МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Утверждаю: зав.кафедрой_______________________________________________________
Студенту:
Дисциплина: ТОРНМ
1. Рассчитать и спроектировать: составить проект разработки по участку пласта БС-11 Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть.
Утверждена приказом по ВУЗу от ________________№__________________
2. Срок сдачи студентом законченного проекта__________________________
3. Исходные данные к проекту: геолого-физические характеристики объекта разработки, подсчет характеристик геологической неоднородности, промысловые данные разработки месторождения.
4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке): обоснование и схему расстановки скважин по объекту, величину мгновенных дебитов скважин, характеристику зависимости доли нефти в продукции скважин, как функцию t (безразмерного времени).
5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):
____________________________________________________________________________________________________________________________________
6.Список рекомендуемой литературы
1) Методика проектирования разработки “КМ Гипровостокнефть”.
2) Ковалев В.С., Житомирский В.М.”Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения”. Москва “Недра”, 1976, 246с.
3) Токарев М.А. “Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных моделей”.
7. Руководитель: Токарев М.А.
Задание принял к исполнению
_______________________________________________________
дата и подпись студента
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Геологическая характеристика месторождения
1.2 Продуктивные пласты
1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
1.4 Запасы нефти и растворенного газа
2. Методика расчёта показателей разработки нефтяных месторождений
2.1 Обоснование математической модели
2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей
2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи
2.4 Уточнениематематической модели в процессе адаптации ее по данным
истории ее разработки
2.5 Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости
3. Порядок расчёта и расчёт показателей разработки
4. Анализ проведённого проектирования
1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1Геологическая характеристика месторождения
На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г.
Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.
Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.
Согласно тектонической схеме Суторминское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.
Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:
I этап – предварительная разведка 1971-1979гг.;
II этап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведен подсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачей месторождения в разработку;
III этап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.
Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Суторминского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.
Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8*18,2 км, высота 84,7 м.
Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-2 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.
Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-алевритовые разности пород.
По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.
Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м3/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.
Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м3/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.
1.2 Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов
Основным объектом разработки Суторминского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алевролитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.
По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.
Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9). граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным. Наибольшее распространение такие линзовидные коллектора имеют в южной и восточной частях залежи пласта БС11.
Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.
На геолого-статистических разрезах, построенных для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве (см. табл. 1.3.1) - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.
По данным геофизических исследований скважин (ГИС) исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, что распре-деление проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см. табл. 1.3.2). Исходя из этого, были построены карты проницаемости. Наибольшие значения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.
Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замещен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.