Нефтегазовое месторождение Прорва

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 71 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовое месторождение Прорва с начальными геологическими запасами 141998. 7 тыс. т. разрабатывается с 1963 года. ПФ «Жылыоймунайгаз» - один из крупных производственных филиалов АО «Разведка Добычи КазМунайГаз».

На балансе ПФ «Жылыоймунайгаз» имеется 4 месторождения: С. Нуржанова, Западная Прорва, Актобе и Досмухамедово. Месторождение С. Нуржанова введено в эксплуатацию в 1963 году, фонд эксплуатационных скважин 142, накопленная добыча 20905, 22тыс. т. Месторождение Западная Прорва было введено в эксплуатацию в 1977 году, фонд эксплуатационных скважин 45, накопленная добыча 6612, 23тыс. т. Месторождение Актобе введено в эксплуатацию 1970 году, фонд эксплуатационных скважин 16, накопленная добыча 2804, 25тыс. т. Месторождение Досмухамедово было введено в эксплуатацию в 1980году, фонд эксплуатационных скважин 26, накопленная добыча 1948, 21тыс. т.

Таким образом эксплуатация месторождения осуществляется уже 48 лет. По состоянию на 1. 01. 09 г. эксплуатационный фонд составляет 409 скважин, в том числе в действующем фонде - 211 скважин. Ресурсы газа составляет 112, 618 млн. м ³ , из которых 56, 282 млн. м ³ используется на производственно бытовые нужды, 56, 336 млн. м ³ сжигается на факелах на которую имеется разрешение. Объем эксплуатационного бурения составляет 32 700 м. Запланировано бурение 12 нефтяных скважин. Добыча от этих скважин составит 12 120 тн. Скважины эксплуатируются ШГНУ И УЭЦН. За 2008 год 84 % нефти отобрано фонтанным способом, 16 % нефти отобрано механизированным способом.

Месторождение разрабатывается с 1963 года, на естественном режиме при активном напоре контурных вод, на отдельных блоках за счет расширения газовой шапки. Остаточные извлекаемые запасы на 01. 01. 2010 года Прорвинских групп месторождении составляют - 19803, 5 тыс. тн. (С. Нуржанова - 15925, 5 тыс. тн., Зап. Прорва - 2009, 8 тыс. тн., Актобе - 558, 8 тыс. тн., Досмухамбетовское - 1309, 3 тыс. тн. ) . Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении Западная Прорва на 01. 01. 09 составила 4, 9т/сут. Коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0, 956. Коэффициент использования эксплуатационного фонда - 0, 931.

1 Геологическая часть

Характеристика геологического строения месторождения

1. 1. 1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Ц. В. Прорва (С. Нуржанова) расположено на юго-востоке Южно-Эмбинского нефтеносного района[1] .

В административном отношении месторождение относится к Жылыойскому району, Атырауской области республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются рабочие поселки нефтяников Саргамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку от рассматриваемого месторождения.

Ближайшие железнодорожные станции находятся в поселках Кульсары и Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.

Нефть с месторождения по нефтепроводу идет через Саргамыс в Каратон, где поступает в магистральный нефтепровод Узень-Самара.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой, так как описываемая территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского моря.

Абсолютные отметки рельефа колеблются от минус 20 до минус 27 м. Гидрографическая сеть отсутствует.

В значительной части описываемый район изрезан ериками, представляющими собой рукавообразные понижения в рельефе, потерявшие сообщение с морем. Во время "морян" ерики периодически пополняются морской водой. С запада район ограничен Каспийским морем, с юга - почти непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.

Климат района резко континентальный с большими колебаниями сезонных и суточных температур, с частыми сильными ветрами, переходящими зачастую в пыльные бури. Лето сухое, жаркое, максимальная температура +30-+40 ⁰ С, а зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 25 ºС. Годовое количество осадков обычно не превышает 200мм.

Преобладающее направление ветров в течение года юго-восточное.

Питьевой водой месторождение снабжается из реки Кигач по водопроводу, проходящему через Макат-Саргамыс. Для бурения используется пластовая вода альбского горизонта. Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач из города Атырау.

