Расчет пластового давления

Оглавление

1 Раздел

1.1 Общие сведения месторождения                                                               2

1.2.1 Геологическая характеристика и нефтеносность разреза                    5

1.2.2 Залежь нефти пласта Т₃                                                                          6

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

1.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов  7

1.3.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения                        9

1.3.3 Запасы нефти и растворенного газа                                                      10

2 Раздел

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения            15

2.2 Пласт Т₃                                                                                                      19

3.1 Исходные данные                                                                                      21

3.2.2 Расчет изменения среднего пластового давления во времени           21

Литература                                                                                                        24

Раздел 1

1.1 Общие сведения месторождения

месторождение геологический нефть газ

В административном отношении Горное месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области в 70 км к востоку от г. Бузулук, в 35 км, на северо-восток от г. Сорочинск и в 165 км. к северо-западу от г. Оренбург (Рисунок 1.1).

Наиболее крупными населенными пунктами вблизи месторождения являются: с. Плешаново, с. Кинзелка, с. Токское и с. Яшкино, пос. Подольск и Пролетарка, связанные между собой шоссейными, грунтовыми и проселочными дорогами. Передвижение по дорогам в осенне-весенний период и зимнее время года затруднено. В 15 км к юго-западу от месторождения расположено одно из крупных разрабатываемых месторождений - Сорочинско-Никольское, в 25 км на восток - Родинское месторождение, в 5 км на север - Токское.

Добыча нефти на Горном месторождении осуществляет НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть». Нефть и газ с месторождения по отдельным трубопроводам поступают соответственно в нефтепровод «Покровка - Кротовка» и газопровод «Покровка - Красные пески» (Рисунок 1.2). Ближайшая железнодорожная станция "Сорочинская" Южно-Уральской железной дороги находится на расстоянии 95 км. Основная материально-техническая база расположена в г. Бузулук.

В орографическом отношении район работ представляет собой холмистый рельеф, расчлененный, сильно изрезанный овражной системой. Часто поверхность осложнена небольшими грядами, отдельными холмами и западинами. Абсолютные отметки колеблются от +183,1 м до +300,1 м, в пределах пойм высота рельефа превышает +103,3 м. Растительность представлена редкими смешанными лесами и лесостепью, с преобладанием лиственных пород, произрастающими преимущественно в низменных условиях.

В физико-географическом отношении территория месторождения приурочена к водоразделу рек Ток и М.Уран, протекающих в юго-западном направлении. На территории Самарской области они впадают в р. Самару. Правый берег р. Ток, протекающей в северной части площади, - крутой, левый - пологий. Пойменная часть реки достигает ширины 1,5 км и имеет большое количество стариц и озер. Высота пойменной террасы не превышает 3 м. Русло реки имеет ширину 10 - 45 м, максимальная глубина - 2,5 м. На юге площади течет р. М.Уран, имеющая ширину русла не более 23 м и глубину, не превышающую 1,5 м. В пределах поймы река сильно меандрирует.

Климат района континентальный с колебаниями температур от минус 40 ^оС (зимой) до плюс 40 ^оС (летом). Основным показателем континентальности является большая амплитуда температуры воздуха между зимним и летним периодами. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет плюс 4 ^оС. Наиболее холодный месяц года - январь (-20 ^оС), самый теплый - июль (+22 ^оС).

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ (выкопировка из обзорной карты месторождений УВ и фонда структур Оренбургской области по состоянию на 1.01.2003 г.)

      По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к зоне недостаточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков составляет 350 - 450 мм. Устойчивый снеговой покров появляется в декабре, а сходит в первой половине апреля. Высота снежного покрова в среднем достигает 22-50 см. К неблагоприятным атмосферным явлениям, характерным для рассматриваемой территории в зимнее время, относятся метели.

Источником хозпитьевого водоснабжения Горного месторождения являются 2 артезианские скважины. Подтоварная вода с УПСВ «Горное» и пресная вода с Тоцкого водозабора являются источниками технического водоснабжения месторождения. Месторождение обеспечено электроэнергией посредством линии электропередач ВЛ - 35 кВ. Строительными материалами район обеспечен недостаточно. Потребность района стройматериалами восполняется за счет завоза их из смежных районов Оренбургской области.

