Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Августа 2015 в 20:15, отчет по практике
Я проходил практику в цехе по добыче нефти и газа № 6 на Южно-Лыжском месторождении ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В данной работе мной рассмотрены основная деятельность оператора по добыче нефти и газа на месторождении, способы борьбы с парафиновыми отложениями и дана оценка прохождения мной практики.
Данные по месторождению предоставлены главным геологом этого месторождения.
Центральная сводовая часть складки осложнена тектоническим нарушением сбросового характера меридионального направления, делящего складку на западную и восточную части, которая имеет наибольшую амплитуду (до 200 – 250 м) и затухает к северу и югу. Восточная часть складки является приподнятой над западной частью. Свод структуры с глубиной смещается к югу.
Промышленная нефтеносность Южно-Лыжской структуры связана с терригенными отложениями эйфельского яруса, старооскольского надгоризонта среднего девона, и яранского и джьерского горизонтов верхнего девона.
Песчаники эйфельского яруса содержат две залежи нефти: в пласте D2 af-I (D2 еf-I) и пласте D2 af-II (D2 еf-II), залегающие в интервале глубин 2685 – 2815 м.
Залежь пласта D2 af-I (D2 еf-I). Средняя глубина залегания продуктивных отложений, вскрытых тремя скважинами, составляет 2753 м. Общая толщина пласта (от кровли проницаемых песчаников до их подошвы) – 10,4 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 5,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,61. Пласт представлен 2 – 4 проницаемыми прослоями толщиной 0,2 – 5,2 м, разделяющие их непроницаемые прослои имеют толщину 0,4 – 2,4 м. Коэффициент расчлененности равен 3,3.
Площадь нефтеносности пласта, учтенная при подсчете запасов, составляет 3915 тыс.м2, из них 14% приходится на водонефтяную зону.
Пласт D2 af-II (D2 еf-II) в пяти продуктивных скважинах, вскрывших его, представлен одним прослоем. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,3 до 6,4 м, составляя в среднем 3,5 м. Водонефтяная зона составляет 7% от площади нефтеносности пласта.
Залежи нефти в песчаниках основной толщи и верхней пачки старооскольского горизонта среднего девона залегают на глубинах 2522 – 2700 м. Залежи нефти пластовые, сводовые и тектонически-экранированные с гранулярным типом коллектора. Размеры залежи D2 st основная толща по внешнему контуру нефтеносности составляют 4,5´1,7-1 км, высота – 133 м. Размеры залежи верхней пачки 5,2´1,7-1 км, высота – 155 м. Покрышкой для залежи, приуроченной к основной толще, служат глинистые породы межпластовой пачки, разделяющие верхнюю пачку и основную толщу. Покрышкой для верхней пачки является глинистая пачка в подошве яранского горизонта толщиною около 20 м.
Залежь D2 st основная толща вторая по величине извлекаемых запасов нефти (26,1%) на Южно-Лыжском месторождении. Средняя глубина залегания кровли проницаемых песчаников составляет 2590 м. Общая толщина пласта – 50,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,43. Вскрытые нефтенасыщенные толщины основной толщи по скважинам изменяются в пределах 14,9 – 29,6 м. Количество проницаемых прослоев достигает 11. Коэффициент расчлененности равен 8. Толщины проницаемых нефтенасыщенных прослоев варьируют от 0,4 до 11,8 м. Толщины разделов изменяются от 0,4 до 22,6 м.
Залежи нефти в песчаниках основной толщи и нижней пачки яранского горизонта – D3 ps-I (D3 jr-I) залегают в интервале глубин 2421 – 2582 м, приурочены к кварцевым песчаникам, с гранулярным типом коллектора. Они являются пластовыми, сводовыми, тектонически-экранированными, а залежь нефти, приуроченная к нижней пачке, еще и литологически ограниченная. Размеры залежи D3 ps-I (D3 jr-I) нижняя пачка составили 2,7´1,0 км и D3 ps-I основная толща – 5,8´1,8-1 км. Высота залежи в основной толще песчаников D3 ps-I составляет 160 м, в нижней пачке песчаников D3 ps-I равна 81 м. Покрышкой этим залежам служат вышележащие глинистые породы джьерского горизонта.