Рисунок 1. Обзорная карта месторождения Прорва

1. 1. 2 Стратиграфия

На Западном поле месторождения С. Нуржанова, как и на всей площади, вскрыты отложения от пермотриаса до четвертичных включительно.

Таким образом рассматриваемая структура разбита на 4 тектонических блока (I, II, III, IV), в пределах которых распространены нефтеносные горизонты средней юры и триаса.

Ниже рассмотрим строение продуктивных горизонтов Западного поля в отдельности.

Ю-V горизонт вскрыт всеми пробуренными в пределах Западного поля скважинами. Горизонт продуктивен в I и II блоках. Промышленная продуктивность в I блоке доказана опробованием пяти скважин (№№ 313, 314, 315, 316, 533), во II блоке четырех скважин (№№ 310, 311, 512, 520) .

Горизонт залегает в отложениях средней юры в интервале глубин 2660-2860 м. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде по I блоку минус 2681 м, по II блоку минус 2725, 2 м.

Для I блока водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2763, 8 м; равной отметке линии, проведенной на середине между подошвой нефтяного пласта скважины №533 и кровлей водоносного пласта скважины №316.

Для нефтяной залежи II блока водонефтяной контакт принят по ГИС в скважине №512 на абсолютной отметке минус 2839, 3 м.

При принятом положении ВПК высота залежи I блока составляет 83 м, для II блока 114 м. Площадь нефтеносности I блока равна 2500 м ² , II блока - 3500 м ² .

Залежь по типу пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная.

Т-I горизонт вскрыт 7-ю скважинами и коррелируется по всей площади нефтеносности. Горизонт продуктивен в I и IV блоках, а в II и III блоках оказался водоносным.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по I блоку минус 2967, 6 м, по IV блоку минус 3013, 0 м.

Водонефтяной контакт I блока принят на абсолютной отметке минус 2990 м и равен линии проведенной посередине между подошвой нефтяного пласта в скважине №310 и кровлей водоносного пласта в скважине №315.

ВНК (Водонефтяной контакт) для IV блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта коллектора (скважина №316) и равен абсолютной отметке минус 3023, 6 м.

При принятом положении ВПК высота нефтяной залежи I блока равна 23 м, IV блока-10 м.

Площадь нефтеносности I блока равна 837 м², а IV блока 312 м². Залежи нефти относятся к пластовой, сводовой, тектонически экранированной.

Т -II горизонт вскрыт и прослеживается в шести скважинах. Однако в скважинах №310 и №316 продуктивный горизонт замещен глинистыми непроницаемыми породами.

Горизонт нефтеносен в I и II блоках, водоносен в III блоке. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по I блоку минус 3017, 6 м, по II блоку минус 3112, 0 м.

Водонефтяной контакт для I блока принят по подошве опробованного пласта коллектора в скважине №314 на абсолютной отметке минус 3103, 3 м.

ВПК для нефтяной залежи II блока принят по подошве опробованного пласта коллектора в скважине №311 на абсолютной отметке минус 3117, 0 м.

При принятых положениях ВПК высота залежи для I блока составляет 85 м, для II блока 5 м.

Площадь нефтеносности для залежей I блока составляет 2092 м², для II блока 1187 м² . Залежи относятся к пластовым, сводовым, тектонически и литологически экранированным.

Т-III горизонт вскрыт семью скважинами и прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены нефтяные залежи, получившие развитие во всех четырех блоках.

Промышленная нефтеносность блоков доказана опробованием скважин:

I блок - скважин №№310, 313, 314, 315, II блок - скважины №311, III блок -скважины №312, IV блок - скважины №316, где были получены притоки нефти.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта по I блоку минус 3100, 6 м, по II блоку минус 3186, 6 м, по III блоку минус 3151, 2 м, по IV блоку минус 3169, 8м.

Водонефтяной контакт нефтяной залежи I блока принят по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта коллектора в скважине №314 на абсолютной отметке минус 3222, 7 м.

ВНК II блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта коллектора в скважине №311 и равен абсолютной отметке минус 3213, 8 м.

ВНК для залежей III и IV блоков приняты по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта коллектора и равны соответственно абсолютным отметкам: III блок - минус 3156, 2 м (скв. 312) и IV блок - минус 3184, 8 м (скв. 316) .

