Помощь студентам в учебе
Выявление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами Онбийского месторождения закачкой индикаторной жидкости (на примере участков 2 и 3 залежей нефти турнейского яруса)
|
Аннотация 3
Список сокращений 4
Список иллюстраций 5
Список таблиц 6
Список графических изображений 7
Введение 8
Раздел 1 Физико-географический очерк 10
Раздел 2 Геолого-геофизические исследования 13
Раздел 3 Геологическое строение и нефтегазоносность 17
3.1 Стратиграфия и литология 17
3.2 Тектоника 20
3.3 Нефтегазоносность 22
Раздел 4 Геолого-физическая характеристика 25
4.1 Литолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта 25
4.2 Свойства и состав нефти, газа и воды Онбийского месторождения 26
4.3 Запасы нефти и газа 28
Раздел 5 Краткая история и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта
5.1 Характеристика фонда скважин 30
5.2 Динамика основных показателей разработки залежей нефти турнейского яруса
Раздел 6 Выявление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами Онбийского месторождения закачкой индикаторной жидкости, на примере участков 2 и 3 залежей нефти турнейского яруса
Раздел 7 Охрана недр и окружающей среды 72
7.1 Охрана атмосферноговоздуха 72
7.2 Охрана вод поверхностных водоемов и подземных питьевых источников
7.3 Охрана земель, лесов, флоры и фауны 76
Заключение 78
Список использованной литературы 79
Список сокращений 4
Список иллюстраций 5
Список таблиц 6
Список графических изображений 7
Введение 8
Раздел 1 Физико-географический очерк 10
Раздел 2 Геолого-геофизические исследования 13
Раздел 3 Геологическое строение и нефтегазоносность 17
3.1 Стратиграфия и литология 17
3.2 Тектоника 20
3.3 Нефтегазоносность 22
Раздел 4 Геолого-физическая характеристика 25
4.1 Литолого-физическая характеристика эксплуатационного объекта 25
4.2 Свойства и состав нефти, газа и воды Онбийского месторождения 26
4.3 Запасы нефти и газа 28
Раздел 5 Краткая история и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта
5.1 Характеристика фонда скважин 30
5.2 Динамика основных показателей разработки залежей нефти турнейского яруса
Раздел 6 Выявление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами Онбийского месторождения закачкой индикаторной жидкости, на примере участков 2 и 3 залежей нефти турнейского яруса
Раздел 7 Охрана недр и окружающей среды 72
7.1 Охрана атмосферноговоздуха 72
7.2 Охрана вод поверхностных водоемов и подземных питьевых источников
7.3 Охрана земель, лесов, флоры и фауны 76
Заключение 78
Список использованной литературы 79
Настоящая работа написана по материалам, собранным в период прохождения производственной практики на объектах ЗАО «ТАТЕХ».
Онбийское нефтяное месторождение Татарстана является небольшим по размерам с геологическими запасами около 50 млн.т., но с чрезвычайно высоким рассредоточением запасов, по 11 локальным куполовидным участкам в 9 стратиграфических комплексах терригенного девона, карбонатного и терригенного нижнего карбона и среднего карбона. По сложности геологического строения нефтяные залежи относятся ко II группе месторождений. [4] В сочетании с расчлененностью пластов и преобладающими запасами ВНЗ указанные факторы обуславливают трудноизвлекаемые запасы месторождения, требующие применения совершенных технологий извлечения нефти.
Месторождение открыто в 1960 г., с июля 1969 г. находилось в опытно-промышленной эксплуатации. В промышленную разработку месторождение введено в 1985 г. на основании технологической схемы, составленной ТатНИПИнефть в 1983г.
С 1991г. разработку месторождения осуществляет предприятие «ТАТЕХ». В 1993г. на месторождении проведены детализационные сейсморазведочные работы, позволившие уточнить контуры нефтеносности эксплуатационных объектов.
Вопросы неоднородности нефтяного пласта неизменно оказываются в центре внимания при решении таких проблем как подсчет запасов и ввод в эксплуатацию сложнопостроенных коллекторов, совершенствование применяемых систем разработки месторождений, разработка геолого-технологических мероприятий, направленных на оптимизацию добычи нефти, использование методов повышения нефтеотдачи пласта и т.п. Наиболее важной с практической точки зрения является неоднородность межскважинного пространства, т.е. того объема пласта, в котором сосредоточены запасы нефти и протекают процессы ее фильтрации и вытеснения. При этом реальные фильтрационные процессы в межскважинном пространстве будут зависеть как от «геологической», так и от «технологической» неоднородностей. Геологическая неоднородность это неоднородность, обусловленная особенностями геологического строения пласта, неоднородность статическая. Технологическая неоднородность вызвана расположением и технологическими режимами работы скважин, особенностями воздействием на пласт, т.е. существует только при разработке.
