 | 235 | 0,302 | 0,301 | 20565 | 781 | 5128 | 235 | 0,068 | 1550,7 | 22,4 |
| В3В4 | 32970 | 1121 | 6858 | 223 | 0,208 | 0,199 | 32949 | 1121 | 6837 | 223 | 0,001 | 21,0 | 0,3 |
| По месторождению | 155785 | 9150 | 62314 | 3471 | 0,400 | 0,379 | 120440 | 9150 | 26969 | 3471 | 0,214 | 35345,1 | 53,7 |
| 164935 | 65785 | 129590 | 30440 | 0,214 | 35345,1 | 53,7 | |||||||
Таблица 2.4. Остаточные извлекаемые запасы нефтина 01.01.2014. Южно-Павловское поднятие, пласты Т1+Т2
| Поднятие | Пласт | НИЗ(кат. АВС1+С2), тыс.т | Годовая добыча нефти, тыс.т | Темп отбора от НИЗ, % | Накопленная добыча нефти, тыс.т | Выработка от НИЗ, % | ОИЗ, тыс.т |
| Южно-Павловское | 1356 | 21,8 | 1,6 | 291,0 | 21,5 | 1065 | |
| Т1 | 1237 | 18,5 | 260,8 | 21,1 | 976 | ||
| Т2 | 119 | 3,3 | 30,2 | 25,4 | 89 |
Таблица 2.5. Гелого-физическая характеристика.Павловское месторождение, Южно-Павловское поднятие,турнейская залежь (Т1+Т2)
| № п/п | ПАРАМЕТРЫ | ед.измер. | Блок 4 Южно-Павловское |
| 1 | Средняя глубина залегания | м | 1532 |
| 2 | Тип залежи | пл.-свод. | |
| 3 | Тип коллектора | карбон. | |
| 4 | Абсолютная отметка ВНК | м | -1240 |
| 5 | Площадь нефтеносности кат.В+С1+С2 | тыс.м2 | 13006 |
| 6 | Средняя общая толщина | м | 23,2 |
| 7 | Ср. нефтенасыщенная толщина | м | 7 |
| 8 | Пористость | доли ед. | 0,1 |
| 11 | Средняя нефтенасыщенность пласта | доли ед. | 0,68 |
| 12 | Проницаемость | мкм2 | 0,349 |
| 13 | Коэффициент песчанистости | доли ед. | 0,475 |
| 14 | Коэффициент расчлененности | доли ед. | 10,6 |
| 15 | Начальная пластовая температура | С | 25 |
| 16 | Начальное пластовое давление | МПа | 15,28 |
| 17 | Давление насыщения нефти газом | МПа | 9,2 |
| 18 | Газосодержание нефти | м3/т | 15 |
| 19 | Вязкость нефти в пластовых условиях | мПа.с | 12,36 |
| 20 | Вязкость нефти в поверхностных условиях | мПа.с | 94,2 |
| 21 | Плотность нефти в поверхн. условиях | т/м3 | 0,927 |
| 22 | Плотность нефти в пластовых. условиях | т/м3 | 0,87 |
| 23 | Объемный коэффициент нефти | доли ед. | 1,079 |
| 24 | Содержание серы в нефти | % | 2,73 |
| 25 | Содержание парафина в нефти | % | 2,23 |
| 26 | Вязкость воды в пластовых условиях | мПа.с | 1,56 |
| 27 | Вязкость воды в поверхностных условиях | мПа.с | 1,0 |
| 28 | Плотность воды в пластовых условиях | т/м3 | 1,17 |
| 29 | Плотность воды в поверхностных условиях | т/м3 | 1,0 |
| 30 | Сжимаемость нефти | 1/Мпа.10-4 | 7,33 |