Новый метод поддержания пластового давления на Гремихинском месторождении

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Санкт-Петербургский государственный

экономический университет»

 

 

Кафедра экономики и менеджмента

в нефтегазохимическом комплексе

 

Контрольная работа по дисциплине

 

 

ОСНОВЫ ИНЖЕНЕРНОЙ ЭКОНОМИКИ

 

 

   Выполнил:_____________________________________________

(Фамилия И.О.)

   студент______курса_______специальность_________________

                                                            (срок обучения)

   группа________№ зачетной книжки________________________

 

   Подпись:_______________________________________________

 

   Преподаватель:________________________________________

(Фамилия И.О.)

 

   Должность:_____________________________________________

уч. степень, уч. звание

   Оценка:_______________Дата:____________________________

 

   Подпись:_______________________________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2014 г.

Содержание.

1.Введение………………………………………………………………………3

2. 1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении………………………………………..3

1.2 Геолого-физическая  характеристика месторождения……………………7

1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов……………………..9

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды………………………..11

 

1.5 Нефтегазоносность………………………………………………………….12

 

1.6 Осложняющие факторы…………………………………………………….12

2. Технологическая часть

2.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин…………….13

2.2 Анализ эффективности применяемых методов воздействия на залежь…13

2.3 Использование сточной воды для поддержания пластового давления…..15

2.4 Предлагаемая технология закачки сточной воды…………………………18

Расчет времени закачки…………………………………………………………19

Список литературы………………………………………………………………21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

На протяжении всего периода разработки Гремихинского месторождения объем закачки агента в пласт оставался ниже проектного. Так, если проектом в 2002 году предусмотрено нагнетание 9600 тыс. м3 агента, то фактически было закачено лишь 1609 тыс. м3. Приемистость нагнетательных скважин составляет в среднем 40 - 50 м3/сут при проектной - 150 м3/сут. Давление нагнетания 4-5 МПа является недостаточным для внедрения агента в верхние пропластки, характеризующихся более низкой проницаемостью.

Очевидно, что существующие уровни закачки пагубно сказываются на состоянии пластового давления и провоцируют приток вод законтурных и с нижележащих пластов. Сохранение существующего баланса добычи жидкости и закачки теплоносителя чревато необратимыми процессами в нефтяных пластах с точки зрения нефтеотдачи.

Таким образом, сегодняшнее состояние разработки месторождения требует незамедлительного изменения баланса добычи жидкости и закачки вытесняющего агента.

Целью данной курсовой работы является разработка нового метода поддержания пластового давления на Гремихинском месторождении, позволяющего решить проблемы компенсации добычи закачкой и поддержания пластового давления.

Проектирование метода ППД осуществляется на основе анализа эффективности применяемых методов воздействия на залежь и ведется с учетом геологических, технологических и технико-экономических факторов. Предложения к внедрению метода основаны на анализе технико-экономических и технологических параметров трех предложенных вариантов разработки.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

пластовый давление закачка месторождение

Гремихинское месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртской республики в 25-30 км к востоку от г. Ижевска и к юго-западу от г. Воткинска. Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама.

Климат района континентальный с продолжительной зимой (6 месяцев). Среднегодовая температура +2°С. Годовое количество осадков около 500 мм. Население - русские, удмурты. Месторождение открыто в 1964 году. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений.

Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне - Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо-запад.

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.

· Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т.

· Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т

Тип залежи - пластовый, сводовый с подошвенной водой. Нефть залегает на глубинах по вертикали от 1105 м. в своде до 1190 м. на уровне самого низкого положения водо-нефтяного контакта. Высота залежи составляет 85 м. Залежь нефти пласта башкирского яруса гремихинского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке, ориентированной в северо-западном направлении с довольно широкими и пологими северо-западными периклиналями и весьма суженными заостренными юго-восточными периклиналями.

На основании разведочного и эксплутационного бурения Гремихинское месторождение по кровле башкирского яруса представлено локальными поднятиями второго порядка, положение которых определяется не столько структурными признаками, сколько наличием большой толщины пород-коллекторов по сравнению с окружающими частями залежи. Основные из них наблюдаются в северо-западной можно и в юго-западной частях складки.

По тектонической схеме в отложениях пермской и каменноугольной системах прослеживается ряд других структурных отложений.

Свод складки пологий. Углы падения изменяются от 60 на юго-западе до 110 на северо-восточном крыле. Углы падения на северо-западной переклинали от 50 0 до 10.Дизьюнктивные нарушения отсутствуют.

В геологическом строении участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к нижней части тульского (Тл-I, Тл-II) горизонтов. В среднем карбоне продуктивными пластами являются башкирские отложения и прослои пористых известняков верейского горизонтов (В-I, В-II, В-III).

В отложениях карбона на Гремихинском месторождении выявлены три залежи нефти: в тульском и бобриковском горизонтах (стратиграфически объединены в единый комплекс - яснополянский надгоризонт), в башкирском ярусе и в верейском горизонте.

Залежи тульского и бобриковского горизонтов залегают на глубине 1200-1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав коллекторов. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.

Пласт Бб-III имеет прерывистое строение, толщина его изменяется от 4,6 до 14 м. Пласты Бб-II и Бб-III прослеживаются во всех скважинах вскрывшими нижний карбон, толщина их меняется от 0,8 до 4 м.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность приурочена двумя пластами Тл-I, Тл-II. Эффективная толщина Тл-I составляет от 0,8 до 3,8 м; Тл-II - от 1 до 7,6 м. Непроницаемый прослой между пластами Тл-I и Тл-II резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м (возможны с его полным выклиниванием).

