Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти

 
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

 

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект по разработке нефтяных месторождений

«Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил

ст.гр. РЭНГМ-3-01       Лисин В. А.

 

 

Проверил:         Каракчиев Э. И.

 

 

 

 

 

Ухта 2005

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Южно-Шапкинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайшими населенными пунктами является п. Харьяга и г. Нарьян-Мар, расположенные, соответственно, в 70 км к востоку и 75 км к северо-западу от месторождения. Доставка технического снаряжения, рабочего персонала осуществлялась из г. Усинска (280 км от участка работ), связь с которым осуществляется частично автомобильным  транспортом по дороге с твердым покрытием и частично автомобильным и гусеничным транспортом по зимним временным дорогам.

В геоморфологическом отношении территория находится в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино и Серчейю и представляет собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. Рельеф слабо всхолмленный с отдельными возвышенностями, достигающими отметок +160 м над уровнем моря. Поверхность территории покрыта сетью многочисленных ручьев, притоков различного порядка. Глубина  врезов 10-15 м, ширина от 20 до 100 м. Местность является типичной для тундры, безлесной ландшафтной зоной субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью.

Климат района континентальный, холодный с избыточным увлажнением. Характерны короткое (2-3 месяца), прохладное лето и продолжительная (6-7 месяцев) холодная зима с устойчивым снежным покровом. Среднегодовая температура составляет –3.1-5.1оС, в зимний период минимальная температура достигает -53 оС,  летом – максимальная до +33 оС. Продолжительность светового дня в зимний период 3-5 часов, летом 18-22 часа.

Для технического водоснабжения буровых работ используются естественные водоемы (озера, ручьи). Грунтовые воды из-за мерзлотных условий не используются. Кроме того, для технического водоснабжения, при необходимости поддержания пластового давления, могут быть использованы воды юрского водоносного комплекса, имеющего региональное распространение и обладающего значительными ресурсами минерализованных вод.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород.  Современные ММП вскрыты  на глубине 15-40м, кровля реликтовых ММП отмечается на глубинах около 70,0-120м, подошва – на  глубине около 246- 465м. В долинах крупных водотоков отмечается погружение кровли реликтовой мерзлоты.Многолетнемерзлые породы в районе развиты повсеместно. Подошва реликтовой мерзлоты находится на глубине 246-465 м.

 

1. Геолого-физическая  характеристика месторождения

 

1.1 Краткая характеристика и история месторождения

Южно-Шапкинское месторождение открыто в 1970 г. Основанием постановки глубокого поисково-разведочного бурения на Южно-Шапкинской структуре послужили площадные детальные сейсморазведочные работы МОВ, проведенные в 1964-66 гг.

Первооткрывательницей является поисковая скв. 21, при испытании которой получены фонтанные притоки нефти с водой из карбонатов серпуховского яруса нижнего карбона дебитом 41 м3/сут; приток нефти из московского яруса среднего карбона дебитом 73 т/сут; приток газа с нефтью из ассельско-сакмарских отложений нижней перми.

Следующими первоочередными скважинами были поисковые скв. 23, 25, 22, 29 и 24. После того, как в 1972-1973 гг. на месторождении были проведены дополнительные детализационные сейсморазведочные исследования, и на  Южно-Шапинском куполе пробурено еще 2 поисковые и 7 разведочных скважин в период до 1976 г. После этого этап глубокого поисково-разведочного бурения был завершен.

Таким образом, в настоящий момент в пределах Южно-Шапкинской структуры пробурено 15 поисково-разведочных скважин, из них вскрывшие нефтеносные пермо-карбоновые отложения - 13, из них продуктивных – 7 (№№ 21, 23, 31, 32, 34, 35, 36) или 54 %. Скважина № 28, заложенная с целью выяснения нефтегазоносности среднего девона, также находится в контуре продуктивности пермо-карбоновых отложений.

В результате геолого-разведочных работ установлено наличие пяти залежей нефти в пермо-карбоновых отложениях. В 1976 г. ГКЗ РФ утвердила запасы нефти и растворенного газа по четырем залежам, приуроченным к среднему-верхнему карбону и нижней перми.

В 2003 г. силами ОАО «Наръян-Марсейсморазведка» проведены сейсмические работы МОГТ 3D на площади 83 км2, охватывающей практически всю Южно-Шапкинскую структуру. Обработку и интерпретацию полевых материалов МОГТ 3D осуществила компания ООО «Парадайм Геофизикал».

