Курсовой проект должен состоять из расчётно-пояснительной записки (включая введение) и графической части. Расчетно-п
| Вид материала | Курсовой проект |
СодержаниеМинистерство энергетики рф. лениногорский нефтяной техникум 16 _ Билалова Г.М. Министерство энергетики р.ф. лениногорский нефтяной техникум 2. Исходные данные Рис1. Схема расположения месторождений на восточном борту мелекесской впадины. 22 Билалова Г.М Курсовое проектирование по ЭНГМ 24 Билалова Г.М. Курсовое проектирование по ЭНГМ 2.4. Коллекторские свойства продуктивных пластов Курсовое проектирование по ЭНГМ Залежи нефти в пласте Сбр-2 30 Билалова Г.М. Залежь нефти в тульском горизонте Залежи нефти в башкирско-серпуховских отложениях Курсовое проектирование по ЭНГМ Билалова Г'.М. Залежи нефти в верейских отложениях 34 Билалова Г.М Курсовое проектирование по ЭНГМ ... Сенин Александр Иванович, к т. н., доцент кафедры рл удк 616. 78 Аннотация Вметодических, 880.23kb. Приложение 2 МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РФ. ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ Специальность и № группы КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Тема: Студент: Консультанты: г. Лениногорск 200 _г. 16 _ Билалова Г.М. Приложение 3 Рассмотрено и одобрено "УТВПРЖДАЮ" на заседании ЦК зам. директора по УР от "_ " 200 г. "_._" _ _ 200 г. Закрепить темы курсовых проектов по дисциплине "Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений " в группе ЭКС-1-99 1. Анализ режимов работы скважин, оборудованных ШСН в условиях НГДУ "Прикамнефть"
Приложение 4 МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ Р.Ф. ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ Для курсового проектирования Студенту курса группы Фамилия, имя. отчество Лениногорского нефтяного техникума Тема проекта В курсовом проекте должны быть разработаны и изложены:
Курсовое проектирование по ЭНГМ 17
Дата выдачи: " " 200_г. Срок окончания: " __" 200 г. Преподаватель: 16 БилаловаГ.М. ВВЕДЕНИЕ Демкинское нефтяное месторождение открыто в 1962 г. скважиной 86, которая вскрыла нефтеносные пласты в турнейском ярусе, бобриковском и тульском горизонтах, башкирско-серпуховских отложениях, верейском и каширском горизонтах. Пересчет запасов нефти был произведен в 1998 г. Количество балансовых запасов нефти составило 32332 тыс.т, извлекаемых -6217 тыс.т с коэффициентом нефтеизвлечения - 0,192. В 1997 г. был составлен проект пробной эксплуатации Дем-кинского нефтяного месторождения, в котором планировалось проведение продолжительной эксплуатации существующих разведочных скважин. Однако, из-за финансовых трудностей, прежде всего из-за резкого падения цены на нефть на мировом рынке в 1998г., предусмотренный комплекс работ выполняется со значительным отставанием от графика. В 1996-1997 г.г. проведены детализационные сейсморазве-дочные работы. В результате были детально изучены структурные планы, уточнены контуры нефтеносности залежей, границы визей-ских врезов, выявлено и подготовлено три новых локальных поднятия. На Эреминском, Восточно-Алинском и Алинском поднятиях в 1999 г. пробурены поисково-разведочные скважины и оперативно подсчитаны запасы нефти. В 1999 г. проводилось восстановление двух ранее ликвидированных скважин с целью повторного опробования и опытной эксплуатации согласно планов, согласованных Приволжским округом Госгортехнадзора России. Основной целью работы является проведение дальнейшей пробной эксплуатации залежей нефти для получения более надежной и достоверной геолого-промысловой информации о коллектор-ских свойствах пластов и насыщающих их жидкостей, обоснования режима работы залежей, выделения эксплуатационных объектов и оценки перспектив развития добычи нефти путем ввода в работу отдельных разведочных и бурения опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Курсовое проектирование по ЭНГМ 17 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 2.1 Орогидрография Месторождение расположено в Аксубаевском и Октябрьском районах Татарстана. В 75км к северу от северного его контура находится крупная пристань на реке Каме г. Чистополь, а в 25км к югу от южного контура — железнодорожная станция Нурлат Куйбышевской железной дороги. С северо-востока на юго-запад восточнее месторождения проходит шоссейная дорога г. Чистополь - ст. Нурлат. Электроэнергообеспечение района местрождения хорошее, за счет сравнительной близости Нижнекамской и Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС. Условия водоснабжения территории месторождения благоприятные: с северо-востока на юго-запад протекает река Малая Сульча с притоком р. Киреметь. Для питьевых целей используются подземные воды пермских отложений. Наличие месторождений строительного сырья (известняка, песчаника, гравия, глины, песка и др.) вполне обеспечивают нужды строительства. 20 Билалова Г.М.  