1.2.1 

1.2.1 Геологическая характеристика и нефтеносность разреза

Горное нефтяное месторождение открыто в 1976 г. Месторождение многопластовое и многокупольное, расположенное области сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях турнейского и визейского ярусов нижнего карбона. В пределах месторождения выявлено 11 залежей нефти в пластах: О₄, Т₁, Т₂¹, Т₂² и Т₃ .

Продуктивный пласт О₄ выделен лишь на основании данных ГИС, керна и данным опробования. В процессе бурения скважин, возможно, продуктивные пласты опробовались пластоиспытателем. Так, в скважине 3 производилось испытание следующих пластов: О₁+О₂, О₄, О₅, О₆ и Б₀. Однако из всех перечисленных объектов, кроме пласта О₄, притока получено не было, что свидетельствует о преобладании в их разрезе плотных разностей пород и об отсутствии активного пластового флюида. В последующем при бурении скважин опробовались, в основном, известняки турнейского яруса (пласты Т₁ , Т₂¹_, Т₂² и Т₃) и окского надгоризонта (пласт О₄), в которых были установлены признаки нефтенасыщения.

       Таблица 1.1 - Характеристика нефтяных залежей Горного месторождения

      1.2.2 Залежь нефти пласта Т₃

Пласт Т₃ выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный.

В пределах Южного купола пласт Т₃ вскрыт тринадцатью скважинами. По данным глубокого бурения структура представляется в виде куполовидного поднятия с размерами 2,6х1,9 км, высотой 11,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Т₃ изменяется от 1,6 до 17,8 м (Таблица 1.1). Средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС - 12 % и 89 % соответственно. Водонефтяной контакт по ГИС прослеживается в скважинах 64 (-2290,3), 95 (-2291,2), 102 (-2289,3), 105 (-2290,2), 106 (-2290,2). В скважине 65 кровля пласта Т₃ вскрыта на абсолютной отметке -2290,8, по ГИС пласт в этой скважине водонасыщен. ВНК по залежи принят на а.о. -2291,2 м. В промышленной эксплуатации находятся скважины 64-II ствол, 95, 98, 102, 105, 106. При опробовании пласта (скважина 95) в колонне из интервала перфорации 2516,0-2521,0 м (а.о. -2276,1- 2581,1 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 39 м³/сут. Скважины 95, 98, 105 и 106 работают совместно с пластами Т₁ и Т₂.

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

1.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов

В целом, по Горному месторождению физико-химические свойства нефти и растворенного газа исследованы по 6 пробам из 6 скважин.

В период разведки месторождения отобраны глубинные и поверхностные пробы из пласта Т₁ в скважинах 3, 4 и 13. К настоящему времени в отложениях турнейского яруса на Южном куполе отобраны две глубинные пробы: одна в скважине 60 из пласта Т₂ и одна в скважине 95 из пласта Т₃. На Северном куполе в скважине 81 отобрана рекомбинированная проба из пласта Т₁. Таким образом, учитывая многопластовость месторождения, на каждый из продуктивных пластов приходится единичное количество исследований пластовой нефти:

- пласт Т₁ - 1 глубинная проба (Южный купол), 2 глубинные и 1 рекомбинированная пробы (Северный купол);

- пласт Т₂  - 1 глубинная проба (Южный купол);

- пласт Т₃  - 1 глубинная проба (Южный купол);

- пласт О₄  - пробы не отбирались.

Исследования кондиционных проб пластовых флюидов позволили охарактеризовать свойства нефтей турнейского яруса, вскрытого в разрезе месторождения.

Таблица 1.2 - Результаты исследований проб нефти продуктивных пластов

Исследование свойств нефти пласта Т₃ проводилось по пробам, отобранным из  скважины на Южном куполе (скважина 95). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения - 6,59 Мпа, газосодержание - 27,76 м³/т, объемный коэффициент - 1,08, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,1 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 0,8375 г/см³, сепарированной - 0,8615 г/см³. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ⁰С составляет 10,1 мм²/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,28 %), смолистая (6,18 %), парафинистая (5,5 %).