При принятом положении ВНК высоты нефтяных залежей равны: I блок -110 м, II блок - 27, 2 м, III блок -5 м, IV блок -15м. Площадь нефтеносности блоков соответственно равна: I блок - 5094 м², II блок - 2124 м², III блок -344 м², IV блок -624 м². Залежи относятся по типам к сводовым, пластовым, тектонически и литологически экранированным.

Т -IV горизонт продуктивен в пределах III и IV блоков. Промышленная нефтеносность III блока доказана опробованием скважины №312, где получен приток нефти. IV блок продуктивен по каротажу.

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по III блоку минус 3206, 2 м, по IV блоку минус 3243, 0 м. Водонефтяной контакт для III блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта - коллектора по скважине №312 на абсолютной отметке минус 3244, 2 м.

ВНК для IV блока принят по скважине №316 по каротажу и равен абсолютной отметке минус 3266, 4 м.

При принятом положении ВНК высота залежи для III блока равна - 38 м, для IV блока - 23 м. Площадь нефтеносности III блока равна - 187 м², IV блока -356м² .

Залежи по типу относятся к пластовым, сводовым, литологически и тектонически экранированным. Строение продуктивных горизонтов отражено на структурных картах и геологических профилях.

Отложения V среднеюрского горизонта представлены переслаиванием песчаников, алевритов, аргиллитов и глин. Коллекторы сложены разнозернистыми песчаниками.

Триасовый продуктивный горизонт представлен песчаниками, алевритами и аргиллитами. Коллекторами являются преимущественно разнозернистые песчаники.

В связи с тем, что имеющийся по Западному полю керн скудный и непредставительный, для петрофизического обеспечения интерпретации геофизических исследований были привлечены анализы, выполненные ранее по всему месторождению Прорва, так как результаты анализов керна совпадают.

Для изучения коллекторских свойств в отложениях юры и триаса исследовано 1043 образцов, из них по юрскому горизонту 102 образца, по триасовым отложениям 161 образец.

Коэффициент пористости для коллекторов юрских и триасовых горизонтов Западного поля. Прорвы принят по керну для V юрского горизонта равной 0, 177 и триасовым горизонтам - 0, 148.

Коэффициент нефтенасыщенности принят по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований. Нефтенасыщенность по V юрскому горизонту равна 0, 70, а по триасовым горизонтам - 0, 68.

Проницаемость по V юрскому горизонту по данным гидродинамических исследований скважин составляет в среднем 0, 050 мкм². По триасовым горизонтам проницаемость определялась по результатам анализа керна, и изменяется в следующих пределах: от 0, 019 мкм² (Т-IV) до 0, 311 мкм² (Т-III) . По данным гидродинамических исследований скважин в среднем составляет 0, 036 мкм²

При выделении пластов - коллекторов и оценке их эффективных толщин в залежах юрской и триасовой продуктивных толщ были привлечены данные опробования и интерпретации материалов ГИС.

По V среднеюрскому горизонту общая толщина горизонта изменяется от 104 до155 м и в среднем составляет 128, 4 м. Коэффициент вариации 14, 6.

Эффективная толщина изменяется от 4, 4 до 68, 4 м и в среднем составляет 31, 5 м. Коэффициент вариации 51, 8.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4, 4 м до 53, 4 м (скважина №512 блок II) и в среднем составляет 26, 3 м. Коэффициент вариации 62, 9.

По Т-I горизонту общая толщина горизонта изменяется от 8 до 20, 2 м и в среднем составляет 11, 3 м. Коэффициент вариации 26, 5.

Эффективная толщина изменяется от 2 до 17, 6 м, и в среднем составляет 6, 2 м. Коэффициент вариации 26, 3.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 6, 0 м (скважина №310) до 6, 6 м (скважина №316) и в среднем составляет 6, 3 м. Коэффициент вариации 6, 6

Т-II горизонту общая толщина горизонта изменяется от 12 до 27, 8 м и в среднем составляет 15, 9 м. Коэффициент вариации 23, 4

Эффективная толщина изменяется от 1 м (скважина №312) до 9, 6 м (скважина №313) и в среднем составляет 4, 12 м. Коэффициент вариации 65, 6.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1, 6 м (скважина №315 блок I) до 9, 6 м (скважина №313 блок I) и в среднем составляет 4, 9 м. Коэффициент вариации 43, 6.

