Каталог

Помощь

Корзина

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, Красноленинское месторождение Тюменской области

Оригинальный документ?

Содержание

Введение4

1. Геологический раздел5

1.1. Общие сведения о месторождении5

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения7

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов22

1.4. Свойства и состав нефти, газа, воды28

1.5. Запасы нефти, газа30

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении31

2. Технологический раздел39

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения39

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения41

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки41

2.2.2. Анализ выработки запасов по месторождению57

2.2.3. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин63

2.3. Выбор и обоснование  (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов83

2.4. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении88

2.5. Расчет и сравнение технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения106

3. Экономический раздел111

3.1. Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения111

3.2. Расчет экономических показателей проекта113

3.2.1. Платежи и налоги113

3.2.2. Капитальные вложения116

3.2.3. Эксплуатационные затраты117

3.2.4. Выручка от реализации118

3.2.5. Прибыль от реализации118

3.2.6. Индекс доходности118

3.2.7. Период окупаемости вложенных средств118

Заключение119

Список использованной литературы120

 

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально – технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

 Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться  мировая нефтегазовая промышленность. С тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание.      

 

1. Геологический раздел

1.1. Общие сведения о месторождении

Наименование,

 единица измерения

Значение (текст, название,

 величина)

 

 

Месторождение (площадь)

Краснолесенское

Год ввода месторождения в бурение

1981

Административное расположение:

 

- республика

Российская Федерация

- область (край, округ)

Тюменская (ЯНАО), Ханты-Мансийский (АО)

- район

Октябрьский, Ханты-Мансийский

Температура воздуха:

 

- среднегодовая, оС

-1,8

- средняя летняя, оС

+15

- средняя зимняя, оС

-25

Максимальная глубина промерзания грунта, м

0,7 – 1,5

Продолжительность отопительного

периода, сутки

 

250

Преобладающее направление ветров

зимой Ю-ЮВ

летом С

Наибольшая скорость ветра, м/с

22

Многолетнемерзлые породы, м

 

- кровля

- подошва

0

400

Рельеф местности

Холмисто-увалистую равнина с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением

Растительный покров

Сосновый и елово-кедровый лес

Категория грунта

Подзолисто-аллювиально-глеевые

Толщина снежного покрова, см

70-150

Толщина почвенного слоя, см

30

В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.

Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние свыше 50 км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.

Площадь принадлежит к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 1.8°С средняя температура самого холодного месяца – января составляет минус 25°С, а средняя температура июля - +15°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0,7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1,5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля – начале мая.

 

 

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

Рассматриваемая в данной работе Талинская площадь расположена в западной части Красноленинского месторождения, приуроченного к Красноленинскому своду – структуре первого порядка.

В геологическом строении месторождения принимают участие комплексы пород от докембрийских до четвертичных включительно.

На севере и востоке изучаемой территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Наиболее крупными из них являются: отторженец эоценовых опоковидных глин в районе г. Ханты-Мансийска и отторженец нижне-среднеолигоценовых пород (новомихайловская и атлымская свиты) в районе пос. Малый Атлым. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 км2 и высотой до 100 м.

 

 

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Таблица 2. Характеристика толщин пластов

Толщина

Наименование

Значение по пластам

ВК1

ЮК1

ЮК2-9

ЮК10

ЮК11

ДЮК

Общая

Средняя, м

Коэфф. вариации, д. ед.

Интервал изменения, м

26.1

7.0

19.4-30.2

30.0

19.5

1.0-43.5

188.3

5.7

69.7-261.2

40.1

16.0

0.4-58.3

31.3

40.4

0.1-63.0

46.7

39.3

1.2-208

Нефтенасы-щенная

Средняя, м

Коэфф. вариации, д. ед.

Интервал изменения, м

3.7

34.2

2.4-6.8

1.5

52.3

0.4-12

9.0

63.4

0.4-38.9

37.2

9.8

0.6-29.2

8.8

49.7

0.4-22.8

4.3

71.4

0.7-16.3

Эффективная

Средняя, м

Коэфф. вариации, д. ед.

Интервал изменения, м

13.4

23.2

5.2-18.8

1.5

62.0

0.4-13.4

13.6

49.2

0.4-46.1

10.3

38.4

0.6-31.2

11.6

51.8

0.6-34.0

4.1

23.1

0.5-16.3

 


Таблица 3. Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

№ п.п.

Пласт

Количество используемых скважин

Коэффициент песчанистости, д.ед.

Коэффициент расчлененности, ед

среднее значение

коэффициент вариации

среднее значение

коэффициент вариации

1

ВК1

51

0.52

25.8

7

26.8

По всему разрезу имеется мелкорассеянный детрит, обугленные растительные остатки, изредка отмечается битум. Количество цемента в породе изменяется  в пределах от 4 до 18%. Тип цемента – поровый и пленочно-поровый, состав – каолинит-гидрослюдистый и гидрослюдисто-каолинитовый, распределен неравномерно. Некоторые поры заполнены чешуйчатым, плохо раскристаллизованным каолинитом.

