Курсовая работа (т): Уршакское месторождение

Пласт имеет площадное развитие и образует три самостоятельные залежи субширотного простирания. Характерной его особенностью является резкая фациально-литологическая изменчивость.

Залежи имеют размеры от 10 X 4 до 0,5 X 0,3 км, они разделены сбросами и взбросами. Этаж нефтеносности колеблется от 2 до 30 м. ВНК - от 2170 до 2181 м.

Пористость песчаников - от 11 до 24%, проницаемость составляет 0,008-1,22 мкм². Мощность - от 0 до 13,2 м.

Нефтеносность кыновского горизонта приурочена к песчаникам и песчаным алевролитам, которые залегают в виде небольших линз. Залежи литологического типа, частично тектонически экранированные.

Пористость песчаников в среднем - 14,7 %, проницаемость составляет 0,08 мкм². Мощность - от 0 до 6,8 м. Начальное пластовое давление 24,6 МПа.

В мендымском горизонте нефтеносность приурочена к пористо-кавернозным известнякам и доломитам, залегающим в средней его части. Залежи литологического типа, размеры невелики (2,4 X 1км). ВНК - от 1810 до 1815 м. Пористость песчаников в среднем - 10,2 %, проницаемость - 0,06 мкм². Мощность - до 3 м. Начальное пластовое давление 22,7 МПа.

Нефтеносность фаменского яруса связана с пористо-кавернозными известняками вернефаменского подъяруса.

Выделяется 5 небольших залежей массивного типа литологически экранированных. Промышленные притоки нефти были получены только по 7 скважинам в южной части месторождения.

Максимальная суммарная нефтенасыщенная мощность - 3 м.

Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 11,3 % , проницаемость - 34,7x10^-3 мкм².

Коллекторами в турнейском ярусе являются органогенно-обломочные пористые известняки. Для них характерно литологическое замещение непроницаемыми разностями.

Залежи небольшие, литологически и тектонически экранированные. Сосредоточены на северной и южной частях месторождения.

В разрезе выделяется от 1 до 6 пористо-проницаемых прослоек толщиной от 0,6 до 3,6 м, суммарная нефтенасыщенная мощность составляет до 7,2 м. ВНК - от -1807 до -1820 м.

Пористость продуктивных отложений составляет от 7 до 17 % , проницаемость - 0,001-0,26 мкм². Начальное пластовое давление 21,5 МПа.

Нефтеносность бобриковского горизонта связана с пластом песчаника Сбб. В пределах месторождения выделяется 15 залежей, все литологического типа.

Пласт представлен одним прослоем толщиной от 0,6 до 2,4 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м.

Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 14,1 % , проницаемость - 16,31x10^-3 мкм².

Нефтеносность тульского горизонта связана с пластом песчаника Стул, который выделяется на 6-8 м выше кровли бобриковского горизонта и развит только в северной части месторождения.

Залежи сводового типа, частично литологически экранированы.

Продуктивный пласт, как правило, представлен одним пористо-проницаемым прослоем, редко разделяется на 2-3. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,6 до 3,2 м. Общая толщина достигает 7,4 м.

Представлен пласт хорошо отсортированными средне-мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Тип цемента - контактовый и неполнопоровый.

Пористость продуктивных отложений составляет от 10 до 25 % (в среднем 16) , проницаемость - 0,01-1,15 мкм² (в среднем 0,035).

Начальное пластовое давление 21 МПа.

Отложения мячковского горизонта представлены известняками с прослоями доломита. Нефтеносность мячковского горизонта подтверждена промышленным притоком нефти из скважины 150. Количество пористо-проницаемых прослоев варьирует от 1 (скв.252) до 4 (скв.150).

Суммарная нефтенасыщенная толщина достигает 4,2 м при общей толщине пачки 15 м.Пористость продуктивных отложений составляет от 3 до 20%.

Продуктивные отложения каширо-подольской пачки приурочены к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Они представлены плотными, местами пористо-кавернозными известняками. Пористость продуктивных отложений составляет от 1,5 до 21,3 % .

Характеристика продуктивных объектов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристика продуктивных пластов

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Нефть в поверхностных условиях исследовава в лабораториях ЦНИПРа ОНГДУ. Лабораторные исследования свойств пластовой нефти производились в БашНИПИнефти. Всего было исследовано по месторождению 271 поверхностная проба нефти, отобранных из 146 скважин, в том числе по Уршакской площади, соответственно, 167 проб из 89 скважин, по Добровольской 92 и 50 и по Уразметовской - 12 и 7. Основная часть проб приходится по продуктивному пласту Д1 - по площадям 64 и 28; 31 и 11; 9 и 5.

Исследования нефти не в полной мере соответствует требованиям регламента.