Водонефтяной контакт не вскрыт и условный уровень подсчета запасов нефти для залежей нефти в песчаниках пачки D3 ps-I (D3 jr-I) принят на отметке минус 2459 м. Пробуренными эксплуатационными скважинами водонефтяной контакт так же не вскрыт.
Средняя глубина залегания нижней пачки 2522 м. Пачка имеет небольшую толщину и не всегда содержит коллектор. В плане зона развития проницаемых песчаников в виде узкой полосы шириной около 1 км протягивается с юга на север, поворачивая на северо-восток к скв. 24. Нефтенасыщенные песчаники вскрыты в 5 скважинах и представлены одним прослоем толщиной от 1,7 до 4,0 м.
При подсчете запасов уровень подсчета был принят на отметке минус 2288 м по подошве коллектора в скв. 22, нефтенасыщенность которого доказана испытанием в эксплуатационной колонне. Площадь нефтеносности залежи в песчаниках D3 ps-II (D3dzr-II) составляла 3185 тыс.м2.
В разрезе эксплуатационных скв. 104 и 109 песчаники пачки D3 ps-II (D3dzr-II) по ГИС не выделены в связи, с чем залежь пачки D3 ps-II (D3dzr-II) с запада и востока экранирована тектоническими нарушениями, а с севера и юга ограничена замещением проницаемых пород плотными разностями. Площадь залежи уменьшилась более чем на половину.
Продуктивная толща представлена ритмичным переслаиванием песчаников светло-серых, коричневатых за счет насыщения нефтью, кварцевых, разнозернистых, пористых, алевролитов серых, зеленоватых, глинистых и песчанистых и аргиллитов коричневато-серых и зеленоватых, алевритистых, плитчатых.
Коллекторы эйфельского горизонта представлены кварцевыми песчаниками, тонко-, мелко- и среднезернистыми, косослоистыми, толстоплитчатыми, крепкими, с вертикальными трещинами и стилолитовыми горизонтальными швами, залеченными скудным черным глинистым материалом.
Коллекторы старооскольского горизонта – кварцевые песчаники, тонко-, мелко- и среднезернистые, плохо сортированные, косослоистые, толстоплитчатые, крепкие, с включением белого кальцита и пирита, с примазками глинистого материала, с углефицированным растительным детритом.
Коллекторы яранского горизонта представлены кварцевыми песчаниками, разнозернистыми, косослоистыми, толстоплитчатыми, крепкими, с вертикальными трещинами и кавернами, заполненными глинистым материалом, с включениями углефицированного растительного детрита. Присутствует пирит в виде небольших скоплений тонких кристаллов.
Емкостные свойства продуктивных отложений изучены на 324 представительных образцах. Средние значения пористости по залежам изменяются от 9,3 до 12,3% в атмосферных условиях (8,8 – 11,6% в пластовых условиях).
В эйфельских отложениях средняя пористость по керну пласта D2 af-I (D2 ef-I) составляет 9,3% (8,8% в пластовых условиях) по 36 образцам, пласта D2 af-II (D2 ef-II) – 12,3% (11,6% в пластовых условиях) по 10 образцам. По ГИС отдельные прослои-коллекторы имеют пористость от 8,1 до 15,3% (АК). Средние значения пористости по залежам составляют: 10,5% для пласта D2 af-I (D2 еf-I) и 11,8% пласта D2 af-II (D2 еf-II) (табл. П.2.4).
Коэффициент нефтенасыщенности для продуктивных поддоманиковых отложений Южно-Лыжского месторождения определен по зависимости Кэфп = f(Кп) для песчаников среднего девона Лыжско-Кыртаельского вала и для пласта D2 af-I (D2 ef-I) равен 0,83, для пласта D2 af-II (D2 ef-II) – 0,86.
