Курсовая работа (т): Геология и нефтеносность продуктивных пластов Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция)

Геология и нефтеносность продуктивных пластов Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

(ФГБОУ ВПО "КубГУ")

Кафедра региональной и морской геологии

Выпускная квалификационная работа бакалавра

Геология и нефтеносность продуктивных пластов Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция)

Работу выполнил С.А. Глуштарь

Факультет Геологический

Направление 05.03.01 Геология

Научный руководитель

доктор геол. - мин. наук, профессор Г.А. Стогний

Нормоконтролер

канд. геогр. наук, доцент О.Л. Донцова

Краснодар 2015

Реферат

ГЛУШТАРЬ С.А. (выпускная квалификационная работа бакалавра)

Геология и нефтеносность продуктивных пластов Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция) 48 стр. текста, 8 рис., 4 табл., 9 источников.

ПРИОБСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, КЛИНОФОРМА.

Квалификационная работа бакалавра включает в себя введение, основную часть, состоящую из 5 глав, заключение, список используемых источников.

В работе рассмотрена история изученности, дана характеристика геологического и тектонического строения Приобского месторождения, проведен анализ нефтеносности пластов Ас₁₀-Ас₁₂.

Содержание

Введение

1. Физико-географический очерк

2. Геолого-геофизическая изученность

3. Геологическое строение

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

3.2 Геологическое строение пластов Ас₁₀-Ас₁₂

3.3 Выводы

4. История и условия осадконакопления

5. Нефтеносность

5.1 Состав и свойства пластовых флюидов

5.2 Петрофизическая характеристика пластов

5.3 Выводы

Заключение

Список используемых источников

Введение

Актуальность работы. Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В Среднеобской нефтегазоносной области открыто более 220 нефтяных и нефтегазовых месторождений, включая крупнейшие по запасам Самотлорское, Федоровское, Мамантовское, Приобское, Приразломное, Ватинское, Аганское.

На Приобском месторождении основная часть разведанных запасов (более 90%) сосредоточена в неокомских пластах группы АС. Группа АС подразделяется на 11 пластов. Наиболее крупные по запасам пласты АС^1-2₁₂ и АС₁₁. Основная добыча нефти в настоящее время ведется из пластов АС¹ ₁₀, АС^2-3 ₁₀ [5] В связи с этим наиболее актуальной является проблема исследования геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС₁₀-АС₁₂, что и определило цель работы.

Цель работы - анализ геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС₁₀-АС₁₂ Приобского месторождения. В рамках данной проблемы были поставлены следующие задачи.

.        Характеристика геологического строения продуктивных пластов АС₁₀-АС₁₂ Приобского месторождения.

2.      Характеристика нефтеносности продуктивных пластов АС₁₀-АС₁₂

Исходный материал. Материал по геологическому строению и нефтеносности Приобского месторождения был собран во время прохождения второй производственной практики в ОАО "Юганскнефтегаз" (г. Нефтеюганск, ХМАО)

геология нефтеносность продуктивный пласт

1. Физико-географический очерк

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Рис 1)

Рисунок 1 - Схема расположения Приобского месторождения (ЗАО "УфаНИПИнефть", 2004 г.)

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. Приобское месторождение расположено в 65 км от города Ханты-Мансийска в восточном направлении и на 100 км к западу от города Нефтеюганска. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Северная часть Приобского месторождения, расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Изучаемая территория субширотно пересекается рекой Обь и Иртыш. Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками +27 - +35 метров. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 метров. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озеро Левашкина, озеро Окуневое и другие.

Северная зона месторождения приходится на правобережную надпойменную террасу с абсолютными отметками от +45 до +60 метров.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура - 19,5 градусов С). Абсолютный минимум - 52 градуса С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. На сухих песчаных почвах произрастают хвойные леса (сосна, ель, кедр.). Поймы рек покрыты зарослями тальника. Широко развит смешанный лес - осина, береза, хвойные.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

Развитие многолетних мерзлых пород (ММП) на Приобском месторождении изучено слабо, только в пределах разбуренных эксплуатационных участков. Толщина ММП составляет 15-40м. Мерзлыми чаще всего являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.