Среди методов наблюдения и контроля за движением воды важное место занимают индикаторные методы. Преимущественно, эти методы применяются в процессах разработки залежей нефти и газа. Индикаторные методы включаются в общий комплекс геолого-промысловых исследований, с помощью которых осуществляются контроль и регулирование разработки залежей. При этом обеспечиваются наиболее рациональные условия эксплуатации месторождений, планирование добычи нефти и газа и наивысшая полнота извлечения их из недр.
С помощью индикаторного метода решаются следующие задачи:
• установление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;
• установление гидродинамической связи между разрабатываемыми
пластами и горизонтами;
• определение направления и скорости фильтрации закачиваемых флюидов;
• определение фильтрационных параметров межскважинного пространства исследуемого участка пласта;
• определение эффективности различных методов повышения нефтеотдачи пласта путем проведения закачек индикаторной жидкости до и после воздействия;
• выявление особенностей геологического строения пласта.
В целом, индикаторные исследования позволяют получить сведения о геологическом строении пласта в межскважинном пространстве и фильтрационных особенностях вытеснения в нем нефти. Результаты индикаторных исследований могут быть использованы при создании геологических гидродинамических моделей объекта разработки, подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических документов разработки месторождений, выбора методов и технологий повышения эффективности добычи углеводородов.
Целью данной дипломной работы является проанализировать данные по проведенным индикаторным исследованиям и установить есть ли гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами Онбийского месторождения на примере залежей нефти турнейского яруса.
Для достижения поставленной цели изучила особенности строения Онбийского месторождения, в особенности отложения турнейского яруса, его геолого-физические характеристики, историю его изученности, нефтеносность и др.
Онбийское нефтяное месторождение Татарстана является небольшим по размерам с геологическими запасами около 50 млн.т., но с чрезвычайно высоким рассредоточением запасов, по 11 локальным куполовидным участкам в 9 стратиграфических комплексах терригенного девона, карбонатного и терригенного нижнего карбона и среднего карбона. По сложности геологического строения нефтяные залежи относятся ко II группе месторождений. [4] В сочетании с расчлененностью пластов и преобладающими запасами ВНЗ указанные факторы обуславливают трудноизвлекаемые запасы месторождения, требующие применения совершенных технологий извлечения нефти.
Месторождение открыто в 1960 г., с июля 1969 г. находилось в опытно-промышленной эксплуатации. В промышленную разработку месторождение введено в 1985 г. на основании технологической схемы, составленной ТатНИПИнефть в 1983г.
С 1991г. разработку месторождения осуществляет предприятие «ТАТЕХ». В 1993г. на месторождении проведены детализационные сейсморазведочные работы, позволившие уточнить контуры нефтеносности эксплуатационных объектов.
Вопросы неоднородности нефтяного пласта неизменно оказываются в центре внимания при решении таких проблем как подсчет запасов и ввод в эксплуатацию сложнопостроенных коллекторов, совершенствование применяемых систем разработки месторождений, разработка геолого-технологических мероприятий, направленных на оптимизацию добычи нефти, использование методов повышения нефтеотдачи пласта и т.п. Наиболее важной с практической точки зрения является неоднородность межскважинного пространства, т.е. того объема пласта, в котором сосредоточены запасы нефти и протекают процессы ее фильтрации и вытеснения. При этом реальные фильтрационные процессы в межскважинном пространстве будут зависеть как от «геологической», так и от «технологической» неоднородностей. Геологическая неоднородность это неоднородность, обусловленная особенностями геологического строения пласта, неоднородность статическая. Технологическая неоднородность вызвана расположением и технологическими режимами работы скважин, особенностями воздействием на пласт, т.е. существует только при разработке.
Среди методов наблюдения и контроля за движением воды важное место занимают индикаторные методы. Преимущественно, эти методы применяются в процессах разработки залежей нефти и газа. Индикаторные методы включаются в общий комплекс геолого-промысловых исследований, с помощью которых осуществляются контроль и регулирование разработки залежей. При этом обеспечиваются наиболее рациональные условия эксплуатации месторождений, планирование добычи нефти и газа и наивысшая полнота извлечения их из недр.