В 2002-2003 гг. на Южно-Шапкинском куполе пробурено 16 скважин эксплуатационного фонда на объекты среднего карбона – нижней перми (по скв. 8 – 2 ствола).

Результаты геолого-геофизических исследований последних лет существенно уточнили геологическое строение основных продуктивных объектов. В 2004 г. специалистами ЗАО «ИНКОНКО» выполнен пересчет запасов нефти и газа с предоставлением результатов  в ЦКЗ МПР.

 

 

1.2 Стратиграфия

 

Описание стратиграфического разреза изучаемого месторождения приводится согласно унифицированной схемы, а также на основании общегеологических особенностей соседних месторождений Шапкина-Юрьяхинского вала и северных районов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Шапкинской площади представлен средне-, верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями толщиной более 4.2 км.

Исходя из геологического строения соседних территорий можно предположить наличие в изучаемом районе нижнедевонских, а также силурийских и ордовикских отложений.  Кровля фундамента на основании геофизических исследований ожидается на глубине 6-7 км.

 

1.3 Тектоника

 

Южно-Шапкинская антиклинальная складка расположена в центральной части Шапкино-Юрьяхинского вала, структуры II порядка Денисовского прогиба, осложняющего в свою очередь Печоро-Колвинский авлакоген. На западе Шапкино-Юрьяхинский вал граничит через Пятейскую депрессию с Лебединским валом, на востоке - с Тибейвисской депрессией.

В современном структурном плане Шапкино-Юрьяхинский вал представляет собой крупную линейную узкую ассиметричную структуру, сложенную кулисообразно расположенными антиклинальными складками (с юга на север): Юрьяхинской, Верхне-Грубешорской, Пашшорской, Средне-Серчейюской, Южно-Шапкинской, Шапкинской, Северо-Шапкинской, Ванейвисской, Василковской, Кумжинской, Коровинской, Северо-Коровинской.

Западное крыло вала узкое и крутое, с углами падения до 15-300, осложненное зоной Шапкинского регионального разлома. Восточное крыло вала широкое и пологое, с углами падения 2-90.

Осадочный чехол Шапкино-Юрьяхинского вала разделяется на два крупных структурных этажа: ордовикско-нижнедевонский и среднедевонско-триасовый.

Нижний структурный этаж характеризуется наличием многочисленных дизъюнктивных нарушений. По поверхности ордовикских отложений выделяются Пятейский, Шапкино-Юрьяхинский и Тибейвисский блоки, имеющие северо-западное простирание. В Пятейском блоке, ограниченном с востока Шапкинским региональным разломом, отмечается общее ступенчатое погружение пород на северо-запад. Амплитуда погружения составляет 700-1400 м Шапкино-Юрьяхинскому блоку соответствуют максимальные глубины залегания ордовикских отложений, имеющие крутой наклон в западном направлении. Амплитуда наклона составляет 400-600 м, постепенно уменьшается к северу. Тибейвисский блок занимает более высокое гипсометрическое положение по отношению к Шапкино-Юрьяхинскому. По ордовикским отложениям выделяется Южно-Шапкинское поднятие, значительно смещенное к востоку относительно Южно-Шапкинской структуры, прослеживающейся по  вышележащей толще.

Южно-Шапкинская структура наряду со структурами южной части Шапкино-Юрьяхинского вала характеризуется инверсионным строением. До позднефранского времени в пределах современного Шапкина-Юрьяхинского вала существовал узкий грабенообразный прогиб, интенсивное прогибание которого компенсировалось накоплением ордовикско-верхнедевонских терригенно-карбонатных осадочных образований толщиной около 3,5-4,5 км. В нижневизейское время интенсивное прогибание существенно замедляется. Появление слабовыраженных инверсионных структур отмечается с каменноугольного-нижнепермского времени. В триасово- предсреднеюрское время завершилось формирование Шапкина-Юрьяхинского вала, который приобрел вид, близкий к современному.

Главным нарушением, формирующим современный структурный план, является Шапкинский глубинный разлом, прослеженный через весь участок в северо-западном направлении. Амплитуда смещения пород составляет в среднем 650-700 м; в центральной части (в р-не свода).

