Помощь студентам в учебе
Особенности геологического строения залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта нижней перми в связи с освоением (на примере Верхне-Кармальского месторождения)
|
Содержание 3
Список обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 7
Список таблиц 9
Список приложений 10
Введение 11
1 КРАТКИЙ ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ОЧЕРК 12
2 ИСТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ 14
3 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЧЕРЕМШАНО-ЯМАШИНСКОЙ СТРУКТУРНОЙ ЗОНЫ 19
3.1 Стратиграфия и литология 19
3.2 Тектоника 27
4 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ЧЕРЕМШАНО-
ЯМАШИНСКОЙ СТРУКТУРНОЙ ЗОНЫ 30
4.1 Гидрогеологическая характеристика Верхне-Кармальского месторождения 34
4.2 Залежь сверхвязкой нефти Верхне-Кармальского месторождения 38
4.3 Литолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта 40
4.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта и покрышки по
лабораторными исследованиям 40
4.5 Физико-химическая характеристика сверхвязких нефтей 44
5 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ РАССМАТРИВАЕМЫХ ОБЪЕКТОВ 49
5.1 Геологоразведочные работы 49
5.2 Методика и результаты опробования нефтенасыщенных пластов на приток 50
5.3 Краткие результаты опробования скважин и динамика добычи сверхвязких нефтей из
отложений уфимского яруса на разрабатываемых Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях 50
5.3.2 Эффективность разработки термическими методами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти 52
5.3.4 Эффективность разработки Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти термическими методами 56
6.1 Положение условного ВНК 59
6.2 Принципы выделения границ залежи 59
6.3 Расчет объема нефтенасыщенных пород 61
6.4. Подсчетные параметры 62
6.5 Пересчет запасов СВН 65
7. ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВЕРХНЕ-КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВН 68
7.1 Экологические проблемы применения термических методов при добыче СВН 68
7.3 Размещение системы скважин по технологии SAGD 73
7.3.1 Вариант 1. Размещение парных ГС скважин на участках с толщиной пласта >8 м 80
7.3.2 Вариант 2. Приобщение зоны залежи с толщиной пласта 5-8 м 87
7.4 Подбор необходимого объема теплоносителя 91
8 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 94
Заключение 97
Список использованных источников
Список обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 7
Список таблиц 9
Список приложений 10
Введение 11
1 КРАТКИЙ ГЕОГРАФО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ОЧЕРК 12
2 ИСТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ 14
3 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЧЕРЕМШАНО-ЯМАШИНСКОЙ СТРУКТУРНОЙ ЗОНЫ 19
3.1 Стратиграфия и литология 19
3.2 Тектоника 27
4 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ЧЕРЕМШАНО-
ЯМАШИНСКОЙ СТРУКТУРНОЙ ЗОНЫ 30
4.1 Гидрогеологическая характеристика Верхне-Кармальского месторождения 34
4.2 Залежь сверхвязкой нефти Верхне-Кармальского месторождения 38
4.3 Литолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта 40
4.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта и покрышки по
лабораторными исследованиям 40
4.5 Физико-химическая характеристика сверхвязких нефтей 44
5 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ РАССМАТРИВАЕМЫХ ОБЪЕКТОВ 49
5.1 Геологоразведочные работы 49
5.2 Методика и результаты опробования нефтенасыщенных пластов на приток 50
5.3 Краткие результаты опробования скважин и динамика добычи сверхвязких нефтей из
отложений уфимского яруса на разрабатываемых Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях 50
5.3.2 Эффективность разработки термическими методами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти 52
5.3.4 Эффективность разработки Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти термическими методами 56
6.1 Положение условного ВНК 59
6.2 Принципы выделения границ залежи 59
6.3 Расчет объема нефтенасыщенных пород 61
6.4. Подсчетные параметры 62
6.5 Пересчет запасов СВН 65
7. ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВЕРХНЕ-КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВН 68
7.1 Экологические проблемы применения термических методов при добыче СВН 68
7.3 Размещение системы скважин по технологии SAGD 73
7.3.1 Вариант 1. Размещение парных ГС скважин на участках с толщиной пласта >8 м 80
7.3.2 Вариант 2. Приобщение зоны залежи с толщиной пласта 5-8 м 87
7.4 Подбор необходимого объема теплоносителя 91
8 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 94
Заключение 97
Список использованных источников
Настоящая работа подготовлена по данным, собранным автором при прохождении преддипломной производственной практики в ООО «ТНГ-Групп» с дополнительным сбором их в ТГРУ ПАО «Татнефть» и с привлечением многочисленных литературных источников.