Рис1. Схема расположения месторождений на восточном борту мелекесской впадины. Курсовое проектирование по ЭНГМ 21 2.2 Тектоника Демкинское месторождение в региональном структурном плане расположено на северо-востоке восточного бортового склона Мелекесской впадины и объединяет целый ряд локальных поднятия (структуры III порядка), которые осложняют Вишнево-Полянекую структурную террасу (структура II порядка). Современные представления о её тектонике основывается на данных редкой сети глубоких скважин и геофизических исследований. По поверхности кристаллического фундамента в пределах месторождения прослеживается моноклинальный склон, равномерно погружающийся с северо-востока на юго-запад. Современный структурный план рельефа кристаллического фундамента в общих чертах находит отображение и плановое соответствие структурных форм и в осадочном чехле. По всем маркирующим поверхностям осадочного чехла в исследуемом районе отмечается ступенчатое погружение в юго-западном направлении. Структурный план по кровле терригенной толщи девона полностью наследует структурный план кристаллического фундамента. Особенности структурно-тектонического строения рассмат риваемой территории в верхнефранско-фаменское время во многом определяются развитием внутриформационного Усть- Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы (ККСП), приведшим к довольно резкой дифференциации осадконакопления в прогибе и образованию структурно-фациальных зон. По отложениям карбонатного девона месторождение располагается во внешней восточной бортовой зоне Усть-Черемшанского прогиба ККСП. Характерной чертой для бортовых зон ККСП является широкое развитие в позднефранско-фаменское время карбонатных массивов, представляющих собой био-гермные сооружения, которые являются основанием структур в нижнем; среднем Карбоне и нижней перми. Рифогенные поднятия группируются в параллельные структурные зоны северо-западного простирания, на месте которых по девонским отложениям и поверхности фундамента вырисовываются весьма расплывчатые террасовидные ступени и моноклинали. Эти валообразные структуры формировались при ведущей роли седиментационного фактора. В последующее время произошло захоронение рифов и значительно позже в процессе диагенеза осадков произошло формирование надрифовых структур, поскольку сами рифы являются жёстким несжимаемым ядром, поверхность перекрывающих их отложений расположена гипсометрически вы- 22 Билалова Г.М. ше, чем в зарифовой зоне. Структурные планы ...пе- и средпекамепноугольных отложений, по сравнению со структурными планами поверхности кровли кристаллического фундамента и кровли терригенных отложений девона, приобретают оолее сложное строение. Структурный план нижнекаменноугольных отложений значительно дифференцирован. По структурно-эрозионной поверхности турнейского яруса в пределах месторождения прослеживается ряд поднятий, группирующихся в отдельные структурные зоны (гряды) - Аксубаево-Эштебенькинская, включающая Эреминское, Алинское и Иремельское поднятия, и Нурлат-Кривоозеркинская, включающая Дёмкинское, Кривоозёркинское, Нижнее, Восточно-Алинское, Рубежное, Северо-Рубежное и Акбарское, на двух из которых, Дёмкинском и Кривоозёркин-ском, открыты и подтверждены бурением залежи в отложениях нижнего и среднего карбона. Перечисленные зоны имеют северо-западное простирание и отделяются одна от другой флексурами. На рассматриваемой территории отмечается осложнённость поверхности турнейского яруса эрозионными врезами, которые заполнены терригенными породами визейского яруса. Глубина врезания по данным бурения достигает 40-50м (скв №№ 629, 624 и др.) Визейские эрозионные врезы, по данным бурения и сейсморазве-дочных работ, имеют на площади широкое распространение. В плане врезы очень извилистые, они часто меняют направление, пересекая под различными углами валообразные структуры и даже своды локальных поднятий. Терригенные отложения нижнего карбона компенсируют неровности турнейского палеорельефа. Структурный план тульского горизонта, в основном, наследует основные черты строения турнейского яруса. Относительно крупным локальным объектом рассматриваемого месторождения является Демкинская структура, подготовленная по отложениям нижней перми (структурное бурение). Пробурены три скважины, установившие залежи нефти в отложениях нижнего и среднего карбона. По имеющимся материалам бурения и МОГТ структура характеризуется как тектоно-седиментационная, с общим совпадением в плане по горизонтам перми, карбона и девона. В результате проведенных работ МОГТ строение поднятия претерпело некоторые изменения, а именно: между скв. №№ 86, расположенной в присводовой части одной из вершин структуры, и 629 прослежен по всем горизонтам узкий неглубокий прогиб, т. е. по данным МОГТ последняя расположена в южной крыльевой части другой структуры (или вершины Дёмкинской), отделяющейся ука- Курсовое проектирование по ЭНГМ 23 занным прогибом от рассматриваемого объекта. Это обстоятельство значительно затрудняет расчёт и проведение прогнозных контуров