Породы бобриковского и тульского горизонтов терригенные и сложены песчаниками, алевритами и аргиллитами. Песчаники - мелкозернистые, глинистые, известниковистые. Алевриты - глинистые, с включениями линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса А4 залегает на глубине 1075-1234 м. Породы башкирского яруса карбонатные порово-трещинные представляют собой известняки (содержание СаСО3 составляет 89,2-99,6%) органогенно-обломочные, лишенные либо содержащие в очень небольших количествах какие-либо минеральные примеси. Среди этих известняков выделяются две структурные группы: известняки шламовые и известняки детритовые и биоморфнодетритовые.

Известняки шламовые и детритово-шламовые слагают плотные пачки и прослои и распределены по всему разрезу пласта. Это светло-серые, почти белые плотные породы, 60-80% которых составляют тонкие (менее 0,1 мм) гранулированные обломки и комочки, представляющие собой неопределенные обломки органических остатков. Наряду с ними присутствуют отдельные камеры фораминифер, обломки водорослей и др. Цемент-пелитоморфный либо микрозернистый кальцит; тип цементации базальный либо порово-базальный.

Часто известняки рассекаются стилолитами, реже - трещинами. Стилолиты тонкие, мелкозубчатые, чаще всего заполнены глинисто-битумным веществом, по которому рассеяны микроскопления пирита. Ширина шва изменчива: 0,015-0,80 мм. Швы часто сопровождаются жилами кальцита, развивающимися по трещинам, параллельным шву; иногда от шва отходят тонкие (шириной 0,02 мм) извилистые трещинки, заполненные нефтью. Вертикальные трещины в этих породах редки. Шламовые известняки чаще всего не содержат нефти. Она присутствует лишь в примазках по редким трещинам.

Детритовые известняки слагают подавляющую часть продуктивного горизонта. Среди них отмечаются биоморфно-детритовые разности и собственно детритовые, среди которых особое место занимают раковинные известняковые песчаники, являясь наилучшими коллекторами. Детритовые известняки светло-серые и коричневые (нефтенасыщенные разности) плотные и пористые, иногда с кавернами и трещинами.

Состав детритовых известняков в общем однороден. Варьируют лишь количественные соотношения групп органических остатков и цементирующего кальцита.

Органогенный материал составляет в породах от 60% до 90% и представлен раковинами фораминифер, обломками водорослей, криноидеи, гидроидных кораллов, брахиопод, остракод. Обычно в породах преобладает одна из первых трех групп организмов, две, либо все три. Остальные присутствуют в виде немногочисленной примеси.

Раковины фораминифер гранулированы, часто со следами окатанности, размеры их варьируют от 0,10 до 1,2 мм. Обломки водорослей удлиненные, часто в гранулированной оболочке, следы окатанности заметны слабо;

размеры их от 0,25 до 3 мм. Криноидеи со следами окатанности, размеры обломков 0,15-5, Омм, они часто заключены в регенерационные кристаллы кальцита цемента, сохраняющие одну с ним оптическую ориентировку.

Упаковка органических остатков неплотная, чаще всего со свободными контактами. По преобладающим размерам обломков различаются несортированные и мелкодетритовые разности.

Цементируются органические остатки кальцитом, слагающим базальный, базально-поровый, поровый, крустификационный и регенерационный типы цементов. Количество цемента варьирует от 40 до 5-7%.

Башкирский ярус продуктивен по всей толщине, среднеэффектиная толщина 46 м. Распространение этих пластов по площади непостоянно и сложно. В этом ярусе сосредоточен основной запас нефти - 95%.

Продуктивные пласты верейского горизонта залегают на глубине 995 -1176 м. Выделены тремя пластами - В-I, B-II, B-III. Промышленная нефтеносность установлена в пласте B-II, его эффективная толщина от 0,2 до 4,4 м. Нефтяные пласты сложены оолитовыми известняками, ракушечниками пористо-трищинноватыми, слабоцементированы. Разделены пласты слоистыми аргеллитами и сильноглинистыми нелитоморфными доломитами и известняками.

Толщина плотных непроницаемых пород-разделов в пределах продуктивного горизонта составляет 2-5 м (редко 7 м), а между горизонтом верейским и башкирским ярусом - 15 м, башкирским ярусом и яснополянским горизонтом - 50 м.

1.2 Геолого-физическая характеристика  месторождения

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.

· Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т.

· Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т

Тип залежи - пластовый, сводовый с подошвенной водой. Нефть залегает на глубинах по вертикали от 1105 м. в своде до 1190 м. на уровне самого низкого положения водо-нефтяного контакта. Высота залежи составляет 85 м. Залежь нефти пласта башкирского яруса гремихинского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке, ориентированной в северо-западном направлении с довольно широкими и пологими северо-западными периклиналями и весьма суженными заостренными юго-восточными периклиналями.

На основании разведочного и эксплутационного бурения Гремихинское месторождение по кровле башкирского яруса представлено локальными поднятиями второго порядка, положение которых определяется не столько структурными признаками, сколько наличием большой толщины пород-коллекторов по сравнению с окружающими частями залежи. Основные из них наблюдаются в северо-западной можно и в юго-западной частях складки.