Среднее значения пористости пласта D2 st основная толща по керну составляет 10,3% (9,8% в пластовых условиях), по ГИС – 12,3%. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,86.
Фильтрационные свойства нефтенасыщенных пород-коллекторов определены на 258 образцах, по которым проницаемость изменяется от 1,2 до 683´10-3 мкм2. В 199 случаях (77%) проницаемость образцов находится в пределе 1-100´10-3 мкм2.
Коллектора основной толщи D2 st обладают лучшими фильтрационными свойствами по керновым исследованиям, чем и основная толща D3 ps-I (D3 jr-I). Средняя проницаемость старооскольских отложений составляет 91´10-3 мкм2, пласта D3 ps-I (D3 jr-I) основная толща – 59´10-3 мкм2.
Средняя проницаемость продуктивных отложений по гидродинамическим исследованиям (ГДИ) скважин, определенная по коэффициенту продуктивности, изменяется от 18´10-3 мкм2 D3 ps-II (D3dzr-II) до 146´10-3 мкм2 D2 af-I (D2 ef-I), по КВД – от 14´10-3 мкм2 D2 af-I (D2 ef-I), до 410´10-3 мкм2 (D2 st основная толща).
Определение остаточной нефтенасыщенности по керну проведено в очень незначительном объеме – 14 определений на керновом материале из трех скважин. Средняя остаточная нефтенасыщенность продуктивных поддоманиковых составляет 19,8%, при колебании от 14,5 до 30,2%.
Остаточная водонасыщенность продуктивных коллекторов, определенная методом центрифугирования, колеблется в пределах 8,4 – 23,1%, составляя в среднем по 33 определениям 13,2%, что практически соответствует принятым по геофизическим исследованиям скважин значениям начальной нефтенасыщенности эйфельских, старооскольских пластов (87%) и пласта D3 ps-I (D3 jr-I) основная толща (85%), керн из которых был исследован.
Определение коэффициента вытеснения нефти водой проводилось в ТПО ВНИГРИ в 1990 г. на модели пласта, составленной из образцов кернов. Для этих целей использовался керновый материал из верхнедевонских отложений, вскрытых разведочной скв. 15. При этом и вытесняемая, и вытесняющая фазы были представлены также соответствующими моделями.
Модель вытесняемой фазы создавалась смешением с керосином (не более 30% общего объема) нефти, отобранной из скв. 22 в интервале 2486 – 2543 м. Плотность нефти при стандартных условиях составила 0,8339 кг/м3; содержание парафинов 30% вес., смол и асфальтенов 8,3% вес. В результате была получена модель вытесняемого агента с характеристиками, соответствующими свойствам пластовой нефти (вязкость 2,65 мПа´с, плотность 0,8037 кг/м3 при температуре 60оС).
В процессе вытеснения измерялись объемные расходы каждого флюида и перепады давлений на модели, с использованием которых рассчитывались фазовые проницаемости. Коэффициент вытеснения нефти, полученный путем лабораторного эксперимента, по данному объекту исследования составил 0,634.
Нефти из эйфельских отложений среднего девона изучены по 9 глубинным и 2 устьевым пробам, отобранным из скв. 21, 22.
Нефть в пластовых условиях (Рпл.=29,2 МПа, tпл.=67оС) недонасыщена попутным газом, при давлении насыщения 11,4 МПа газосодержание составляет 83,3 м3/т (ДР). Вязкость пластовой нефти – 2,41 мПа´с, плотность – 0,751 г/см3. Объемный коэффициент по данным дифференциального разгазирования (ДР) равен 1,219.
Нефть в стандартных условиях легкая (0,835 г/см3); высокопарафинистая (25,9% масс.); смолистая (7% масс.); малосернистая (0,28% масс.). Содержание асфальтенов – 0,6% масс. Кинематическая вязкость из-за высокого содержания парафина определена при температуре +40оС и составляет 20,4 мм2/с (ДР). Температура застывания нефти +37оС.