залежей как по границам среднего, так и нижнего карбона. Причём, ни один из вариантов структурных построений не дает более низкого гипсометрическою положения отражающих границ севернее скв. № 629. Скв. № 628 по данным МОГТ расположена в пределах северной крыльевой части южной вершины структуры. Для уточнения строения намеченной к северо-востоку структуры, рекомендуется проведение детализационных работ МОГТ, переработка и переинтерпретация материалов прошлых лет. Кроме того, решение части проблем связывается с бурением оценочной скважины северо-западнее скв. № 629 и проведением в ней сейсмокаротажных исследований. Кривоозёркинская структура, выделенная по данным сейсморазведки предыдущих лет (МОВ, 1964г.) в результате детализационных исследований МОП существенно изменилась по конфигурации, размерам, местоположению свода и т. п. Так, по отражающей границе У в пределах оконтури-вающей изогипсы -1095м структура имеет северо-западное простирание, свод её расположен юго-восточнее скв. № 621, вскрывшей залежи нефти (расположена во врезовой зоне). Скв. № 956, расположенная на склоне обширной приподнятой зоны, также вскрыла залежь, ловушка которой связана с тур-нейским останцом. Небольшой приподнятый участок юго-восточнее указанной скважины, вероятно, перспективен на обнаружение залежей, связанных с пластом Сбр-2. Соотношение структурных планов на участке Кривоозёр-кинской структуры различное: если по верею (В) скв. № 624 занимает более высокое гипсометрическое положение, чем скв. № 621, то по кровле тульского горизонта (У) наоборот. Произошло существенное изменение границ залежей по сравнению с предыдущими данными (1985г.). Структурный план месторождения по кровле ассельского яруса нижней перми (по отражающей границе К) в общих чертах сходен со структурным планом по кровле верейского горизонта, но по рассматриваемой маркирующей поверхности значительно выпо-лаживается. Все поднятия сохраняют почти ту же конфигурацию и простирание, что и по кровле верейского горизонта, но только уменьшаются в размерах. Анализ структурных планов месторождения по различным маркирующим поверхностям дает возможность отметить следующее: '__ 1 .Структурные планы месторождения по поверхности кри- сталлического Фундамента и кровле терригенной толщи девона не 24 Билалова Г.М. совпадают со структурными пг ли маркир> ющйх поверхностей каменноугольных и пермские . ...жений. 2.Структурные планы по маркирующим горизонтам каменноугольных и пермских отложений совпадают, отличаясь лишь в деталях. 11ри этом структурные формы вверх по разрезу выполаживаются, становятся менее резкими, амплитуда их уменьшается. 2.3 Стратиграфия В основу стратиграфического расчленения осадочной толщи Демкинского месторождения положена унифицированная схема палеозойских отложений Русской платформы (3964г.). По данным бурения, отбору и изучению керна на месторождении осадочная толща палеозоя представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Девонская система, в составе верхнего отдела залегает на глубинах 1410-203Ом, и представлена в объеме трех ярусов от жи-ветского до фаменского, и 13 горизонтов, от старооскольского до Лебедянского включительно. Нижняя часть разреза девона, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона, от сарг аевского горизонта до данково-лебедянского включительно, сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части Девона составляет в среднем 420м. В литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение Разрезе и корреляцию. В карбонатной толще девона выделяется большое опроницаемых интервалов, имеющих, как правило, локальное распространение. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов оттурнейского до оренбургского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 500 до 1410м. Общая толщина до 910м. Подавляющая часть разреза (более 80%) сложена различными разностями карбонатных пород, и только тульский, бобриковский,. елховско-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт средне) о карбона сложены терригенными породами -песчаниками, алевролитами, глинами, глинистыми сланцами, с прослоями карбонатов. Курсовое проектирование по ЭНГМ 25 Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов, которые слагаются извесняками, доломитами с прослоями ангидрита и гипсов. Огложения верхнего отдела - крас-ноцветные песчано-глинистые с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до глубины 500м. Неогеновые отложения с размывом залегают на отложения казанского и уфимского ярусов, толщиной от 0 до 150м, и представлены глинами, песчаниками и гравием. Четвертичные отложения имеют небольшой объем, толщиной до Юм, и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются также древнечет-вертичные (аллювий речных террас) и современные отложения - аллювий и делювий современных речных террас, пойм и склонов водоразделов. 