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти составляет 879 кг/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,08 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 34,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 11,20 мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 886 кг/см3, газосодержание 30,2 м³/т, объёмный коэффициент 1,037, динамическая вязкость разгазированной нефти 33,20 мПа×с. По товарной характеристике нефть тяжелая, высокосернистая (массовое содержание серы 2,48 %), смолистая (15,78 %), высокопарафинистая (6,22 %).

Таблица 1.3 - Параметры нефти и газа

1.3.2 1.3.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

В гидрогеологическом отношении промышленно нефтеносные пласты турнейского яруса Т₁, Т₂ и Т₃ приурочены к средней зоне затрудненного водообмена. Воды находятся в состоянии крайне медленного движения.

По своим физико-химическим свойствам воды турнейского яруса представлены рассолами хлоридно-натриевого и хлоридно-натриево-кальциевого состава. Они характеризуются плотностью 1,127 г/см³, минерализацией 177,14 г/л. Вязкость при пластовой температуре составляет 1,05 МПа·с, объемный коэффициент - 1,004.

Газ, растворенный в водах турнейского яруса, в районе рассматриваемого месторождения не изучался. Регионально он характеризуется азотно-углеводородным составом. Газонасыщенность вод франско-турнейского карбонатного комплекса на месторождениях Оренбургской области низкая, обычно не превышает 300 см³/л, упругость газов - 4,0÷5,0 МПа. Азот преобладает над углеводородом, газы содержат сероводород.

1.3.3 1.2.3 Запасы нефти и растворенного газа

Впервые запасы нефти Горного месторождения были подсчитаны в 1976 году геологической службой объединения «Оренбургнефть» в оперативном порядке по пласту Т₁.

В 1978 году подсчитаны запасы нефти и газа по продуктивным пластам Т₁ (турнейский ярус) и О₄ (визейский ярус) Горного месторождения в составе Подольской группы месторождений и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 8167 от 17 ноября 1978г.).

В 1984 году эксплутационной скважиной 64 выявлена залежь нефти пласта Т₂¹. ПО «Оренбургнефть» по этой залежи произведен оперативный подсчет запасов, которые были приняты на баланс предприятия.

В 1990 г. выполнен пересчет запасов нефти и газа по продуктивным пластам Т₁ и Т₂¹. Запасы  утверждены ГКЗ РФ в 1992 году (протокол № 57дсп от 11.06.1992 г.).

С 2001 по 2007 год были выполнены оперативные пересчеты по пластам Т₁ и Т₂¹ и оперативные подсчеты по новым промышленным объектам Т₂² и Т₃.

В 2008 г. выполнен новый «Пересчет запасов нефти и газа и ТЭО КИН Горного месторождения Оренбургской области». Отчет выполнен в лаборатории промысловой геологии отдела РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть». В его основу легли все данные, вновь полученные в результате: сейсморазведки, бурения и опробования новых скважин, анализа керна и исследования проб нефти, комплекс проведенных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Было уточнено положение границ ранее выявленных залежей нефти.

Построена 3D геологическая и гидродинамическая модели месторождения. Перечет запасов нефти Горного нефтяного месторождения (в отличие от ранее выполненных) проводился по модели, что дает больше информации о геологическом строении залежей, необходимой для решения практических задач по разработке месторождения.

По объему извлекаемых запасов нефти Горное многопластовое месторождение относится к категории средних.

По степени геолого-геофизической изученности подсчитанные запасы УВ отнесены к категориям В, С₁ и С₂. Общая оценка начальных геологических / извлекаемых запасов нефти горного месторождения составила:

категория В - 16373 / 9776 тыс.т;

категория С₁ - 545 / 324 тыс.т;

категория С₂ - 9176 / 4108 тыс.т.

Следует отметить, что запасы нефти и газа окского надгоризонта целиком находятся за пределами лицензионного участка. В пределах лицензионного участка начальные геологические / извлекаемые запасы нефти составили:

категория В - 15112 / 9022 тыс.т;

категория С₁ - 545 / 324 тыс.т.,

категория С₂ - 761 / 455 тыс.т.