Животный мир довольно разнообразен. Обитают лось, олень, медведь, белка, глухарь, тетерев, куропатка, рябчик, бурундук и другие.

Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями - ханты, манси в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.

Район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

2. Геолого-геофизическая изученность

На территории Ханты-Мансийского автономного округа планомерное проведение геофизических и буровых работ началось в 1954 году. Приобское месторождение было открыто в 1982 году Правдинской нефтеразведочной экспедицией, которая входила в состав Ханты-Мансийской комплексной геологоразведочной экспедиции. Освоение части месторождения, расположенного на левом берегу Оби, началось в 1988 г., правобережной части (Южно-Приобское месторождение) - только в 1999 г., так как из-за плохой проницаемости пластов долгое время его освоение считалось нерентабельным. За время разработки и эксплуатации Приобского месторождения было составлено девять проектных документов, созданные коллективами институтов СибНИНП и Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть. Первым проектным документом был "Проект пробной эксплуатации Приобского месторождения", 1986 г. (Утвержден техсоветом Главтюменнефтегаза 21.05.1986 г., протокол № 26). В нем были выделены три эксплуатационных объекта пласты АС₁₀, АС₁₁ и БС_4-5 (АС₁₂) (до 1989 года пласт АС₁₂ считался пластом БС_4-5); принята блоковая трехрядная система размещения скважин, с расстоянием между скважинами и рядами 500x500 м. Максимальные проектные уровни по трем участкам составили: добычи нефти - 398 тыс. т/год; добыча жидкости - 800 тыс. т/год; закачки воды - 1200 тыс. м³/год. Общий фонд скважин - 126, в т. ч. добывающих 98, нагнетательных 28.

С 1986 по 1988 гг. в результате дальнейшего разбуривания Приобского месторождения (число разведочных скважин увеличилось с 17 до 63) было уточнено геологическое строение продуктивных пластов, расширены зоны их развития, получены промышленные притоки нефти на правой части месторождения и новые данные о размерах залежи нефти, уточнены подсчетные параметры, значительно возросли запасы нефти. Все это послужило основанием для составления нового проектного документа.

В 1988 г. СибНИИНП был составлен и утвержден ЦКР Главтюменнефтегаза уточненный проект пробной эксплуатации, в котором были учтены изменения балансовых и извлекаемых запасов нефти за счет расширения площади нефтеносности продуктивных пластов, а также увеличения рыбоохранной зоны от 1 км в 1986 г. до 2-х км в 1988 г. В проекте были выделены два участка для пробной эксплуатации на правобережной части Приобского месторождения и два на левобережной - на пласты АС₁₁ и БС_4-5.

Максимальные проектные уровни по месторождению составили: добычи нефти - 860 тыс. т/год; добыча жидкости - 1861 тыс. т/год; закачки воды - 2480 тыс. м³/год. Общий фонд скважин - 254, в т. ч. добывающих 204, нагнетательных - 60.

В течении 1988 г. в результате анализа всей имеющейся геолого-промысловой информации и детальной корреляции продуктивных отложений на Приобском месторождении в неокомских отложениях было выделено 11 продуктивных пластов, пересчитаны и утверждены запасы нефти. [1]

Месторождение введено в разработку в 1988 г. Объекты разработки - пласты АС₁₀, АС₁₁ и БС_4-5 (А₁₂). Было, выделено четыре участка. Два участка (1 и 2) на Левом берегу и два (3 и 4) на Правом.

Сохранялось прежнее выделение объектов разработки - горизонты АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂.

В 1990 г. предприятие "Юганскфракмастер" провело первые успешные операции ГРП на Приобском месторождении. На горизонт Ас₁₂ предусматривалось внедрение глубокопроникающего гидроразрыва пласта. Дальнейшая разработка месторождения велась с применением технологии ГРП. Кроме того, предусматривалось формирование трех элементов разработки горизонтальными скважинами.