2.4. Коллекторские свойства продуктивных пластов На Демкинском месторождении залежи нефти установлены в турне иском ярусе, бобриковском и тульском горизонтах, в башкирско-серпуховских отложениях, в верейском и каширском горизонтах. Все залежи нефти в каменноугольных отложениях контролируются структурными поднятиями III порядка. Размеры залежей, их тип определяются строением и выдержанностью пластов-коллекторов, положением водонефтяных контактов и размерами поднятий. На месторождении открыто 16 залежей, из них 5 залежей приурочено к пластам-коллекторам нижнего карбона, 11- среднего карбона, сведения о которых приведены в табл. 1 ■■.■■ 26 Билалова Г.М. Таблица 1 Характеристика залежей  Курсовое проектирование по ЭНГМ 27 нефть (30л без СКО) в ней получили при положении нижней дыры перфорации на абс. отметке -1 131.1м. По данным ГИС ВНК залежи располагается в интервале абс. отметок -1135,5-1137.5м. Подошву залежи, исходя из результатов опробования, предлагается принять по положению нижней дыры перфорации, давшей нефть, т. е. на абс. отметке-1131,1м. Продуктивными являются пласты-коллекторы Счр-1 и Смл+уп-1, которые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от 0,6 до 2.8м, а по скв. - от з.б до 4,6м, в среднем составляя 2,2м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам изменяется от 12,9 до 15,7%, в среднем составляя 14,1%, нефтена-сыщен-ность - от 80,3 до 91,3%, в среднем - 85,0%. Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара равен 0,45, коэффициент расчлененности - 4,0. Глубина залегания продуктивных отложений - 1202,2м, этаж нефтеносности ~ 30,5м. По типу залежь массивная. Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скв. №№ 621 и 956. На северо-западном погружении поднятия залежь оконтури-вается скв. № 955, а с юга окон-туривается скв. №№ 625 и 624, в которых отложения турнейского яруса залегают на низких гипсометрических отметках и водоносны. По данным ГИС кровля водонасыщенной части пласта в скважинах, вскрывших залежь, отбивается на одном уровне (-1130,0 и -1130,2м) и отделяется от нефтеносной части пласта прослоем плотных известняков толщиной 1,0-3,2м. При опробовании притоки безводной нефти в этих скважинах получены при положении нижних дыр перфорации практически на одной и той же абс. отм. -1127,0-1127,2м. Подошву залежи, исходя из результатов опробования, предлагается принять по положению нижней дыры перфорации, давшей нефть, т. е. на абс. отметке -1127.2м. Продуктивными являются пласты-коллектора Скз-1,кото- рые сложены известняками. Толщина пропластков изменяется от 0.6 до 4,0м. а по скв. - от 4,2 до 7,2м, в среднем составляя 2,9м. Кол- лекторская характеристика изучена по данным геофизики. Порис тость по пластам-коллекторам по скважинам изменяется от 17,5 до 20,4%. в среднем составляет 19,3%,нефтенасыщенность - от 78,2 до :80,2%. в среднем - 79.5%. Коэффициент песчанистого нефтяного резервуара равен 0.72. коэффициент расчлененности -4,0. Глубина залегания продуктивных отложений — 1218.8м, .—этаж-нефтеносности -9.2м.. Залежи нефти в бобриковском горизонте В бобриковском горизонте выделяется три пласта-коллектора (снизу -вверх): Сбр-0, Сбр-1 и Сбр-2. Последние два пласта содержат залежи нефти. Залежи нефти, приуроченные к пласту Сбр-1 установлены, в основном, в зонах развития "поеттурнейских врезов". Пласт Сбр-1 сложен песчаниками и алевролитами, нередко переходящими в глинистые алевролиты. С этим пластом связано 2 залежи нефти на месторождении: Демкинское и Кривоозеркинское, приуроченные к одноименным поднятиям. Залежь 1 приурочена к сводовой части Демкинского поднятия и вскрыта двумя скважинами - №№ 86 и 628.С востока залежь оконтуриваегся скв. № 629, °т°рой пласт Сбр-1 водонасыщен. Б скв. № 630, пройденной на южном погружении поднятия, пласт выклинивается. Южная граница залежи проведена на половине расстояния между скв. №№ 86, 628 и 629. где пласт представлен пластом-коллектором и скв. ..№ 630, где он отсутствует. По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Подошва самого нижнего продуктивного пласта находится в скв. № 628 на абс. отметке -11 16,8м. При опробовании в ней интервала 1222,0 -1233,0м (абс. отметки -1102,2 - -1113,2м) получен приток нефти дебитом 14,8т/сут. Подошву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1116,8м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв. изменяется от 1,2 (скв. № 86) до 10,2м (скв. №628), средняя по залежи - 2.9м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики пористость по пгюпласткам-коллектооам в скважинах изменяется от 17,4 до 22,2%. в среднем составляя 2,1,7%, нефтенасыщен-ность - от 75,0 до 84,7%, в среднем -83,3%. Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара.равен 0,77, коэффициент расчлененности - 3,0. Глубина залегания продуктивных отложений — 1196,8м, этаж нефтеносности - 21м. По типу залежь етруктурнр- литологическая. Залежь 2 приурочена к Кривоозеркинскому поднятию и вскрыта сводовой скважиной №621. С юго-запада к юго-востока Залежь оконтуривается соответсвенно скв. № 625 и скв, в которых пласт Сбр. Водонасыщен. К северо-западу и северо-востоку от скв.