Истощение активных запасов традиционной нефти девонских и каменноугольных отложений Республики Татарстан актуализирует проблему рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья (УВС), к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти (СВН) и природные битумы (ПБ), ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан составляют, по разным оценкам, от 1,5до 7 млрд т. Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти обусловлена их сверхвысокой вязкостью в пластовых условиях.
Опытно-промышленные работы по освоению залежей СВН проводились на Ашальчинском и Мордово-Кармальском месторождениях. Основным направлением в области освоения СВН являются песчаники шешминского горизонта нижней перми западного склона ЮТС.
Основной целью работы является изучение геологических особенностей залежей сверхвязкой нефти и с их учетом выработка рекомендаций по созданию системы разработки Верхне-Кармальского месторождения.
Для достижения поставленной цели предлагается решить следующие задачи:
1. Изучение особенностей геологического строения, нефтеносности и геологофизических характеристик шешминского горизонта на месторождениях СВН Черемшано-Ямашинской зоны Южно-Татарского свода ;
2. Уточнение геологической модели залежи СВН Верхне-Кармальского месторождения, обоснование ее границ и на этой основе оценка запасов УВС с их дифференциацией на зоны с разной толщиной нефтенасыщенных песчаников технологией разбуривания
3. Обоснование технологии строительства скважин и системы разработки Верхне- Кармальского месторождения СВН применительно к выделенным зонам залежи.
Решение поставленных задач основывается на анализе геолого-физических данных по Верхне-Кармальскому месторождению и результатах обобщения опыта разработки с реализацией технологии SAGD Ашальчинского месторождения СВН.
Истощение активных запасов традиционной нефти девонских и каменноугольных отложений Республики Татарстан актуализирует проблему рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья (УВС), к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти (СВН) и природные битумы (ПБ), ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан составляют, по разным оценкам, от 1,5до 7 млрд т. Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти обусловлена их сверхвысокой вязкостью в пластовых условиях.
Опытно-промышленные работы по освоению залежей СВН проводились на Ашальчинском и Мордово-Кармальском месторождениях. Основным направлением в области освоения СВН являются песчаники шешминского горизонта нижней перми западного склона ЮТС.
Основной целью работы является изучение геологических особенностей залежей сверхвязкой нефти и с их учетом выработка рекомендаций по созданию системы разработки Верхне-Кармальского месторождения.
Для достижения поставленной цели предлагается решить следующие задачи:
1. Изучение особенностей геологического строения, нефтеносности и геологофизических характеристик шешминского горизонта на месторождениях СВН Черемшано-Ямашинской зоны Южно-Татарского свода ;
2. Уточнение геологической модели залежи СВН Верхне-Кармальского месторождения, обоснование ее границ и на этой основе оценка запасов УВС с их дифференциацией на зоны с разной толщиной нефтенасыщенных песчаников технологией разбуривания
3. Обоснование технологии строительства скважин и системы разработки Верхне- Кармальского месторождения СВН применительно к выделенным зонам залежи.
Решение поставленных задач основывается на анализе геолого-физических данных по Верхне-Кармальскому месторождению и результатах обобщения опыта разработки с реализацией технологии SAGD Ашальчинского месторождения СВН.
Мелкозалегающее Верхне-Кармальское месторождение сверхвязкой нефти (СВН) расположено на западном склоне Южно-Татарского свода и приурочено к Черемшано- Ямашинской структурной зоне. Как и на других подобных месторождениях этой зоны залежь СВН приурочена к песчаной пачке шешминского горизонта уфимского яруса нижней перми. Параметры битуминозной нефти (термин по ГОСТу 2002 г.). приняты по аналогии с объектом соседнего Нижне-Кармальского месторождения: средняя плотность. 0,951 г/см3 и вязкость при 200С 1086 мПа*с.
В процессе работы рассмотрены в целом геологические особенности залежей СВН шешминского горизонта по Черемшано-Ямашинской зоне. Показана схожесть геологофизических параметров рассматриваемого и детально изученных Ашальчинской и Мордово-Кармальской залежей.
При подсчете запасов СВН (ТГРУ, 2008) положение условного водонефтяного контакта на залежи было принято как горизонтальное (по аналогии с объектами с традиционными нефтями девона и карбона). Анализ исходных материалов показал, что такой подход приводит к искажению конфигурации залежи, когда скважины с отсутствием нефтенасыщения в песчаной пачке попадают в чисто нефтяную зону. Поэтому в настоящем исследовании граница залежи проведена с учетом наличия или отсутствия нефтенасыщенных интервалов на половине расстояния между «сухими» и продуктивными по ГИС скважинами. По нашим расчетам, это привело к сокращению объема нефтенасыщенных пород на 16,6 % и, соответственно, запасов нефти (остальные подсчетные параметры заимствованы из отчета по подсчету запасов).
