Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассмотрено Западно-Тэбукское месторождение и проведен анализ работы  подземного оборудования, в частности штанговых скважинных насосов.

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в                ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" всё ёщё широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3/сут. не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле- и парафиноотложения, коррозия металла. В ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" применяются насосы заводов "Ижнефтемаш", "Обуховской промышленной компании", "Нефтепроммаш", Аксельсон-Кубань".

Для проведения анализа работы ШСНУ на Западно-Тэбукском месторождении автор воспользовался материалами геологического отдела КЦДНГ-1 ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз".

В последнее время заводы-изготовители предлагают большой ассортимент штанговых скважинных насосов, которые не всегда  подходят для определенных условий эксплуатации, но чтобы это понять предприятиями приобретаются небольшие партии для опытной эксплуатации. Затем результаты эксплуатации анализируются, и предпочтение отдаются тому или иному заводу-изготовителю.

1 Геолого-промысловая характеристика                           западно-тЭбукского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Административное и географическое положение. Западно-Тэбукское месторождение в административном отношении находится в Сосногорском районе Республики Коми, в 60 км к востоку от г. Ухты, характеризуется хорошо развитой инфраструктурой.

Ближайший к месторождению населенный пункт – пoceлoк Нижний Oдec, расположен в Сосногорском районе. Сетью асфальтированных автомобильных дорог посёлок связан с городами Сосногорск и Ухта.             С месторождениями района посёлок связан в основном гравийными дорогами. В непосредственной близости от Западно-Тэбукского месторождения находятся разрабатываемые Западно-Турчаниновское, Расьюское и Турчаниновское месторождения.

На территории района расположены нефтепровод "Нефтепечорск –Нижний Одес–Ухта", газопровод "Пунга–Вуктыл–Ухта". Нефть в нефтепровод подаётся с установки подготовки нефти (УПН), где происходит разгазирование и обезвоживание нефтеводогазовой смеси. Газ, выделившийся в процессе дегазации нефти, направляется в газосепаратор для улавливания капельной жидкости, затем на установку улавливания легких фракций (УЛЛФ). После УЛЛФ газ повторно направляется в газосепаратор ГС-1, после которого часть газа идет на горелки подогревателей нефти. Излишки газа направляются в газопровод. Газовый конденсат собирается в дренажной емкости, откачивается в емкость выветривания, в дальнейшем используется для обработки скважин и трубопроводов. Остаток конденсата закачивается в трубопровод нефти.

Лицензия СЫК 13528 НЭ на право добычи УВ сырья на Западно-Тэбукском месторождении выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» 17.03.2006 г. сроком до августа 2019 г.

В географическом отношении месторождение расположено в пределах Печорской низменности на водоразделе крупных рек Печоры и её левого притока Ижмы. На Ижма-Печорском водоразделе находятся истоки небольших несудоходных рек, текущих в западном и юго-восточном направлениях и являющихся основными водными артериями района:                  р. Ванью (левый приток р. Айювы), р. Нижний Одес (правый приток              р. Ижмы), р. Расью и р. Большой Тэбук (правые притоки р. Велью).

Природно-климатические условия. Климат района континентальный, с холодной продолжительной зимой и умеренно тёплым летом, с большой изменчивостью сумм осадков. Характерной особенностью климата являются избыточная влажность, резкие изменения температуры и давления. Среднегодовая температура – минус 1,2°С. Среднемесячная температура воздуха наиболее жаркого месяца (июля) составляет +15,9°С, наиболее холодного месяца (января) – минус 18,0°С. Максимальная положительная температура 35°С, минимальная отрицательная – минус 51°С. Период с отрицательными температурами наружного воздуха составляет 187 дней в году. Среднегодовое количество осадков – 590 мм. Высота снежного покрова достигает 80 см. Устойчивый снежный покров ложится в октябре, болота промерзают в конце декабря. Продолжительность отопитeльнoгo периода около 240 дней (c середины сентября до кoнцa мая). Безморозный период составляет 88 дней.

Территория месторождения расположена в таёжной зоне, в подзоне северной тайги. Здесь господствуют еловые леса с примесью сосны и берёзы. По террасам рек встречаются сосновые леса разнообразные по характеру – от сухих лишайниковых боров, до заболоченных сфагновых сосняков.                        В кустарничковом ярусе распространены голубика, черника, брусника. Местами площадь месторождения заболочена, болота часто облесены низкорослой сосной.