Незначительная доля запасов нефти и газа турнейского яруса попала за пределы Горного ЛУ - 1261 тыс.т категории В по всем пластам Южного купола, или 7 % от общих геологических запасов турнейского яруса.

Начальные запасы растворенного газа по месторождению - 841 млн.м³, при небольшом газосодержании 26 - 36 м³/т.

В целом, после уточнения модели месторождения, по геологическим запасам Горное месторождение характеризуется следующими особенностями:

запасы нефти утверждены по 1 пласту окского надгоризонта и 4 пластам турнейского яруса;

основной объем геологических запасов - 68 % содержится в карбонатных коллекторах турнейского яруса, 32 % запасов приходится на карбонатный пласт О₄;

большая часть НГЗ (41 %) сосредоточена в коллекторах пласта Т₁, на пласт О₄ приходится 32 %, на пласт Т₂² -14 %, по остальным пластам запасы распределены равномерно ~ 6 %;

залежи нефти приурочены к 2 куполам - Северному и Южному;

геологические/извлекаемые запасы нефти категорий В+С₁+С₂ по поднятиям распределены почти равномерно - Северная залежь содержит 52 % запасов месторождения, Южная - 48 %;

на водонефтяные зоны месторождения приходится основной объем НГЗ - 67 %;

продуктивный разрез месторождения сильно расчленен, запасы распределены по проницаемым пропласткам средней толщиной 1,8 м (интервал изменения от 0,4 - 11,3 м);

разведанность геологических запасов нефти месторождения высокая, на турнейском ярусе категорией С₂ оценивается незначительная доля запасов - 4 %; залежи окского надгоризонта малоизученны - 100 % запасов оценены категорией С₂. В целом по месторождению категорией С₂ оцениваются 35 % запасов;

средняя плотность запасов нефти, в целом, небольшая - 5,2 тыс.т/га.

Коэффициенты извлечения нефти по подсчетным объектам обоснованы в ТЭО КИН (2008 г.). Для карбонатных отложений турнейского яруса принят коэффициент нефтеизвлечения 0,597 д.ед. Для карбонатных отложений окского надгоризонта КИН принят на уровне 0,434 д. ед.

2. раздел

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Горное нефтяное месторождение открыто в 1970 году в результате поисково-разведочных работ на Подольской площади, изученной в 1969 - 1970 гг. сейсморазведкой МОВ и введенной в поисково-разведочное бурение в 1974 г. В 1976 г. нефтеносность месторождения подтверждена бурением поисковой скважины 3.

Первый проектный документ - «Технологическая схема разработки укрупненного Подольского месторождения» выполнен институтом «Гипровостокнефть» в 1976 г. (на основании выполненного в том же году оперативного подсчета запасов нефти пласта Т₁ турнейского яруса), проект утвержден в ЦКР (протокол № 466 от 5.03.76 г.). На основании этого документа Горное месторождение было введено в пробную эксплуатацию.

В 1978 году на основании поисково-разведочного и эксплуатационного бурения институтом «Гипровостокнефть» выполнен «Подсчет запасов нефти и газа Подольской группы нефтяных месторождений Оренбургской области» (протокол ГКЗ СССР № 8167 от 17.11.1978 г.). Данным подсчетом впервые на баланс поставлены запасы пласта О₄ окского надгоризонта и переоценены запасы пласта Т₁ турнейского яруса.

В 1978 году на основании выполненного подсчета запасов институтом «Гипровостокнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Горного месторождения».

В 1981 г. институтом «Гипровостокнефть» в рамках авторского надзора выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения».

В 1984 году институтом «Гипровостокнефть» составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения».

В том же 1984 году эксплутационной скважиной 64 выявлена залежь нефти пласта Т₂¹. Производственным объединением «Оренбургнефть» по данной залежи составлен «Оперативный подсчет запасов пласта Т₂¹ турнейского яруса», который впервые поставил на баланс предприятия запасы нефти и газа по пласту Т₂¹.