Анализ эффективности реализованных систем разработки показал, что решение развернуть ряды нагнетательных скважин в субмеридиальном направлении оказалось верным. А вот попытки использования технологии горизонтального бурения на Приобском месторождении не удались, что полностью соответствует геологическим особенностям месторождения, с высокой расчлененностью пластов. В 1992 году была пробурена скважина 2213 с горизонтальным стволом длиной 231 м, параллельным нагнетательному ряду. Дебит в первый год эксплуатации был не выше, чем у окружающих скважин, и составлял около 12 т/сут, и в последствие уменьшился до 1 т/сут.

Рисунок 2 - Динамика фонда скважин левобережного участка разработки [2]

В 1992 году с целью расширения опытного участка разбуривания была составлена Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации участка №4 пойменной части Приобского месторождения (левобережная часть), 1992г. (Утверждена на техсовете объединения "Юганскнефтегаз" 11.06.1992г.)

В документе была рассмотрена возможность вовлечения в разработку пойменного участка, примыкающего с севера к разбуренной площади Левобережья. Основные подходы к разработке месторождения в документе не изменились. Объекты разработки - горизонты АC₁₀, АC₁₁ и АC₁₂. Система разработки - линейная трехрядная. Плотность сетки - 25 га/скв.

В период до конца 1996 года разработка осуществлялась на основании последних двух проектных документов. Разбуривание велось только на левобережном участке.

На 01.01.1997 на месторождении было пробурено 502 скважины (из 704 проектных), в том числе 457 добывающих и 45 нагнетательных (рисунок 2). Действующий добывающий фонд составлял 275 скважин, бездействующий - 182 скважины. Из 275 скважин действующего фонда 91 скважина работала с дебитом нефти не более 1 т/сут, 178 скважин имели дебит менее 10 т/сут. Средние дебиты нефти по пластам составили: АС₁₀ - 10,1 т/сут, АС₁₁ - 6,0 т/сут, АС₁₂ - 3,8 т/сут.

Освоение месторождения шло медленными темпами, ввиду сложностей с формированием системы заводнения. Действующий нагнетательный фонд составлял по месторождению 41 скважину. Низкая приемистость нагнетательных скважин не позволяла эксплуатировать их круглогодично, ввиду риска замерзания водоводов в зимний период. В связи с этим шло значительное отставание в переводах скважин в ППД. В результате, соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин действующего фонда составляло 6-7 к 1, причем по горизонтам А₁₁ и А₁₂ это соотношение составляло 10-12 к 1.

Фактически месторождение находилось в критическом состоянии. Фонд скважин постоянно увеличивался, а добыча нефти с месторождения практически не росла (рисунок 3), дебиты скважин падали (рисунок 4). Создался замкнутый круг - с одной стороны дебиты добывающих скважин уменьшались ввиду отсутствия системы ППД, с другой стороны недостаточная приемистость нагнетательных скважин не давала возможность сформировать нормальную систему заводнения.

Рисунок 3 - Динамика добычи нефти, жидкости и закачки Левобережной части месторождения [2]

Рисунок 4 - Средний дебит жидкости и нефти скважин Левобережной части месторождения [2]

Таким образом, не смотря на то, что были затрачены значительные средства и усилия (пробурено более 500 скважин за 8 лет) состояние разработки месторождения оставалось неудовлетворительным. В результате убыточности разработки месторождения, рассматривалась возможность передачи Приобского месторождения в эксплуатацию по договору СРП компании "Amoco".

В 1996 г для выхода из сложившегося положения, силами коллектива СибНИНП совместно с ОАО "Юганскнефтегаз", была разработана "Программа работ по скважинам Левобережной части Приобского месторождения", которая включала в себя мероприятия по интенсификации добычи нефти. Основная идея "Программы" заключалась в увеличении дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин до величин, которые позволили бы организовать на месторождении эффективную систему заводнения. Комплекс ГТМ включал в себя: проведение ГРП в 270 скважинах, приобщение пластов в 191 скважине, перевод под закачку 135 скважин. В большей части эти мероприятия были реализованы в период с 1996 по 1998 гг, в результате чего, удалось увеличить дебиты скважин (рисунок 4) на столько, что заработала система ППД и началось заводнение пластов. Фактически, приобщение пластов вместе с ГРП позволили "оживить" месторождение.