Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Января 2015 в 14:45, дипломная работа
Цель данной выпускной квалификационной работы – проанализиро-вать текущее состояние 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха, сделать соответствующие выводы, а также предложить мероприятия, ко-торые могут увеличить коэффициент нефтеотдачи при этом свести вложе-ния к минимуму, т.к. себестоимость добытой продукции очень высокая. Выбранная тема может являться актуальной, потому что данное место-рождение находится на последней стадии разработки и существенные фи-нансовые вложения могут не окупиться.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет нефти и газа
Кафедра нефтегазового дела
Направление 130500 Нефтегазовое дело
Выпускная квалификационная работа
Тема: Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.
Исполнитель: |
Камаева Елена Викторовна |
Научный руководитель: |
Юрочко А-И.И., к. г-м. н., доцент кафедры нефтегазового дела |
Рецензент: |
Южно-Сахалинск, 2008
Содержание
ПРИЛОЖЕНИЯ:
Приложение А Иллюстрации
(обязательное)
Приложение Б Таблицы
(обязательное)
Приложение В Расчеты технологических показателей
(обязательное)
Дипломный проект содержит … с., … табл., … источников, … приложений.
ПЛАСТ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, ЦИКЛИЧЕСКОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.
Объектом исследования является 3 пласт I блок месторождения Центральная Оха. В результате исследования рассматриваются 2 варианта разработки (с применением внутриконтурного и циклического заводнений), а также выбран оптимальный вариант на основе расчетов, приведенных в технологической и экономической частях.
Накопленный денежный поток в оптимальном варианте разработки данного месторождения за рассматриваемый период (16 лет) составляет 1502,58 млн. руб. Капитальные вложения не требуются.
Охинское нефтяное месторождение является самым крупным по величине запасов вязких нефтей на Сахалине. Месторождение открыто в 1910году, разрабатывается с 1923 года, находится на поздней стадии разработки. Промышленная разработка верхнего этажа нефтеносности (3-7пл.), которая ведется с 1968г, показала высокую эффективность тепловых методов разработки для месторождения Оха.
Цель данной выпускной квалификационной работы – проанализировать текущее состояние 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха, сделать соответствующие выводы, а также предложить мероприятия, которые могут увеличить коэффициент нефтеотдачи при этом свести вложения к минимуму, т.к. себестоимость добытой продукции очень высокая. Выбранная тема может являться актуальной, потому что данное месторождение находится на последней стадии разработки и существенные финансовые вложения могут не окупиться.
Нефтяное Охинское месторождение расположено на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 7 км от берега Охотского моря, в черте города Оха (рисунок 1).
В административном отношении оно входит в Охинский район Сахалинской области. Город Оха является крупнейшим на севере острова Сахалин. Он связан асфальтово-грунтовой дорогой с портом Москальво, расположенным на западном берегу острова, в заливе Байкал, на расстоянии 38 км от города.
Порт Москальво связан с портами Сахалина и материка с июня по октябрь месяц включительно. Город Оха сообщается с городами юга Сахалина узкоколейной грунтовыми дорогами, а также самолетами и вертолетами. C материком связь осуществляется воздушным и водным путем, а зимой только воздушным путем. Внутрипромысловая транспортировка осуществляется по грунтовым.
Месторождения Северного Сахалина связаны с материком магистральным нефтепроводом с городом Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.
Энергоснабжение осуществляется с помощью Охинской ТЭЦ.
Для удовлетворения технических и бытовых нужд города и промысла водой используется озеро Медвежье, расположенное к югу на расстоянии 9 км, на берегу которого находится насосная станция и очистные сооружения, после которых вода поступает к потребителю.
В сейсмическом отношении Охинский район является чрезвычайноопасной территорией [1]: уровень опасности по шкале Рихтера – шестибальный. Сейсмостанция, расположенная в городе Оха, фиксирует не чаще одного раза в год землетрясения с силой до 4 баллов.
Рисунок 1 – Обзорная карта
Вблизи Охинского месторождения в радиусе 20-40 км имеются необходимые строительные материалы, такие как песок, щебень, которые используются на местные нужды при отсыпке дорог, приготовления бетона и глинистых растворов.
