Дипломная (вкр): Разработка Юрчукского месторождения

Разработка Юрчукского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и российская нефтяная промышленность имеют важнейшее значение для страны и мира в целом. Россия в настоящее время занимает лидирующие позиции в мире по уровню нефтедобычи. Кроме того, Россия является одной из стран с самыми большими разведанными месторождениями нефти. Экспорт сырья (и в том числе нефти) является основной доходной статьей российского бюджета и главным условием относительной стабильности экономики.

Современный этап развития российской нефтяной промышленности характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого, наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, является существенное ухудшение их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой продукции, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку - коллектора низкой проницаемости, сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти и т.д.

В курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы: геологическая характеристика месторождения, геолого-физическая характеристика объекта разработки, анализ состояния разработки, анализ эксплуатации скважин, технико-экономическое обоснование рекомендуемых геолого-технических мероприятий.

1. Геологический раздел

скважина нефть газ буровой

1.1 Общие сведения о месторождении

Юрчукское месторождение нефти в административном отношении расположено на юге Соликамского района Пермской области, севернее г. Березники. Областной центр, г. Пермь, находится в 165 км южнее месторождения (рис. 1.1 <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Рисунки\Рис_1.1.doc>).

Связь с областным центром осуществляется по железной дороге Пермь Соликамск. Рядом с месторождением проходит автодорога Пермь - Чусовой - Березники - Соликамск. Кроме того, в летнее время развита довольно густая сеть грунтовых дорог.

В геоморфологическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину, прорезанную на западе рекой Кама. Наблюдается постепенное повышение рельефа с запада на восток.

Речная сеть представлена многочисленными мелкими притоками реки Камы.

Большая часть площади (80%) покрыта лесом хвойных и лиственных пород, характерна заболоченность пойменных участков рек.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и относительно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет около плюс 0,70С, максимальная - плюс 370С (июль), минимальная минус 480С (январь).

Среднегодовое количество осадков около 633 мм, большая их часть выпадает с апреля по октябрь - 73%. Максимальная глубина снегового покрова достигает 80 - 90 см, грунт промерзает на глубину до 176 см. Безморозный период составляет 80 - 105 дней.

Преобладающее направление ветров южное и юго-западное.

Экономика Соликамского района основывается на добыче и переработке калийных солей. Юрчукское нефтяное месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).

Большое развитие в районе получили нефтедобывающая, химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.

Помимо калийно-магниевых солей и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишеры и Камы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются: Логовское, Сибирское, Уньвинское и Чашкинское.

Нефть с Юрчукского месторождения поступает на перекачивающую станцию «Чашкинское» и далее по магистральному нефтепроводу на Каменноложскую УППН, а затем на ООО «ЛУКОЙЛ-ПНОС».

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергетической системы. Непосредственное энергоснабжение месторождения ведется от трансформаторной подстанции 110/6кВ «Юрчукская».

Источником производственно-противопожарного водоснабжения является 15 гидрогеологических скважин средней глубиной до 30 метров, пробуренных на территории месторождения, и воды ливнево-сточной канализации, прошедшие соответствующую очистку.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение осуществляется от водовода Ду=600 мм «Усолка - Березники».

Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.

Промышленная нефтеносность на месторождении приурочена к терригенным отложениям визейского яруса (пласты Тл2-а, Бб, Мл) и карбонатным отложениям башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и турнейско-фаменского (пласт Т-Фм) ярусов.

С 1978 г. месторождение введено в разработку.

Рис. Выкопировка из обзорной карты Пермского края

1.2 Геолого-физическая характеристика

Тульский горизонт. Пласт Тл2-а.

Нефтенасыщенная часть пласта довольно слабо освещена представительным керном - немногочисленными образцами из 7 скважин, из них в одной (скв. 45) на Южном куполе.

В нефтенасыщенной части это песчаники мелкозернистые алевритистые слабо глинистые и алевролит песчаный слабо глинистый.

На Северном поднятии средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта 13,8% по 13 определениям и 42,3*10-3 мкм2 по 11 определениям, на Южном поднятии - 13,8% по 13 определениям и 6,2*10-3 мкм2 по 1 определению. Коэффициенты вариации пористости 0,04.

Бобриковский горизонт

Пласт Бб

Этот пласт наиболее полно охарактеризован керном.

Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном на Южном куполе в 5 скважинах (полнее других - в скв.: 17 и 201), и в 25 скважинах - на Северном (более полно - в скв.: 39, 41, 48, 77, 213, 220, 705 - на долю этих семи скважин приходится чуть более половины представительных определений пористости).

В нефтенасыщенной части на Южном куполе это песчаники, по составу - среднемелкозернистые, алевритистые, слабо глинистые. На Северном - значительно преобладают песчаники среднемелкозернистые, алевритистые, слабо известковисто-глинистые; распространены также песчаники мелкосреднезернистые, слабо глинистые, реже - алевролиты песчаные слабо глинистые.

Средние значения пористости и проницаемости нефтенасыщенной части пласта на Южном куполе - 17,3% по 86 определениям и 352,9*10-3 мкм2 по 108 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,135 и 0,83. Распределение проницаемости имеет максимум в интервале 250-500*10-3 мкм2.

На Северном куполе получены значения средней пористости и проницаемости - 17,5% по 621 определению и 426,9*10-3 мкм2 по 578 определениям. Коэффициенты вариации соответственно 0,159 и 0,93. Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 250-500*10-3 мкм2.

Радаевский горизонт

Пласт Мл

Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном из трех скважин, полнее других - из скв.72 (более половины определений). Все скважины - на Северном куполе.

Нефтенасыщенная часть пласта, по данным микроописаний, сложена примерно в равном соотношении песчаниками мелкозернистыми и мелкосреднезернистыми. Мелкозернистые и среднемелкозернистые песчаники, нередко с алевритовой примесью, сложены полуокатанными, плохо и хорошо окатанными, угловатыми кварцевыми зернами, сцементированными, как правило, с помощью уплотнения зерен.

Средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта высокие (лучше, чем в других продуктивных пластах) - 19,8% и 776,5*10-3 мкм2 по 26 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,103 и 0,59 (выборки однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 500-1000*10-3 мкм2

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения (Квт) проведены в лаборатории исследования пород и флюидов в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86.

Модель пласта комплектуется из 7-11 образцов диаметром 0.026 м, общая длина ее достигает 0.26 м. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии. Порядок компоновки составной модели принимается таким, что по направлению вытеснения каждый последующий образец имеет меньшую проницаемость. Отклонение проницаемости отдельных образцов от средней для модели не превышает 30%. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия p1 и p2, расход воды поддерживается постоянным. Опыты проводятся на установке УИПК-1М с нефтями конкретных пластов. Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по объему вытесненной в ловушку нефти и водонасыщенности каждого из образцов после опыта, измеряемой в аппаратах Закса ЛП-4. Далее находится зависимость Квт от коэффициента подвижности (Кподв), представляющего отношение проницаемости коллектора по нефти (Кпр) к вязкости нефти (). На основании этой зависимости по значениям средней проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований, и вязкости нефти рассчитывается коэффициент вытеснения пласта в целом или его отдельных объектов разработки.

Башкирские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на трех моделях проницаемостью 0.167, 0.134 и 0.043 мкм2. Вязкости использованных в опытах моделей нефти были соответственно 10.8, 10.2 и 13.0 мПа*с. Температура проведения опытов поддерживалась около 24.5 0С. Коэффициенты вытеснения моделей составили соответственно 0.625, 0.618 и 0.535 д.ед., причем для модели с проницаемостью 0.043 мкм2 значение Квт=0.535 является средним по двум определениям.

Данные определения коэффициента вытеснения башкирских отложений Юрчукского месторождения тесно коррелируют с результатами определения коэффициентов вытеснения для этих же отложений Логовского и Уньвинского месторождений Соликамской депрессии, расположенных соответственно севернее и южнее Юрчукского. По совокупности данных 6 моделей трех месторождений рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0503 Ln Кподв + 0.8247

с высоким коэффициентом корреляции R=0.98.

На основании полученной зависимости при одинаковой вязкости нефти башкирских пластов Юрчукского месторождения, равной 10.86 мПа*с, рекомендуются следующие значения коэффициента вытеснения: пласт Бш1 с проницаемостью 0.055 мкм2 - Квт=0.559 д.ед., пласт Бш2 с проницаемостью 0.033 мкм2 - Квт=0.533 д.ед., пласт Бш3 с проницаемостью 0.027 мкм2 - Квт=0.523 д.ед..

Определения смачиваемости выполнены для 7 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.54 и в среднем равен 0.28, что позволяет охарактеризовать поверхность башкирских пород как преимущественно гидрофобную.