Залежь нефти в песчаниках старооскольского горизонта охарактеризована 11 глубинными и 3 устьевыми пробами, отобранными из скв. 15, 21, 22.
Нефть в пластовых условиях (Рпл.=28,2 МПа, tпл=64оС) недонасыщена попутным газом. Давление насыщения составляет 12,3 МПа, газосодержание – 95,6 м3/т. Динамическая вязкость пластовой нефти – 2,27 мПа´с при плотности пластовой нефти – 0,749 г/см3. Объемный коэффициент, определенный по результатам дифференциального разгазирования составляет 1,230.
Нефть в стандартных условиях легкая (плотность – 0,833 г/см3), высокопарафинистая (26,1% масс.); смолистая (6,9% масс.); малосернистая (0,28% масс.). Содержание асфальтенов 0,7% масс. Кинематическая вязкость, определенная при температуре + 40оС – 15,7 мм2/с. Температура застывания нефти высокая и равна + 37оС.
Попутный газ «жирного» состава с высоким содержанием этана и пропана. Тип газа этано-пропано-метановый. Сероводород в газе отсутствует. Концентрация двуокиси углерода соответствует повышенному рангу. Содержание гелия несколько ниже кондиционного значения.
Нефть из основной толщи и нижней пачки песчаников в пласте D3 ps-I (D3 jr-I) представлена 8 глубинными и 4 устьевыми пробами нефти, отобранными из скв. 15, 21, 22.
Нефть в пластовых условиях (Рпл = 27,8 МПа, tпл = +63оС) недонасыщена пластовым газом и при давлении насыщения равном 12,6 МПа, газосодержание ее составляет 94 м3/т (по данным дифференциального разгазирования). Вязкость пластовой нефти 2,22 МПа´с, плотность пластовой нефти – 0,746 г/см3. Объемный коэффициент составляет 1,226 (ДР).
Нефть в стандартных условиях легкая плотностью 0,832 г/см3, высокопарафинистая (25,9% масс.); смолистая (6,8% масс.); малосернистая (0,33% масс.). Содержание асфальтенов – 1% масс. Вследствие высокого содержания парафина, кинематическая вязкость определена при температуре + 40оС и равна 21,2 мм2/с (ДР). Температура застывания нефти составляет + 36оС.
Попутный газ «жирного» состава с довольно высоким содержанием гомологов метана и соответствует этано-пропано-метановому типу. Сероводород отсутствует. Содержание гелия несколько выше кондиционного значения.
Нефть в песчаниках в D3 ps-II (D3 dzr-II) охарактеризована одной глубинной и одной устьевой пробами нефти из скв. 21.
Нефть в пластовых условиях (Рпл = 27,1 МПа, tпл = +60оС) недонасыщена попутным газом и при давлении насыщения 6,5 МПа газосодержание ее равно 74,9 м3/т, которое является несколько заниженным по отношению к нижележащей пачке в D3 ps-I.
Нефть в стандартных условиях аналогична нефти нижележащих объектов: легкая (плотность – 0,832 г/см3); высокопарафинистая (21,6% масс.); смолистая (6,5% масс.); малосернистая (0,28% масс.). Содержание асфальтенов 0,7% масс. Подвижность нефти наступает при температуре выше +30оС. Кинематическая вязкость при +40оС равна 13,6 мм2/с.
В гидрогеологическом отношении разрез осадочной толщи района расчленяется на два водоносных комплекса: среднедевонский-нижнефранский и верхнедевонский. Разделяются комплексы мощной глинисто-мергелистой толщей франско-фаменского возраста имеющей региональное распространение.
Продуктивный среднедевонско-нижнефранский водоносный комплекс (D2 ef – D3 dzr) в пределах месторождения наиболее исследован в гидрогеологическом отношении. Он относится к зоне затрудненного и весьма затрудненного водообмена. Этот комплекс подразделяется на три водоносных горизонта, приуроченных к терригенным отложениям эйфельского, старооскольского и яранско-джьерского возрастов с поровым типом коллектора.