С помощью индикаторного метода решаются следующие задачи:
• установление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;
• установление гидродинамической связи между разрабатываемыми
пластами и горизонтами;
• определение направления и скорости фильтрации закачиваемых флюидов;
• определение фильтрационных параметров межскважинного пространства исследуемого участка пласта;
• определение эффективности различных методов повышения нефтеотдачи пласта путем проведения закачек индикаторной жидкости до и после воздействия;
• выявление особенностей геологического строения пласта.
В целом, индикаторные исследования позволяют получить сведения о геологическом строении пласта в межскважинном пространстве и фильтрационных особенностях вытеснения в нем нефти. Результаты индикаторных исследований могут быть использованы при создании геологических гидродинамических моделей объекта разработки, подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических документов разработки месторождений, выбора методов и технологий повышения эффективности добычи углеводородов.
Целью данной дипломной работы является проанализировать данные по проведенным индикаторным исследованиям и установить есть ли гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами Онбийского месторождения на примере залежей нефти турнейского яруса.
Для достижения поставленной цели изучила особенности строения Онбийского месторождения, в особенности отложения турнейского яруса, его геолого-физические характеристики, историю его изученности, нефтеносность и др.
При изучении проведенных индикаторных исследований были сделаны следующие выводы:
• установлена гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами на участках №2 (нагнетательная скважина 111536 с добывающими скважинами № 252, 11103, 11151, 11154, 11187, 11188, 11192;
нагнетательная скважина 11193 и добывающие скважины 252, 11103, 11151,11154, 11187, 11188, 11189, 11191, 11192.) и №3 (нагнетательная скважина 13393 с добывающими скважинами 11125, 11494, 11500, 13392, 13398 (кизеловский горизонт), 13395, 11489 (тульский горизонт), 11128, 13397 (упино-малевский горизонт);
гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 13387 и добывающими скважинами 11169, 11170, 13386).
1. установлена гидродинамическая связь между разрабатываемыми пластами и горизонтами (как видно из выше изложенного пункта);
2. определены направления и скорости фильтрации закачиваемых индикаторных жидкостей, а именно роданида калия и флуроисцеина;
3. выявлены особенности геологического строения пласта;
Также следует отметить, что индикаторная жидкость, которая была закачена в скважину 11163, не была отобрана ни в одной из предполагаемых добывающих скважин. Это может быть связано с тем, что закачиваемая вода по данной скважине уходит за контур нефтеносности участка. На это косвенно указывает тот факт, что данная скважина как нагнетательная эксплуатируется с 1999 г., а окружающие добывающие скважины пробурены в 2000-2002 гг. Текущая приемистость скважины 11163 составляет 70 м3/сут. А обводненность контрольных скважин не превышает 10 %. Что касается остальных, не отреагировавших скважин, это можно связать с более плотным типом коллектора и маленькой трещиноватостью пород.
• установлена гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами на участках №2 (нагнетательная скважина 111536 с добывающими скважинами № 252, 11103, 11151, 11154, 11187, 11188, 11192;
нагнетательная скважина 11193 и добывающие скважины 252, 11103, 11151,11154, 11187, 11188, 11189, 11191, 11192.) и №3 (нагнетательная скважина 13393 с добывающими скважинами 11125, 11494, 11500, 13392, 13398 (кизеловский горизонт), 13395, 11489 (тульский горизонт), 11128, 13397 (упино-малевский горизонт);
гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 13387 и добывающими скважинами 11169, 11170, 13386).
1. установлена гидродинамическая связь между разрабатываемыми пластами и горизонтами (как видно из выше изложенного пункта);
2. определены направления и скорости фильтрации закачиваемых индикаторных жидкостей, а именно роданида калия и флуроисцеина;
3. выявлены особенности геологического строения пласта;
Также следует отметить, что индикаторная жидкость, которая была закачена в скважину 11163, не была отобрана ни в одной из предполагаемых добывающих скважин. Это может быть связано с тем, что закачиваемая вода по данной скважине уходит за контур нефтеносности участка. На это косвенно указывает тот факт, что данная скважина как нагнетательная эксплуатируется с 1999 г., а окружающие добывающие скважины пробурены в 2000-2002 гг. Текущая приемистость скважины 11163 составляет 70 м3/сут. А обводненность контрольных скважин не превышает 10 %. Что касается остальных, не отреагировавших скважин, это можно связать с более плотным типом коллектора и маленькой трещиноватостью пород.