Ввиду одинаковой проницаемости пласта Бш1 в северном и южном районе использована одна кривая капиллярного давления. Расчеты относительных фазовых проницаемостей произведены при значении остаточной нефтенасыщенности (Кон), определенном через коэффициент вытеснения Квт и начальную нефтенасыщенность (Кнн) по формуле:

Кон = Кнн(1-Квт)

Для визейских терригенных отложений коэффициент вытеснения определен методом приближенного лабораторного моделирования на 5 моделях, из которых одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 составлена из образцов тульских отложений, три модели проницаемостью 0.642, 0.236 и 0.098 мкм2 - из образцов тульского и бобриковского пластов, одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 - из образцов малиновского пласта. Вязкость использованных в опытах моделей нефти была в диапазоне 1.09-1.27 мПа*с. Температура проведения опытов - 280С.

По результатам проведенных экспериментов построена зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности для визейских терригенных отложений:

Квт=0.0322 Ln Кподв + 0.7516, R=0.99

Определения смачиваемости выполнены для 15 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.01-0.49 и в среднем равен 0.12, что характеризует поверхность визейских терригенных отложений как гидрофобную.

Турнейско-фаменские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на модели проницаемостью 0.008 мкм2. Вязкость нефти была 1.75 мПа*с, температура проведения опыта поддерживалась 28.5 0С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.619 д.ед.

Данные определения коэффициента вытеснения турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения были дополнены результатами определения Квт для турнейско-фаменских отложений соседних месторождений южной части Соликамской депрессии: Шершневское - модель проницаемостью 0.025 мкм2, вязкость нефти 4.14 мПа*с; Уньвинское 2 модели проницаемостью Кпр=0.012 и 0.006 мкм2, вязкость нефти 1.31 мПа*с; Пихтовское - 4 модели Кпр=0.011, 0.010, 0.008 и 0.002 мкм2, вязкость нефти была в диапазоне 0.80-0.98 мПа*с. По этой совокупности данных рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0348 Ln Кподв + 0.7854, R=0.76

На основании полученной зависимости для турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения с проницаемостью 0.021 мкм2 и вязкостью нефти 1.75 мПа*с рекомендуется Квт=0.631.

Определения смачиваемости выполнены для 3 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.05 - 0.38 и в среднем равен 0.24, что характеризует поверхность турнейско-фаменских отложений как преимущественно гидрофобную.

1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды

.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств нефти и газа на месторождении проводилось с 1976 по 2001 гг.

Наиболее полно охарактеризованы глубинными пробами отложения бобриковского и турне-фаменского пластов.

При совместном опробовании получены качественные пробы из пластов Бш1, Бш2 и Бш3.

Собственных глубинных проб нефти из тульской залежи не получено. Качественные глубинные пробы при совместном опробовании пластов Тл2-а и Бб1 отобраны в скв. 213. Из отложений радаевского горизонта представительные глубинные пробы получены лишь в скв. 72.

Товарная характеристика нефти представлена по всем промышленно-нефтеносным объектам. Всего изучено 133 глубинных пробы, в том числе 64 качественных, и 79 устьевых проб нефти.

Ниже подробно изложены свойства и состав нефти и газа по визейским отложениям.

Пласт Тл2-а

Отдельно из тульского горизонта пластовая нефть не отбиралась.

Из скв. 212 (81 г.) и 213 (79 г.) были получены глубинные пробы нефти при совместном опробовании пластов Тл2-а и Бб1. Скв. 212 была плохо подготовлена к отбору, поэтому все пробы оказались частично дегазированными.

В скв. 213 было отобрано 2 глубинные пробы, по соотношению давлений отбора, открытия и насыщения одна признана качественной. Физические параметры пластовой нефти, полученные при анализе данной пробы, близки характеристикам пластовой нефти бобриковского горизонта, предполагаем близость свойств нефти в пластах Тл2-а и Бб1. Поэтому в технологической схеме для нефти из пласта Тл2-а на обоих поднятиях рекомендуется использовать усредненные данные по нефти пластов Тл2-а+Бб1, Бб1 (Северного поднятия), Бб1 (Южного поднятия): давление насыщения - 12.72 МПа, объемный коэффициент, в зависимости от метода дегазации, составляет - 1.258-1.204, газонасыщенность нефти при КД - 110.1 м3/т, при ДД - 94.7 м3/т. Нефть как в пласте, так и после разгазирования легкая (0.765 и 0.829 г/см3) и маловязкая (1.17 мПа*с и 6.63 мм2/с).