Согласно проведенному уточнению (пересчету) запасов выполнена дифференциация запасов, выделились зоны I-III, по которым согласно исследованиям [1, 2, 7, 11, 12, 18, 27, 29], рекомендовалось применение различным методов.
Показано, что в I зоне с толщиной продуктивного пласта: зона I - 8 и более м, сосредоточено почти половина (44,8 %) запасов нефти рассматриваемой залежи Верхне- Кармальского месторождения. B пределах этой зоны согласно выполненным ранее исследованиям в принципе возможно применение технологии SAGD, модификация которой была в начале этого века адаптирована и предложена для Ашальчинского месторождения доктором технических наук Р.Г. Абдулмазитовым.
В зоне I представлено 2 участка, районы скважин 418 и 1 ВК. Здесь намечено разбуривание парами скважин, одна из которых, двухустьевая.
В зоне II, где толщина нефтенасыщенного песчаника 5 ^ 8 м предлагается другой подход. Он заключается в использовании вертикальных скважин совместно с
горизонтальными и одиночных горизонтальных. В зоне II также содержится существенная доля запасов - 48,2 % от всего объема.
Зона III с толщиной нефтенасыщенных пород менее 5 м пока не рассматривалась.
Как и на прочих объектах песчаной пачки уфимского яруса на Верхне-Кармальской залежи отмечается обратная зависимость между толщиной (раздувом) песчаной пачки и мощностью покрышки, представленной «лингуловыми глинами» байтуганского горизонта нижнеказанского подъяруса. Варианты с термохимическим воздействием, типа ВВГ, нами также не рассматривалось ввиду экологической опасности.
В процессе работы рассмотрены в целом геологические особенности залежей СВН шешминского горизонта по Черемшано-Ямашинской зоне. Показана схожесть геологофизических параметров рассматриваемого и детально изученных Ашальчинской и Мордово-Кармальской залежей.
При подсчете запасов СВН (ТГРУ, 2008) положение условного водонефтяного контакта на залежи было принято как горизонтальное (по аналогии с объектами с традиционными нефтями девона и карбона). Анализ исходных материалов показал, что такой подход приводит к искажению конфигурации залежи, когда скважины с отсутствием нефтенасыщения в песчаной пачке попадают в чисто нефтяную зону. Поэтому в настоящем исследовании граница залежи проведена с учетом наличия или отсутствия нефтенасыщенных интервалов на половине расстояния между «сухими» и продуктивными по ГИС скважинами. По нашим расчетам, это привело к сокращению объема нефтенасыщенных пород на 16,6 % и, соответственно, запасов нефти (остальные подсчетные параметры заимствованы из отчета по подсчету запасов).
Согласно проведенному уточнению (пересчету) запасов выполнена дифференциация запасов, выделились зоны I-III, по которым согласно исследованиям [1, 2, 7, 11, 12, 18, 27, 29], рекомендовалось применение различным методов.
Показано, что в I зоне с толщиной продуктивного пласта: зона I - 8 и более м, сосредоточено почти половина (44,8 %) запасов нефти рассматриваемой залежи Верхне- Кармальского месторождения. B пределах этой зоны согласно выполненным ранее исследованиям в принципе возможно применение технологии SAGD, модификация которой была в начале этого века адаптирована и предложена для Ашальчинского месторождения доктором технических наук Р.Г. Абдулмазитовым.
В зоне I представлено 2 участка, районы скважин 418 и 1 ВК. Здесь намечено разбуривание парами скважин, одна из которых, двухустьевая.
В зоне II, где толщина нефтенасыщенного песчаника 5 ^ 8 м предлагается другой подход. Он заключается в использовании вертикальных скважин совместно с
горизонтальными и одиночных горизонтальных. В зоне II также содержится существенная доля запасов - 48,2 % от всего объема.
Зона III с толщиной нефтенасыщенных пород менее 5 м пока не рассматривалась.
Как и на прочих объектах песчаной пачки уфимского яруса на Верхне-Кармальской залежи отмечается обратная зависимость между толщиной (раздувом) песчаной пачки и мощностью покрышки, представленной «лингуловыми глинами» байтуганского горизонта нижнеказанского подъяруса. Варианты с термохимическим воздействием, типа ВВГ, нами также не рассматривалось ввиду экологической опасности.