1.2 Тектоника и стратиграфия  разреза

Согласно современной схеме тектонического районирования, Западно-Тэбукского месторождение расположено в центральной части Тэбукской ступени Омра-Лыжской седловины Ижма-Печорской синеклизы. Приурочено оно к юго-восточной периклинали Ваньюской и Западно-Тэбукской локальным структурам, наиболее контрастно выраженным по основным маркирующим горизонтам Ванью-Расьюской антиклинальной зоны широтного простирания.

В структуре ордовико-силурийских отложений довольно четко прослеживается обособление Ваньюской и Западно-Тэбукской структур и приуроченных к ним эйфельских залежей III+IIб пластов, ранее объединяемых посредством вытянутого седловидного перегиба.

По структурным построениям и довольно редкой сети сейсмопрофилей, а также по резкому изменению толщин продуктивных пластов III+IIб, их фациальной характеристике, можно предположить осложненность периклинальных частей названных локальных структур серией тектонических нарушений флексурно-разрывного характера. Предполагаемые сбросовые нарушения трассируются в субмеридиальном направлении (тиманское простирание), в современном структурном плане имеют небольшую амплитуду смещения (порядка 20 м), не превышающую в основном толщину базального продуктивного пласта, где они и затухают. В значительной степени эйфельская толща нивелирует расчлененный силурийско-ордовикский рельеф и трассируемые тектонические нарушения приобретают слабую выраженность в виде флексура и грабенообразных уступов и зон, узких линейно вытянутых прогибов, расчленяющих разновысокие блоки структур. Лучшую выраженность в структуре подстилающих среднедевонскую продуктивную толщу отложений имеет узкий (около       1 км шириной) грабенообразный прогиб, расчленяющий Ваньюскую и Западно-Тэбукскую структуры.

Собственно Западно-Тэбукская структура средними размерами по продуктивной терригенной толще 11×2 – 2,5 км, а амплитудой 60 ÷ 80 м, занимает наиболее повышенное положение в гипсометрии                      Ванью-Вельюского вала на протяжении всего девона и последующих эпох своего развития.

В современном структурном плане – это типичная асимметричная брахиантиклиналь широтного простирания, местами осложненная локальными куполами.

На рубеже средне и позднефранского времени происходит существенная перестройка, связанная с активизацией тектонических движений отдельных блоков структуры, что привело к сильной расчлененности рельефа морского дна и обусловило формирование шельфовой, рифогенной и депрессионной структурно-фациальных зон. На границах приподнятого и опущенных блоков происходит разновременное формирование рифогенных массивов барьерного типа. Последующее заполнение расчлененного раннефранского рельефа привело к его нивелированию и уже к фаменскому времени структура приобретает черты сходства с морфологией терригенного девона.

В геологическом строении Западно-Тэбукского месторождения принимают участие породы фундамента и осадочные образования палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, мощностью до       3006 м (скв. № 300). Основные продуктивные горизонты приурочены к девонским отложениям.

Породы фундамента в районе месторождения представлены преимущественно метаморфическими сланцами и сланцево-эффузивными комплексами рифейско-вендского возраста, прорванными в отдельных местах интрузиями различного состава.

1.3 Характеристика параметров  пласта и их неоднородности

Для характеристики параметров пластов и их неоднородности привлечены данные промыслово-геофизических исследований (ГИС), результаты лабораторных исследований керна и корреляции геологического разреза по скважинам.

Разрез продуктивных поддоманиковых пластов на                       Западно-Тэбукском месторождении представлен в основном переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин. Песчаники, слагающие пласты Iв, IIа, IIб+III среднего девона, серые, темно-серые до темно-коричневых, в зависимости от степени нефтенасыщения, кварцевые, разнозернистые (от мелко-среднезернистых до тонко-мелкозернистых), глинистые. Цемент уплотнения – регенерационный, кварцевый, поровый. Песчаники верхнего девона кварцевые, тонко-мелкозернистые, местами алевритистые, с карбонатно-глинистым цементом. Алевролиты светло-серые, темно-зеленые до серых, кварцевые, плотные, с включениями растительного детрита, иприта и темно-серых глин. Цемент уплотнения – регенерационный карбонатно-глинисто-кварцевы. Аргиллиты серые до темно-серых со значительным содержанием гидроокислов железа, местами песчанистые с включениями растительного детрита и пирита.

Большой диапазон изменения эффективных и нефтенасыщенных толщин свидетельствует о сложном  геологическом строении залежей.

Наибольшим значением общей толщины пласта характеризуется залежь  III+IIб – 47 м, наименьшее значение 3,0 м в пласте Iб, по остальным залежам среднее значение в пределах 6,5 ÷ 26,8 м.