В следующем, 1985 году, с целью уточнения системы разработки пластов Т₁ и Т₂¹, а также перспектив добычи нефти до конца разработки, институтом «Гипровостокнефть» составлена новая «Технологическая схема разработки Горного месторождения Оренбургской области».

В 1990 г. выполнен пересчет запасов нефти и газа по продуктивным пластам Т₁ и Т₂¹. Запасы  утверждены ГКЗ РФ в 1992 году (протокол № 57дсп от 11.06.1992 г.).

В 1990 г. ЦНИЛ ПО «Оренбургнефть», в связи с получением новых данных по результатам бурения скважины 87, уточнивших представления о геологическом строении залежей пластов Т₁ т Т₂¹, составлена «Технологическая схема разработки Горного нефтяного месторождения» (утверждена протоколом № 11 от 6.11.1991 г. ТЭС ПО «Оренбургнефть»). Основные положения Технологической схемы:

- объединение пластов Т₁ и Т₂¹ в один эксплуатационный объект;

бурение 30 скважин, в т.ч. 22 добывающих и 8 нагнетательных по сетке 500х500 м;

бурение скважин на Южном куполе со вскрытием пласта Т₂¹;

применение метода изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);

перевод под нагнетание скв. 3 и 5; реперфорация пласта Т₁ в скважинах 9, 14; в скважин 65 провести дострел до ВНК.

резервный фонд - 5 скважин;

С 1990 по 2007 год были выполнены оперативные пересчеты по пластам Т₁ и Т₂¹ и оперативные подсчеты по новым промышленным объектам Т₂² и Т₃.

В 1999г. ОАО «Оренбургнефть» выполнен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений», по результатам которого существенно скорректированы проектные технологические показатели (протокол ЦКР № 2430 от 07.10.1999г.).

Пласты Т₃ и Т₂² поставлены на баланс согласно оперативных подсчетов запасов (протокола № 467-2005М от 28.03.2005г и №18/282 от 04.05.2006 г. соответственно).

В 2006г. институтом «ТатНИПИнефть» выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра № 590 от 13.12.2006г.) в связи со значительным расхождением фактических и проектных показателей на основании оперативных подсчетов запасов нефти. К реализации в ДТСР был рекомендован четвертый вариант разработки со следующими проектными положениями:

- добыча: 2006 г. - 622,2 тыс. т нефти, 1167,0 тыс. т жидкости, 2007 .г - 673,1 тыс. т  нефти, 1600,1 тыс. т  жидкости, 2008 г. - 654,4 тыс. т  нефти, 1927,5 тыс. т  жидкости;

совместная разработка продуктивных пластов турнейского яруса одной сеткой скважин;

сетка скважин 500х500 м;

фонд скважин за весь срок разработки - 61;

бурение пяти добывающих скважин (две в 2006 г., три в 2007 г.) и одного БС (в 2008 г.);

В 2007 г. институтом «ТатНИПИнефть» был выполнен и утвержден ЦКР «Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Горного месторождения» (протокол ЦКР Роснедра по РТ № 706 от 11.12.2007 г.), в котором были скорректированы прогнозные уровни добычи нефти по месторождению. По этому документу в настоящее время ведется разработка месторождения.

Основные положения и технологические показатели на период 2007-2009 гг.:

- добыча: 2007 г. - 498,1 тыс. т нефти, 1010,3 тыс. т жидкости, 2008 .г - 430,6 тыс. т нефти, 904,6 тыс. т жидкости, 2009 г. - 352,5 тыс. т нефти, 783,3 тыс. т жидкости (допустимое отклонение фактических показателей разработки от проектных  ±20 %);

выделение одного объекта разработки - турнейского яруса;

бурение 4 добывающих скважин в 2007 г. и одного БС в 2008 г.;

схема размещения проектных скважин - треугольная, с расстоянием между скважинами 500х500 м;

общий фонд - 63 скважины, из них 38 добывающих, 17 нагнетательных, восемь прочих;

выполнение геолого-технических мероприятий по оптимизации отборов жидкости из добывающих скважин;

продолжение работ по повышению продуктивности скважин методами воздействия на призабойную зону (НСКО, КНН) и по водоизоляции водопритока в скважинах (КОС).