№621 пласт Сбр-1 выклинивается- (скв._№Л . 956). Линия выклинивания пласта в плане проведена на половине расстояния между скв.№621 и скв.№955,956, где пласт Сбр-1 отсутствует. Курсовое проектирование по ЭНГМ 29 ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенно-го продуктивного пласта, вскрытого скв. № 621, находится на абс. отметке -п20,9м. При испытании его получен приток безводной нефти дебитом 14,1т/сут с УРоеня 900м. Учитывая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи. Предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1 120,9м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скв. равна 5,6м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость Ласта в скважине равна 25,2%, нефтенасыщенность - 84,3%. Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара равен 1,0, коэффициент расчлененности -1,0. Глубина залегания продуктивных отложений — 1214,0м, этаж нефтеносности -5,6м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежи нефти в пласте Сбр-2 Пласт Сбр-2 сложен кварцевыми песчаниками неравномерно алеврити-стыми, прослоями до перехода в алевролиты, в некоторых скважинах он замещается глинистыми алевролитами. В пласте-коллекторе Сбр-2 установлено 2 залежи. Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скважинами №№ 86 и 628. Скважина №630 пройдена в 2,5км к югу от сводовой скважины № 86. В ней пласт Сбр-2 замещен глинистыми алевролитами. Граница зоны замещения проведена на половине расстояния между скв. №№ 86 и 628, в которых пласт неф-тенасыщен, и скв. № 630, в которой он представлен неколлектором. ВНК залежи не установлены. По данным 1 п подошва продуктивного нефтенасыщенного пласта, вскрытого скв. № 629 на рядом расположенной залежи и имеющей сходные геологические условия, находится на абс. отметке -1131.5м. При испытании его получен приток безводной нефти дебитом 1,9т/сут с уровня 1262,2м. Учитывая данные ГИС и результаты опробования подошву залежи предлагается принять по данным ГИС на абс. отметке -1131,5м по аналогии с соседней залежью. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Сбр-2 изменяется по скважинам от 1,0 (скв. № 628) до 3.4м (скв. № 86), средняя по залежи -1,1м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи ки. Пористость по пластам-коллекторам в скважинах изменяется от 19,9 до 22,9%. в среднем составлю ,о%, нефтенасыщенность - от . . .78,9 до 85,8%, в среднем - 80,4% Коэффициент песчанист ,Ти для нефтяного резервуара ра- 30 Билалова Г.М. вен 1.0, коэффициент расчлененности -1,0. Глубина залегания продуктивных отложений - 1 177,4м, этаж нефтеносно-55м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь нефти в тульском горизонте Пласт Тл сложен кварцевыми песчаниками неравномерно алевритистыми, прослоями до перехода в алевролиты, но в большинстве скважин он замещается глинистыми алевролитами. В пласте-коллекторе Тл установленно по данным ГИС 1 залежь. Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта скважиной № 86. Граница зоны замещения проведена на половине расстояния между скв. № 86, в которых пласт нефтенасыщен, и скв. №№ 628, 629. 630, в которой он представлен неколлектором. ВНК на залежи не установлен. По данным ГИС подошва нефтенасыщенного продуктивного пласта, вскрытого скв. № 86, находится на абс. отметке - 1131,5м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Тл по скважине №86, составляет 1,0м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость пласта-коллектора в скважине составляет 23,3%, нефтенасыщенность - 84,7%. Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара равен 1,0, коэффициент расчлененности - 1,0. Глубина залегания продуктивных отложений - 1177,4м, этаж нефтеносности - 1, 4м. По типу залежь литологическая. Залежи нефти в башкирско-серпуховских отложениях •В'толще башкирско-серпуховских отложений выявлено 2 залежи. Контролируются они локальными поднятиями: Демкин-ским и Кривоозеркинским . В разрезе башкирско-серпуховских отложений выделяется от 1 до 19 пористо-проницаемых прослоев, толщина которых колеблется от 0,6 до 2,8м. Разделяются они прослоями уплотненных, часто глинистых и трещиноватых известняков и доломитов толщиной от 0,4 до нескольких метров. Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой системой трещин, образуя единый резервуар. Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629. Дёмкинское поднятие по башкирским отложениям осложнено двумя седловинами, с тремя небольшими куполами. В своде центрального купола расположена скв. № 86, скв. № 628 - на северном склоне юго-западного купола, а скв. № 629 - на юго западном склоне северо-восточного купола, который раскрыт на восток и здесь контур залежи проведен по лицензионной границе. -С юго-востока залежь Оконтурена скважиной-№ 630, в которой пласт Сбш-2 водонасы-щен. Курсовое проектирование по ЭНГМ 31 По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщенного интервала отбивается в скв. № 628 на абс. отметке -872,3м. При испытании в этой скважине интервала с абс. отметками -868,8 -872,8м получен приток пластовой воды дебитом 4м7сут, что, вероятно, связано с негерметичностью эксплуатационной колонны. Это предположение подтверждает испытание интервала с абс. отметками -863,4-872,9м в скв. № 629, из которого получен приток безводной нефти дебитом 3,9т/сут с уровня 1002,4м после СКО. Подошву залежи на данном этапе ее изученности предлагается провести по подошве нефтенасыщенного прослоя по Данным ГИС на абс. отметке -872,3м. Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 12,4м, в скв. № 628 - 19,4м, в скв. № 629 - 8,8м, при толщине про-слоев от о,6 до 2,8м. Коллекторская характепистика из'чена по данным геофизи-ки. Пористость слоев меняется от 11,1 до 21,3%, в среднем в скв. № 86 равна 19,6%, в скв.№ 628 - 18,1%, в скв. № 629 - 19,5%, а в целом по залежи - 18,9%, нефтенасыщен-ность прослоев - от 65,8 до 82,2%, в среднем по скв. равна соответственно 81,2; 78,9; 80,5; а в целом по залежи - 80,0%. Коэффициент песчанистости для нефтяного резервуара равен 0,49, коэффициент расчлененности - 12,3. Глубина залегания продуктивных отложений - 928.4м, этаж нефтеносности - 44,7м. По типу залежь массивная. Залежь 2 контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефте носности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, располо женными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С запада залежь оконтурена скв. №№ 621, 625 и 955, где пласты башкирскою яруса_ водоносны, к востоку залежь раскрыта и ограничена лицензионной границей. По данным ГИС подошва самого нижнего нефтенасыщенного продуктивного прослоя находится в скв. № 624 на абс. отметке -877,1м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного интервала отмечается в скв. № 956 на абс. отметке -879,3м. Следо- ' вательно, ВНК залежи расположен, по данным ГИС, в пределах абс. отметок -877,1 - 879,3м. При испытании в скв. № 956 интервала с абс. отметками -876,3 - 878,3м, расположенного в зоне ВНК, получен незначительный приток нефти (Юл) и воды (200л) после СКО с уровня 972м. Очевидно, применение СКО привело к разрушению призабойной-зоны и поступлению воды в скважину из нижележащего водоносного интервала. Аналогичный приток жидкости полу- Билалова Г'.М. чен и в скв, № 624. Учитывая вех шюсказанное, подошва залежи принята по данным ГИС по щ ве самого нижнего нефтенасы-щенного прослоя на абс. отметке-877,1м. Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 624 составляет 12,4м, в скв. № 956 - 2,0м, при толщине прослоев от 0,6 до 2,0м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость прослоев меняется от 9,7 до 20,5%, в среднем в скв. № 624 равна 15,9%, в скв. № 956 - 17,4%, а в целом по залежи - 16,1 %, нефтеиасыщенность прослоев - от 60,8 до 81,5%, в среднем по скв. равна соответственно 76,1; 78,2 , а в делом по залежи - 76,4%. Коэффициент песчанности для нефтяного резервуара равен 0,36, коэффициент расчленности - 7,5. Глубина залегания продуктивных отложений - 967,4м, этаж-нефтеносности - 30,2м. По типу залежь массивная. Залежи нефти в верейских отложениях В отложениях верейского горизонта установлено 2 залежи: Демкинская, Кривоозеркинская. В разрезе месторождения по данным ГИС выделяется четыре продуктивных пласта-коллектора, сложенных пористо-проницаемыми известняками и индексируемыми (снизу-вверх) как пласты: Свр-1,Свр-2,Свр-3,Свр-5, Пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, а в двух скважинах они полностью замещены уплотненными глинистыми известняками. Наиболее выдержанными на площади месторождения являются пласты Свр-2 и Свр-3. Толщины продуктивных верейских пластов изменяются от 1,2 до 5,2м. Разделяются они пачками терри-генных и карбонатных пород, толщина которых составляет 0,6-4, Ом. Небольшая толщина последних позволяет предположить, что верейские пласты-коллекторы образуют единую гидродинамически взаимосвязанную систему. Запасы нефти в них подсчитывались совместно. Контролируются залежи локальными поднятиями Ш-го порядка. Зал ежь Л, приурочена к сводовой части Демкинского поднятия, осложнённого тремя куполами и вскрыта тремя скважинами №№ 86, 628 и 987. Скв. № 86 пройдена в своде центрального купола, а скв. №№ 628 и 629 - соответственно на северном склоне юго-западного купола и южном склоне северо-восточного купола. На юго восточном склоне поднятия пройдена скв. № 630, в которой все продуктивные пласты замещены уплотненными глинистыми разностями известняков, поэтому здесь контур залежи проходит по линии отсутствия пласта-коллектора, т. е. на середине расстояния между скв. №№ 86, 628, 629 и скв. № 630. В пределах залежи-нефтеносными по данным ГИС являются 4 пласта Свр-1, Свр-2, Курсовое проектирование по ЭНГМ 33 Свр-3 и Свр-6. Причем, в скв. № 629 нефтенасыщены все четыре пласта, в скв. № 628 - пласты Свр-2, Свр-3, Свр-5, а в скв. №86 -Свр-2 и Свр-3. ВНК залежи не установлен. По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного продуктивного пласта находится в скв. №629 на абс. Отметке - 850,8м. Самое низкое положение нижних дыр перфорации находится в скв. № 628 на абс. отметке -831,4м, с которых был получен промышленный при ток чистой нефти 2,8т/сут с уровня 947м после СКО. Контур залежи предлагается провести по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, т. е. на абс. отметке -850,8м. Общая эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине № 86 составляет на 2,4м, в скв. № 628 - 5,0м, в скв. №629 - 4.6м, при толщине прослоев от 0,6 до 3,6м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизики. Пористость прослоев меняется от 12,3 до 20,5%, в среднем в скв. № 86 равна 17,6%, в скв. № 628 - 17,3%, в скв. № 629 - 18,4%, а в целом по залежи - 17,8%, нефтенасы-щенность прослоев - от 67,5 до 80,5%, в среднем по скв. равна соответственно 77,2; 76.9; 78,3 , а в целом по залежи - 77,5%. Коэффициент песчанистое™ для нефтяного резервуара равен 0,28, коэффициент расчленённости - 3,3. Глубина залегания продуктивных отложений - 907,0м, этаж нефтеносности -44,6м. По типу залежь структурно-литологическая. Залежь 2 приурочена и контролируется рядом поднятий, Кривоозеркин-ским, Рубежным, Северо-Рубежным и Акбарским, осложнённых целым рядом куполов, седловин, имеющим общий контур нефтеносности и вскрыта двумя скважинами — №№ 624 и 956, расположенными в пределах Кривоозёркинского поднятия. С северо-запада залежь оконтурена скв. № 621, 625 и 955, причем в скв. № 621 все пласты замещены уплотненными и глинистыми известняками. По ГИС в скв. № 624 нефтенасыщенны пласты Свр-1, Свр-2, Свр-3, в скв. № 956 - Свр-1, Свр-3. По данным ГИС ВНК на залежи не установлен. Наиболее низкое положение подошвы продуктивного прослоя отмечается в скв. № 956, и находится на абс. отметке -864,3м. Кровля верхнего водоносного прослоя находится в законтурной скв. № 955 на абс. отметке -880,3м. Следовательно, ВНК залежи находится в интервале абс. отметок -864,3 - 880,3м. При испытании в скважине № 956 пластов Свр-1 - Свр-5 в общем интервале абс. отметок -843,7 -864,3м был получен приток нефти дебитом 0,4т/сут с уровня 955м. Поэтому подошву залежи предлагается принять по данным ГИС и результатам опробования по подошве самого нижнего нефтенасы- 34 Билалова Г.М. щенного прослоя в скв. № 955 ;отметке - 864м. Эффективная нефтен? .... ценная толщина пласта по скважинам изменяется от 1 4 до 4,8м. Коллекторская характеристика изучена по данным геофизи- скв. № 624 равна 15,2%, в скв-№ 956 - 18,2%, в целом по залежи -15,9%. нефтенасыщенность прослоев - от 62,6 до 79,2%, в среднем по скв. равна соответственно 73,7; 78,0 , а в целом по залежи - 74,7%. Коэффициент пссчанистости для нефтяного резервуара равен 0,33, коэффициент расчлененности - 3,5. Глубина залегания продуктивных отложений — 954,4м, этаж нефтеносности - 30,3м. По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежи нефти в кящирских отложениях В отложениях каширского горизонта открыто 5 залежей нефти, связанных с пятью карбонатными пластами-коллекторами, индексируемых (снизу-вверх) как Скш-1, Скш-2, Скш-3, Скш-4, Скш-5, переслаивающиеся с уплотненными разностями известняков и доломитов. Количество пористо-проницаемых прослоев колеблется от 1 до 5, толщина которых изменяется от 0,6 до 5,6м. Залежи нефти в пласте Скга-1 Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. №№ 86 и 628. С востока залежь оконтуривается скв. № 629, расположенной на восточном крыле поднятия и в силу своего низкого гипсометрического положения пласт Скш-1 водонасыщен. На юго-восточном крыле поднятия контур залежи проходит по линии отсутствия пласта-коллектора, проведенной на половине расстояния между скважинами №№ 86 и 628 и скв. № 630, в которой пласт-коллекто замещен плотными поводами. 11о цанным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -789,0м и подошву залежи предлагается провести по этой отметке. Кровля водонасыщенного пробоя отбивается в скв. № 629 на абс. отметке -803,0м. В скв. №№ 86 и 628 выделяется эффективный нефтенасы-щенный прослой толщиной 1,2м. Глубина залегания продуктивных отложений - 869,4м, этаж нефтеносности - 20,5м. По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Залежь 2 приурочена' к своду Кривоозеркинского поднятия и вскрыта скважиной № 624. пройденной на южном склоне поднятия. С запада и северазалежь оконтурена скв. №№ 625, 621 и 956, -в. .