По Т-III горизонту общая толщина горизонта изменяется от 35 до 73 м и в среднем составляет 62 м. Коэффициент вариации 23, 2.

Эффективная толщина изменяется от 4, 8 до 36, 2 м и в среднем составляет 19, 9 м. Коэффициент вариации 56, 8.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4, 8 м (скважина №312 блок III) до 36, 2 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет 19, 9 м. Коэффициент вариации 56, 8.

По Т-IV горизонту общая толщина горизонта изменяется от 43 до 60 м и в среднем составляет 51, 8 м. Коэффициент вариации 13, 5.

Эффективная толщина изменяется от 3, 6 до 33, 4 м, и в среднем составляет 15, 4 м. Коэффициент вариации 58, 9.

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 18 м (скважина №312 блок III) до 19, 4 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет 18, 7 м. Коэффициент вариации 2, 7.

По V среднеюрскому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 8, 40, песчанистости - 0, 25.

По I триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 1, 71, песчанистости - 0, 50.

По II триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 1, 2, песчанистости - 0, 28.

По III триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 3, 28, песчанистости - 0, 33.

По IV триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 3, 00, песчанистости - 0, 30.

Таким образом из вышеизложенного следует, что залежи относятся к типу неоднородных.

1. 1. 3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Ц. В. Прорва расположено на юго-западной переклинальной части Южно-Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. В структурном отношении Прорвинская группа структур представляет собой пологую антиклиналь, вытянутую в широтном

Рисунок 2. Структурная карта месторождения Ц. В. Прорва

направлении. По длиной оси брахиантиклинали выделяются следующие поднятия: Восточное, Западное, Центральное, Прорва Морская, а на востоке - структура Актюбе.

Месторождение Ц. В. Прорва представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания. По III отражающему горизонту поднятие оконту-ривается изогипсой минус 1950 м. Высота поднятия более 25 м.

Структура Ц. В. Прорва относится к типу солянокупольных с глубоким залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде на отметке минус 3289 м (скважина № 308) .

В данной дипломной работе рассматривается Западное поле, как участок структуры Ц. В. Прорва, нефтеносность которого в отложениях юры и пермотриаса установлена новыми глубокими разведочными и эксплуатационными скважинами.

Структура Западное поле представляет собой брахиантиклиналь, осложненную сбросом F, который прослеживается по данным сейсмических исследований и по данным корреляции отложений. Амплитуда сброса порядка 50 м по кровле нижней юры, имеет северное падение, простирание широтное, переходящее на востоке в северное - восточное.

Поперечными сбросами F" и F'" северное и южное крылья структуры разбиты на западные и восточные участки, которые рассматриваются нами как отдельные блоки.

Сброс F" проведен на северном крыле между скважинами №311 и №312 на основе корреляции отложений, несоответствия характера залегания стратиграфических толщ и из-за разной насыщенности продуктивных горизонтов в этих скважинах. Сброс падает на запад, амплитуда порядка 10 м по подошве волжских отложений.

Сброс F'" проведен на южном крыле между скважинами №314 и №316 на основе корреляции разреза, сокращения мощности триасовых отложений в скважине №316 и из-за разной насыщенности продуктивных триасовых горизонтов в этих скважинах. Он подсекается в скважине №316 на отметке минус 2940 м, падение его западное.

1. 1. 4 Нефтегазоносность

Исследования нефти в поверхностных условиях по Ю-V горизонту проводились в 5 объектах по 4 скважинам, по Т-I горизонту в одном объекте, по Т-II горизонту в 2-х объектах, по Т-III горизонту в 6 объектах по 4 скважинам и по Т-IV горизонту в одном объекте. Всего исследовано 15 объектов по 7 скважинам (№№310, 311, 312, 313, 314, 315, 512) .

Нефти Ю-V горизонта относятся к малосернистым и сернистым, парафинистым, малосмолистым. Плотность нефти варьирует от 0, 8757 г/см³ до 0, 8830 г/см³, в среднем составляет 0, 8791 г/см³.

Величина кинематической вязкости при 20 °С изменяется от 13, 49 до 28, 36 мм² /с, в среднем по горизонту составляет 16, 36 мм²/с.

