Меню Услуги

Повышение эффективности системы поддержания пластового давления на Павловском месторождении

Страницы:   1   2   3


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.

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

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.

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!

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

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут!Без посредников!
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 b,
д. един.
ρ пл. г/см3 ρ раз., г/см3 μ пл., мПа*с μ раз., мм2
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. АВС12), 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 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

Узнай стоимость написания такой работы!

Ответ в течение 5 минут! Без посредников!

Страницы:   1   2   3