Помечаются максимальные значения. По поверхности силурийских отложений амплитуда смещения составляет 100-150 м. На временных разрезах отождествляемая с Шапкинским разломом зона отсутствия регулярной записи определяется двумя плоскостями сместителей. Северо-восточная плоскость сместителя имеет морфологию взбросо-надвига с углами наклона 60-800 . Взбросо-надвиг косо сечет Южно-Шапкинскую антиклинальную складку в направлении с юго-запада на северо-восток, пересекая пермские и каменноугольные отложения по западному крылу. При бурении скв. №28, заложенной на западном крыле структуры, после нижнефранских отложений были вскрыты вновь нижнекарбоновые отложения турнейского яруса и фаменского яруса верхнего девона. Пробуренная в 1.5 км к северо-востоку от скважины №28, скважина №27 вскрыла нормальное залегание верхне-среднедевонской толщи.

В пределах изучаемого месторождения основное нарушение осложняет система инвертных к нему разломов, которые разделяются на две группы по интервалу залегания.

Первую группу нарушений составляют тектонические дислокации, приуроченные к девонско-нижнекарбоновой толще, плоскость сместителя которых падает на запад, упирается в основной разлом на уровне нижнефранских отложений. Амплитуда смещения по ним достигает 140 м. В среднекарбоновых отложениях эта группа нарушений затухает, наблюдается в виде флексурных перегибов. На флексурных перегибах возможно развитие зон повышенной трещинноватости пород.

Вторую группу составляют разломы, прослеживаемые в пермо-триасовой части разреза, затухающие вверх по разрезу; вниз прослеживаются до пластов артинского и ассельско-сакмарского ярусов нижней перми.

По кровле отражающего горизонта «I-II», приуроченного к границе карбон-пермь (кровля залежи II-d) протрассировано 4 малоамплитудных нарушения, относящиеся ко второй группе инвертных разломов. Нарушения прослежены в р-не скв: 1) к западу от скв.№ 9, 2) к западу от скв.№28, 3) восточнее скв.№№ 103, 7,  4) на южной переклинали структуры.

По III нефтяной залежи к описанному нарушению добавляются еще три малоаплитудных нарушения, осложняющих восточное крыло структуры: одно - в р-не скв. №№ 10, 28 и два других - восточнее скв. №№ 23, 7.

В интервале IV залежи в районе скв. №5, 102, 13 протрассировано малоамплитудное инвертное к основному нарушение, относящееся ко второй группе (см. Граф.прил. 2.12).

Южно-Шапкинская и Средне-Серчейюская структуры разделяются прогибом. По нижним горизонтам осадочного чехла от силурийских до нижнекаменноугольных отложений выделяется система нарушений, ортогонально направленная к основному разлому и образующая грабенообразный прогиб на участке сопряжения указанных структур, амплитуда его достигает 50 м. В верхнекаменноугольных отложениях он затухает, проявляясь синклинальным перегибом слоев.

 

1.4 Характеристика продуктивных пластов

 

Южно-Шапкинское нефтегазоконденсатное месторождение многопластовое, как и все открытые месторождения Шапкино-Юрьяхинского вала.

В непосредственной близости от выявленных месторождений Шапкино-Юрьяхинского вала разрабатывается крупное Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение, залежи которого связаны с нижнепермско-среднекаменноугольным карбонатным комплексом.

Выявленные во вскрытом разрезе залежи Южно-Шапкинского купола приурочены (снизу вверх):

а) к подангидритовой пачке доломитов серпуховского яруса нижнего карбона – водоплавающая залежь, высотой 5.6 м, установленная по результатам испытания интервала 2290-2300 м (а.о. –2163-2173 м) в скв. 21, когда получен приток нефти с водой дебитом 41 м3/сут на штуцере 5 мм (воды около 25%). При подсчете 1976 г данная залежь была названа залежью I, запасы по ней в ГКЗ не представлялись по причине незначительных по количеству;

б) к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона и нижней перми – залежи нефти и газа, промышленного значения, запасы которых утверждены ГКЗ и числятся на 1.01.04 г. на Государственном балансе: 1) залежь нефти с газовой шапкой в средне-верхнекаменноугольных карбонатах (II залежь); 2) залежь нефти в карбонатах нижней части ассельского яруса нижнепермского возраста (III залежь); 3) залежь газа с нефтяной «подушкой» в карбонатах верхней части ассельского яруса и сакмарского яруса нижнепермского возраста (IV залежь); 4) Газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми (V залежь).