Рельеф местности, к которой приурочено Охинское месторождение, представляет собой ряд гряд меридиального простирания высотой от 60 до 80 м над уровнем моря, начинающихся западнее залива Уркт. Максимальные высоты в 80 м находятся в северной и южной частях площади. Пониженные участки рельефа заняты широкими заболоченными поймами небольших рек глубиной 1-3 м и шириной в устье не более 5-10 м. Долины речек и ручьев, пересекающих территорию месторождения в южном и юго-восточном направлениях, образуют овраги с пологим и заиленным дном. Незначительная часть местности покрыта тайгой, представленной лиственницей, пихтой, елью, кедровым сланником, реже березой и осиной.
В климатическом отношении Охинский район характеризуется повышенной влажностью, обильными осадками, сильными и постоянными ветрами, продолжительной зимой, затяжной весной, и кратковременным летом, наличием продолжительных, частых туманов. Средняя годовая температура 2,5°С.
В зимние месяцы преобладают западные ветры со скоростью 7-9 м/сек и северо-западные, скорость которых 11 м/сек. В летние месяцы преобладание юго-западных ветров со средней скоростью в июле 6 м/сек. Нормативная глубина промерзания грунтов в районе Охинского промысла для суглинков, глин супесей составляет 2,01 м, для песков мелких алевритов – 2,44 м, а для песков гравелитовых, крупных и средних достигает 2,62 м. Суммарное количество осадков в Охинском районе за год составляет 546 мм, а наибольшая высота снежного покрова достигает в разные годы 70-100 см.
Данные климатические условия являются сложными для работы на нефтяном Охинском месторождении.
Вскрытый на Охинском месторождении разрез сложен образованиями неогена, палеогена и верхнего мела. В сводовой части Охинской складки выходят на поверхность отложения верхнего миоцена.
По литологическим и макрофаунистическим признакам по новой номенклатуре все породы подразделяются на толщи, пачки, горизонты (снизу-вверх):
Нутовский горизонт является основной продуктивной толщей Охинского месторождения. Нижняя ее граница проходит по кровле 16 пласта. В разрезе нутовского горизонта выделено 15 песчано-глинистых пластов, из которых 14 являются промышленно нефтеносными: 3, 4, 5, 6, 7L, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 13бис и 14 (рисунки 2 и 3).
Вскрытый на Охинском месторождении разрез сложен образованиями неогена, палеогена и верхнего мела. В сводовой части Охинской складки выходят на поверхность отложения верхнего миоцена.
По литологическому составу, комплексам моллюсков и фораминифер нутовский горизонт можно разделить на 3 части:
Глины серые, буровато-серые, алевролитовые, песчанистые. Слоистые плотные, с обуглившимися растительными остатками.
Алевриты глинистые, песчано-глинистые, содержат 52-78 % обломочного материала размером 0,01-0,8 мм.
Пески светло-серые, желтовато-серые, разнозернистые.
Рисунок 2 – Геологический разрез по линии скважин 569-232
Рисунок 3 – Геологический разрез по линии скважин 582-1549
Охинская антиклинальная складка представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь, вытянутую почти в меридиальном направлении более чем на 5 км, шириной до 2 км. Углы падения восточного и западного крыльев складки увеличиваются по мере удаления от сводовой части. Крутизна восточного крыла изменяется от 5-10 до 30-35 градусов, западного не превышает 15 градусов. Шарнир складки погружается в северном и южном направлениях под углом от 3-5 до 10 градусов.
Складка осложнена многочисленными разрывами сбросового и взбросового характера, широтного и диагонального простирания различной амплитуды, которые делят складку на ряд блоков. Их поверхности экранируют залежи нефти, приуроченные к этим блокам.
Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение на месторождении начато в 20-х годах. До 1932 года оно проводилось только ударным способом, а с 1936 - роторным. Следует отметить неравномерную охарактеризованность месторождения керном как по площади, так и по разрезу.
Пористость коллекторов изменяется от 0,23 до 0,32. Проницаемость по керну определена лишь для 3 и 4 пластов.