Средние значения эффективных и нефтенасыщенных толщин по залежам изменяются в пределах от 0,8 м (пласт Iб+Iв) до 7,6 м (пласт IIа) и 19,6 м (пласты IIб+III)

В пределах Ваньюского участка значения нефтенасыщенных толщин по пластам IIб+III вдвое ниже, таковым по залежи в целом. Наибольшее среднее значение нефтенасыщенной толщины достигает    23,0 м (скв. № 275), наименьшее 2,0 м (скв. № 127, 142) при среднем     9,2 м. Характеристика толщин Iа пласта  Ваньюского участка приведена по 6 скважинам (№№ 8, 146, 244, 252, 253, 336). Значения эффективных и нефтенасыщенных толщин равны, в среднем составляют 1,5 м.

Диапазон изменения толщин непроницаемых перемычек перекрывающих и подстилающих залежи, отмечается в пределах от 0,6 до 16 м. Непосредственно в продуктивной толще залежей, как правило, наблюдается чередование проницаемых и плотных прослоев при толщине непроницаемых разделов от 0,5 м до 5 м.

Залежи терригенного комплекса характеризуются примерно одинаковой расчлененностью, представлены 2-мя песчаноалевроли-товыми прослоями, разделенными 1,5 ÷ 4 м глинистыми перемычками. Исключением являются отдельные участки залежи III+IIб пласта, в которых число прослоев достигает 12 (скв. №№ 29, 171, 250, 263, 268, 272, 283, 308, 318/2, 348). Причем, коллекторы в них плохо выдержаны по площади, неоднородны и прерывисты вследствие замещения непроницаемыми породами.

Коэффициент песчанистости (Кпесч), характеризующий долю песчаного пласта в продуктивной толще, наглядно отражает его неоднородность. Наибольшее среднее значение Кпесч = 0,71 в пределах залежей III+IIб, наименьшее – 0,14 по пласту Iа (Ванью).

В распределении эффективных толщин карбонатных коллекторов пласта Ф2 наблюдается общая закономерность, обусловленная структурным положением отдельных блоков залежи с максимальными толщинами в своде структуры. Так, в центральной ее части эффективные толщины достигают 30 ÷ 50 % общей мощности продуктивной части толщи, в то время как в восточной, наиболее обширной по площади части залежи, отмечается значительное сокращение числа и толщины проницаемых разностей в толще пластового резервуара (до 20 %). Толщина отдельных проницаемых пластов и зон коллекторов в центральной части залежи достигает 20 ÷ 30 м и более, в периклинальной, в основном, составляет 3 ÷ 5 м, редко 7 ÷ 9 м. Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина составила 6,2 м. Коэффициент гранулярности изменяется от 0,01 до 0,71 при среднем значении 0,24. Число прослоев по пласту колеблется от 1 до 16      (среднее 2,93).

По пласту Ф1 из общей (6 ÷ 25 м) его толщины эффективные толщины редко достигают 10 ÷ 11 м, обычно составляя 5 ÷ 6 м.        Какойлибо закономерности в их распределении по площади залежи не наблюдается, хотя и отмечается некоторое сгущение изопахит в центральной части площади. Коэффициент гранулярности изменяется в широких пределах от 0,16 до 0,91, в среднем составляя 0,46. Расчлененность по пласту равна – 2 (количество прослоев варьирует от 1 до 4).

Пласт Ф0 имеет среднюю общую толщину 44,5 м, перекрывается мощной (40 ÷ 60 м) глинисто-карбонатной практически непроницаемой толщей плотных глинистых пород. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в широких пределах, в среднем составляя 8,75 м. Максимальные их значения – во внутриконтурной зоне свода структуры. Коэффициент гранулярности в среднем равен 0,43, коэффициент расчлененности – 6,72. Количество прослоев по пласту Ф0 изменяется от 1 до 16.

1.4 Состав и свойства продуктивных пластов

Определение коллекторских свойств пластов (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности) проводилось по керновым и промыслово-геофизическим материалам. Керновые определения по вновь пробуренным скважинам проводились в лаборатории физики пласта института Печорнипинефть.

По залежам в терригенных отложениях значения пористости (Кп) по керну изменяются в широком диапазоне.

Пористость проницаемых песчаников пластов III+IIб по керну изменяется от 10 до 27% и в среднем по 401 образцу составляет 16,5 %. Наиболее часто встречаются образцы в интервале открытой пористости 14 ÷ 20 %.