Физико-химические свойства нефти девонских отложений изучены наиболее полно. Пластовые нефти девонского комплекса являются наиболее легкими. Плотности их изменяются от 0,808 до 0,848г/см³, вязкости 1,98-6,87МПа*с, а гарный фактор - 75,1-46,23м³/т. Причем нефть пласта Дмд имеет наименьшую плотность из них, равную 0,808г/см³, вязкость 1,98 МПа*с и газовый фактор 75,1м3/т. Свойства нефти терригенных отложений девона близки между собой. Сравнивая основные показатели нефти Уршакской, Уразметовской и Добровольской площадей, можно отметить сходство свойств нефти в поверхностных условиях и по площадям. Удельный вес их по отдельным пластам и площадям изменяется от 0,8801 до 0,8912г/см3, вязкость колеблется в пределах 16,97-34,83 МПа*с. Содержание серы в нефти 1,96-2,71%, парафина - 2,65-4,82% и смол - 11,64-14,0%. Выход светлых фракций при разгонке нефти от 0 до 300° составляет 39,4-46,3%. Наиболее легкими из них являются нефти Добровольской площади, наиболее тяжелыми и вязкими - Уршакской. Пластовые нефти нижнего и среднего карбона изучались, в основном, на Уршакской площади месторождения. Нефти среднего карбона являются тяжелыми, высоковязкими, малосмолистыми. Удельный вес нефти, вязкость и содержание серы подольских и каширских отложений соответственно, равны 0,8821 г/см3 и 0,9102г/см3; 88,3 и 69,53МПа*с; 1,65 и 3,1%. На Добровольской площади была отобрана нефть только по одной скважине №67 (по турнейскому ярусу). Нефти этих площадей резко различаются. Удельный вес нефти турнейского яруса на Уршакской площади 0,823г/см3, тогда как на Добровольской - 0,865г/см3. Вязкость нефти на первом составляет 4,64МПа*с, на втором - 9,7МПа*с, газовый фактор соответственно 44,6м³/т и 24,8м³/т.

В нижнекаменноугольных отложениях нефти по основным показателям схожи между собой. Наиболее тяжелыми и высоковязкими являются нефти Добровольской площади, наиболее легкими - Уршакской. В целом, нефти турнейского яруса являются тяжелыми (удельный вес 0,8700-0,9025 г/см3), вязкими (от 16,8 до 48,2 МПа*с), высокосернистыми (от 1,5 до 3,2%), парафинистыми (1,5-4,9%) и малосмолистыми (8,2-16,3%). Содержание легких фракций при разгонке от начала кипения до 3000 составляет в среднем 43%.

Нефть пласта бобриковского горизонта (Бб) тяжелая (уд. вес ее 0,8734 г/см3) с повышенной вязкостью (16,7 МПа*с), парафинистая (2,93%) и малосмолистая (12,3%).

Пластовые нефти тульского горизонта изучались по 13 пробам, бобриковского по 3 пробам. По своим физическим свойствам они близки между собой. Удельный вес их в поверхностных условиях составляет 0,830-0,825 г/см3, вязкость - 3,99-3,73 МПа*с, газовый фактор 48,9-46,4 мэ/т и объемный коэффициент 1,1306-1,1280.

Наиболее тяжелая нефть была отобрана по мячковскому горизонту из скв.№164 при температуре пласта 270°С и давлении насыщения 1,27 МПа, плотность нефти составляет 0,918г/см3, газовый фактор -2,05м3/т и объемный коэффициент 1,0218.

Попутные нефтяные газы Уршакского месторождения являются жирными. В угле части газов девонских отложений преобладающими является метан (35-40%). В газах нижнекаменноугольных отложений и верхнефаменского подъяруса преобладают метан и пропан, а в единственной пробе газа мячковского горизонта среднего карбона - метан и этан. Значения газового фактора уменьшаются вверх по разрезу, составляя в терригенном девоне от 50 до 70м3/т, а в нижнем карбоне 38-48м3/т. При низких значениях газового фактора содержание азота в газах увеличивается, а содержание метана уменьшается.

Содержание азота в терригенном девоне составляет 5-9%, в верхнефаменском подъярусе и турнейском ярусе оно повышается до 10,5-11%, тогда как содержание метана

уменьшается до 27-31%. Сходный состав имеют газы терригенной толщи нижнего карбона. В мячковском горизонте содержание азота увеличивается до 38%, при этом газовый фактор составил всего 2,05 м3/т. В некоторых пробах попутных газов присутствует сероводород в количестве 0,05-1,5% объемных. Углекислый газ обнаружен во всех пластах, кроме мячковского горизонта. Попутный газ был исследован также на содержание гелия, которое не является кондиционным, так как содержание его в газах нижнекаменноугольных и верхнекамских отложениях по отдельным пластам изменяется от 0,017 до 0,035% объемных, а в девонских отложениях - от 0,032 до 0,058% объемных.

Химический состав пластовых вод Уршакского месторождения изучался по пробам воды из скважин, вскрывших водоносные части пластов.

Пластовые воды представляют собой высокоминерализированные рассолы с содержанием солей 651,30-803,79мг экв. на 100г и удельным весом 1,156-1,189г/см3.. Газосодержание пластовых вод по расчетным данным может составить 0,8-1,1м3/т; объемный коэффициент 1,006 - 1,008; вязкость 1,06- 1,22МПа*с. Сероводород качественно обнаружен в краевых и подошвенных водах пластов верхнего объекта разработки.

Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти и воды

Таблица 1.3 - Состав разгазированной нефти

.5 Состояние разработки месторождения

Уршакское нефтяное месторождение является самым крупным объектом добычи нефти в НГДУ "Ишимбайнефть". Доля его добычи 27,3% от общей добычи, фонд скважин 26,4% . По состоянию на 1.01.2010г. на месторождении имеется 310 эксплуатационных скважин, в том числе: 279 - действующие. Фонд нагнетательных скважин составляет 102, в том числе 92 действующих. Также имеется 38 контрольных скважин.

Почти все скважины на Уршакском месторождении эксплуатируются установками штанговых скважинных насосов.

Из всего действующего фонда скважин УШГН, что составляет 280 скважины, только 22 скважины имеют дебит более 5т/сут, причем обводненность этих скважин колеблется от 20 до 50%.