По типу залежи относятся к пластовым, тектонически экранированным. По характеру заполнения ловушки относятся к нефтяным. Характерной особенностью месторождения является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, уменьшается доля водонефтяных зон в объеме залежей.
Качественные исследования на месторождении практически отсутствуют, но в процессе разработки были проведены попытки моделирование процесса вытеснения нефти водой на образцах керна [2], но они не удались из-за слабой консолидированности отложений - цилиндры из керна разрушались еще на этапе подготовки к опыту (при насыщении их моделью пластовой воды). Только на двух образцах проницаемостью 0,0022 мкм2 и 0,0034 мкм2 удалось провести фильтрацию модели воды в условиях, близких к пластовым (Рэф=6,64 МПа, ). Попытка замещения воды нефтью не удалась даже при повышении температуры до 60 С и входного давления до 5.5 МПа. Так как на каменном материале Охинского месторождения моделирования провести не удалось, воспользуемся результатами опытов на образцах пород месторождений Чайво и Одопту-море. Выбор указанных месторождений в качестве аналогов обусловлен приуроченностью их основных нефтяных объектов к нутовскому комплексу, близким литолого-петрофизическим составом обломочной части и цемента пород. Глубины максимального погружения нутовских отложений месторождений Чайво и Одопту-море практически одинаковы и на 1-1,5 км превышают таковые для пород Охинского месторождения. Это объясняет более высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов Охинского месторождения, чем на месторождениях – аналогах. Остаточная нефтенасыщенность месторождений Чайво и Одопту-море составляет около 40 %. Зависимость коэффициента водонасыщенности ( ) от проницаемости для Охинского месторождения распадается на две ветки - для пород с глинистым цементом, сложенными разбухающими минералами и преимущественно каолинитового состава (рис. 4).
В чистых крупнозернистых песчаниках проницаемостью 2-5 мкм может снижаться до 15 %, что эквивалентно нефтенасыщенности.
Толщины продуктивных пластов колеблются в довольно широких пределах. Наибольшая эффективная толщина у 4 и 3 пластов. Толщины непроницаемых разделов между продуктивными пластами в среднем от 4 до 84 м.
Продуктивные пласты от 4 до 10 включительно разделены непроницаемыми пластами средней толщиной от 4 до 22 м. Средние толщины непроницаемых разделов между пластами от 10 до 14 составляют 24-68 м.
В результате разведочного и эксплуатационного бурения установлена промышленная нефтеносность 3, 4, 5, 6, 7L, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 13бис и 14 пластов, залегающих на глубине от 10-20 м до 700-900 м. Данные залежи относительно выдержаны по площади и по разрезу, за исключением 10 пласта (продуктивен только в XI блоке), зон, где 3 пласт размыт, а 7L и 9 пласт заглинизированы, 13бис и 14 пластов, которые продуктивны только в центральной и южной частях, а также 8 пласт, по которому выявлены продуктивные блоки I, IV, IV, IV в самой северной части северной периклинали.
Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки и, следовательно, содержат несколько залежей. Всего на месторождении имеется 129 залежей. Наибольшие площади нефтеносности имеют залежи 3, 4 пластов в VIII блоке и 4 пласта в X блоке. Высоты залежей изменяются в широких пределах от 10-25 до 129 м.
Характерной особенностью месторождения является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим, начиная с 4 пласта, уменьшается доля водонефтяных зон в объёме залежей. Залежи 4 пласта в XI блоке, 6 пласта в XI блоке, 8 пласта в VIIIа и VIIIв блоках имеют только водонефтяную зоны. На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме вышеуказанных пластов в отложениях нутовской горизонты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено.
Основная масса проб отбиралась в начале эксплуатации месторождения и в процессе эксплуатации в 1972 году.
Сводная таблица 1 содержит в себе сведения о физико-химических свойствах нефтей по пластам и блокам. Явно просматривается тенденция уменьшения величины плотности нефти (от 943,4 до 885,4 кг/м3), а вместе с ней всех остальных физико-химических показателей от 3 пласта к 12, при этом увеличивается содержание парафина. В 13, 13бис и 14 пластах, вскрытых в X,XI,XII блоках, наблюдается небольшое повышение плотности нефти по отношению к нефти 12 пласта.
Информация о работе Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.