Содержание серы колеблется от 0, 27 до 1, 54 %, смол сернокислотных -22%, смол селикагелевых - 4, 1%, асфальтенов - 2, 23 %, кокса - 2, 84 %. Кислотное число - 0, 03-0, 11 мгКОН/г. Начало кипения - 79-102 °С. Температура вспышки выше - 2°С. Содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200 °С, равно 13-14 %, легких фракций, выкипающих до 300 °С - 35-37%.

Плотность нефти Т-I горизонта равна 0, 8862 г/см³. Величина кинематической вязкости равна 22, 15 мм² /с.

Нефть содержит смол сернокислотных 24 % (скважина №З10, инт. 2945-2955 м), серы -1, 57 %. Кислотное число - 0, 04 мгКОН/г. Температура застывания -5 °С, вспышки- 3ºС.

Нефти Т-II горизонта относятся к сернистым, парафинистым. Плотность нефти в среднем составляет 0, 8885 г/см³. Величина кинематической вязкости при 20°С изменяется от 16, 6 до 33, 05 мм²/с.

Содержание серы изменяется от 1, 24 до 1, 4 %, смол сернокислотных -18 %, кокса - 2, 81 %, парафина - 3, 08 %. Кислотное число - 0, 07-0, 15 мгКОН/г. Температура плавления парафина - 50, 2 ºС. Температура вспышки - 4 °С, начала кипения - 78 ºС. Содержание бензиновых фракций - 14, 75 %, легких - 34, 5 %.

Нефть Т-III горизонта относятся к сернистым, парафинистым. Плотность нефти 0, 8947 г/см³ . Кинематическая вязкость при 20ºС 25, 86-46, 2 мм² /с, в среднем по горизонту составляет 34, 59 мм² /с. Содержание серы варьирует от 1, 04 до 1, 44 %, в среднем составляет 1, 3%, парафина - 2, 9 %, смол сернокислотных - 26 %, кокса- 2, 73-4, 1 %, Кислотное число 0, 06-0, 18 мгКОН/г.

Температура застывания колеблется от - 15 до +5ºС, температура вспышки выше О °С. Начало кипения при 85-109 °С. Содержание бензиновых фракций до 200 °С от 7 до 15 %, легких от 26 до 35 %.

Нефти по Т-IV горизонта относятся к плотным, сернистым, смолистым. Плотность нефти по горизонту - 0, 904 г/см³, вязкость при 20 ºС 39, 36 мм² /с. Содержание смол сернокислотных - 28 %, силикагелевых - 14, 7%, асфальтенов -3, 5%, серы - 1, 61 %, кокса - 3, 56 %. Температура застывания +1 °С, вспышки + 14 °С. Содержание бензиновых фракций от 3, 5 до 22, 5 %, легких от 22, 5 до 45, 0 %. Кислотное число 0, 14 мгКОН/г.

Изучение свойств пластовой нефти Западного поля проводилось по одной глубинной пробе, отобранной из Т-I горизонта (скважина №З10, инт. 2945-2955м) .

Проба нефти недонасыщена газом. Превышение пластового давления над давлением насыщения составляет 14, 6 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях равна 0, 6238 г/см³. Коэффициент сжимаемости равен 15, 4x10 ^-10 1/Па. Коэффициент растворимости газа в нефти составляет 1, 05876 м³/м³*Па. Объёмный коэффициент пластовой нефти равен 1, 7487. Вязкость пластовой нефти не определена.

По II объекту разработки вязкость пластовой нефти взята как среднее значение по имеющимся трем анализам нефти в пластовых условиях по соседнему полю (восточное поднятие), равное 1, 62 спз.

Свойства пластовой нефти триасовых отложений восточного поднятия изучены по трем глубинным пробам, отобранным из Т-I (скважина № 68), Т-III (скважина №304), Т-IV (скважина 11а) горизонтов.

Для Ю-V горизонта (I объект разработки) наиболее близкой по физико-химическим свойствам и глубине залегания оказалась проба нефти Т-1 горизонта из скважины №68 на восточном поднятии.

Вязкость нефти в пластовых условиях для первого объекта принимается равной 1, 19 спз., плотность 0, 6452 г/см³.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.