- -которых пористо-проницаемые прослои' из-за своего низкого гип- Курсовое проектирование по ЭНГМ 35 сометрического положения водоносны. По данным ГИС в скважине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя суммарной толщиной 1,8м. Подошва нижнего из них залегает на абс. отметке - 800,4м. В процессе бурения скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -793,5 - 804,5м и получен приток в количестве 806л нефти. Контур залежи предлагается провести по подошве прослоя, т. е. на абс. отметке -800,4м. Глубина залегания продуктивных отложений - 917,6м, этаж нефтеносности - 3,2м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-2 Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта двумя скв. Ж№> 86 и 628, пробуренными соответственно в своде и западном склоне. Пробуренные на восточном и юго-восточном крыльях поднятия скважины №№ 629, 630 оказались за контуром нефтеносности, ввиду низкого гипсометрического залегания в них пласта-коллектора. По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -777,8м в скв. № 628. В процессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -766,0 - 788,0м, из которого получили приток нефти (30л) и воды (50л). Контур залежи проведен по подошве нефтенасыщенного прослоя на абс. отметке -777,8м. По данным ГИС в скв. № 86 выделяется 2 нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 - один. Нефтена-сыщенная толщина их составляет сответственно 1,6 и 0,8м. Глубина залегания продуктивных отложений - 858,8м, этаж нефтеносности - 19,9м. По типу залежь пластовая сводовая. Залежь 2 приурочена к сводовой части Кривоозеркинского поднятия и вскрытия скважиной № 624, пройденной на южном склоне поднятия. С запада и севера залежь оконтурена скв. №№ 625 и 956, в которых пористо-проницаемые слои из-за своего низкого гипсометрического положения водоносны. По данным I ИС в скважине № 624 выделяется два нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, из которых верхний, толщиной 0,8м, нефте-насыщенный, а нижний, толщиной 1,0м - водоносный. В процессе бурения скважины испытателем пластов КИИ-146 совместно с пластом Скш-3 был опробован интервал с абс. отметками -765,5 -787,6м и получен приток в количестве 226л нефти. Подошва нефтенасыщенного прослоя отбивается на абс. отметке -786,4м, кровля водоносного прослоя на абс. ртм* 789,6м. Контур залежи предлагается провести по подошве и юя, т. е. на абс. отметке -786,4м.= ~ Глубина залегания про/ дивных отложений - 906,0м, этаж 36 Билалова Г.М. нефтеносности - 0,8м. По типу залежь пластовая, сводовая. Залежи нефти в пласте Скш-3 Залежь 1 приурочена к Демкинскому поднятию и вскрыта тремя скв. №№ 86, 628 и 629, пробуренными соответственно в своде, на западном и восточном склонах. Пробуренная на юго-восточном крыле скважина № 630 показала отсутствие пласта-коллектора и граница залежи проведена на половине расстояния между скважинами, вскрывшими нефтяной пласт (№№ 86, 628, 629 ) и скв № 630, в которой он замещен плотными породами. По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенно-го прослоя отбивается на абс. отметке -783,0м в скв. № 629, кровля водоносного - на абс. отметке -783,4м. В процессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -775,4 - 790,4м, из которого получили приток нефти (250л) и воды (150л). Контур залежи проведен по подошве нефте-насыщенного прослоя на абс. отметке -783,0м,- По данным ГИС в скв. № 86 выделены 4 нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 и № 629 - по два. Суммарная нефтенасы-Щенная толщина их составляет сответственно 4,0; 1,6 и 1,4м. Глубина залегания продуктивных отложений - 842,0м, этаж нефтеносности - 35,8м. По типу залежь пластовая сводовая с лито-логическим экраном. 2.5. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды Исследование физико-химических свойств нефтей проводилось по глубинным и поверхностным пробам. Анализы поверхностных нефтей выполнены в нефтесырьевых лабораториях ВНИИ углеводородного сырья и ЦНИЛ объединения 1 атнефть. Пробы пластовой нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-З-ЦГН-23 во время испытания пластов кратковременной пробной эксплуатацией. Исследование пластовых нефтей проводилось на установках УИПН-2 и АСМ-300 М. Вязкость определялась вискозиметром ВВДУ и капиллярным типа ВП. Удельный вес дегазированной нефти определялся пикнометрическим способом. Анализы проб поверхностных нефтей проводились согласно ГОСТов. На месторождении отобрано и проанализировано 40 поверхностных и 16 пластовых проб нефти (совместно с Сунчелеевским месторождением), но использовались только качественные пробы, 31 поверхностная и 8 пластовых (табл. 2) — пробы отобраны на залежах Демкинского месторождения Результаты исследований пластовых и поверхностных нефтей, средние качения параметров по горизонтам приведены в табл. 2.Л-2.3. Каширский горизонт Из пластов каширского горизонта проанализировано 4 поверхностные пробы нефти и 1 пластовая. Кинематическая вязкость при 50°С - 116,1 мПа-с. Содержание парафина и серы составляет соответственно 2,8%, 4,2%. Выход светлых Фракций до 300°С при разгонке по Экглеру составляет 27,9%, Рабочий газофактор равен 5,0 м/т, объемный коэффициент при дегазировании равен 1,0189. вязкость пластовой нефти - 72,7 мПа-с.  КТаблица 2 Данные о количестве проб
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||