Гравелиты серые, мелко- и крупногравийные, по составу – преимущественно кварцевые, с примесью песчаного средне-крупнозернистого материала. По макроописанию в керне изредка отмечаются мелкогалечные конгломераты. В гравелитах преобладают частицы размером 0.8-1 и более мм. Зерна – полуокатанные и угловатые, плохой и средней степени сортировки. Содержание кварца достигает 80-87%, полевых шпатов обычно около 1%, обломков пород – 12-13%, слюды – 1-2%. В минералогическом отношении состав обломков тот же, что и в вышеописанных песчаниках. На долю цемента приходится от 3 до 12%. Состав цемента – каолинитовый с примесью гидрослюды, в отдельных участках породы сцементированы мелкозернистой песчаной и алевритовой массой.

Как в песчаниках, так и в гравелитах встречаются пустые поры (до 12%) – закрытые и соединенные каналами, каверны и узкие трещины.

В большинстве случаев по имеющимся материалам песчаники и гравелиты по своим фильтрационно-емкостным свойствам мало различаются между собой.

 

 

1.4. Свойства и состав нефти, газа, воды

Пласт ЮК10 общий объем исследований более чем  достаточен для характеристики свойств пластовой и разгазированной нефтей (103 скважины). 

По результатам однократного разгазирования  газосодержание изменяется от 50 до 634 м3/т, плотность разгазированной нефти колеблется от 785 до 856 кг/м3, объемный коэффициент однократного разгазирования колеблется от 1.2 до 3.5. Зависимость физико-химических характеристик нефти от глубины залегания не явная, что указывает на наличие непредставительных глубинных проб нефти.

Основная часть исследований приходится на период до 1990 года, когда в результате разработки залежей без компенсации закачкой воды давление на некоторой части залежей снизилось до 17 МПа. Отобранные глубинные пробы нефти в этот период характеризуются высоким разбросом результатов определения компонентного состава и свойств разгазированных и пластовых нефтей,  как по пробам из одной скважины, так и по соседним скважинам.

Пласт ЮК11 свойства нефти изучены по 13 скважинам. Из анализа имеющихся данных можно сделать вывод, что физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефти пластов ЮК10 и ЮК11 близки между собой.

При этом значение газосодержания и объемного коэффициента по пласту ЮК11 меньше, чем по пласту ЮК10, а значения плотности разгазированной нефти несколько выше. В целом это противоречит общей закономерности изменения физико-химических свойств от глубины залегания. Одной из причин наблюдаемого характера изменения свойств нефти по пластам является различная степень изученности залежей по объектам и по площади.

Суммарное содержание легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 колеблется от 26.00 до 30.73%. Для нефтей характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Молекулярная масса нефтей – от 75.3 до 99.0.

Содержание легких углеводородов состава СН4 – С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 8.70 – 13.49% мольных.

 

2. Технологический раздел

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

В целом по площади по состоянию на 01.01.2004 г. с отбором керна пробурено 273 скважины. Общая проходка с отбором керна составила 17092 м, линейный вынос керна – 14298 м, что составило 83.6% к проходке с отбором керна или 1.96% к общей глубине скважин с отбором керна.

По викуловской свите керн исследован по пяти скважинам.

По абалакской и баженовской свите керн отобран из одной скважины 20080р.

Из отложений пластов ЮК2-9 керн отобран из 186 скважин, проходка с отбором керна составила 10574 м, вынос керна – 7321 м, что составляет 69% к проходке отбором или 22% к общей толщине тюменской свиты. Значительная расчлененность разреза и изменчивость свойств пород по разрезу и площади создавали сложности при корреляции разрезов скважин, а также при привязке немногочисленных образцов керна к разрезам конкретных скважин.

Наиболее изученными по керновым данным являются отложения шеркалинской свиты: керн из пластов ЮК10 и ЮК11 отобран из 159 скважин. С отбором керна пройдено 4612 м, вынесено 2569 м керна, что составило в среднем 55.7% к проходке с керном или 34% к общей толщине свиты.

Отложения доюрского комплекса представлены керном из 100 скважин: с отбором пройдено 1751 м, вынесено 641 м керна, что составило 36.6% к проходке с керном или 12% к вскрытой толщине ДЮК. Керн отбирался преимущественно из верхней части ДЮК. Исследований керна мало – всего 77 образцов по 3-м скважинам. Общие сведения о выносе керна по продуктивным пластам и количестве исследованных образцов приведены в таблице 8.

 

 

 

Таблица 8. Сведения о выносе керна из продуктивных пластов Талинской площади

Пласт

Число скважин с отбором керна

SНобщ пластов по скважинам с отбором керна, м

Проходка с отбором керна, м

Линейный вынос керна, м

% выноса керна

Число исследо-ваннных образцов

к проходке с отбором керна

к SНобщ пластов

ВК1

5

176

103.5

82.5

79.7

46.9

259

ЮК0

1

32

9

3.5

39

11

8

ЮК1

1

46

43

31.2

72

67

41

ЮК2-9

186

33636

10574

7321

69

22

880

ЮК10

159

6247

3857

2229

58

36

1487

ЮК11

51

1225

755

340

45

28

334

ДЮК

100

5332

1751

641

36.6

12

77

Всего

273

46694

17092

14298

83.6

30.6

3086

 

На дату последнего утверждения ГКЗ запасов нефти и растворенного газа по Талинской и Южно-Талинской площади в целом по продуктивным пластам ЮК10-11 суммарная проходка колонковым долотом в 75 разведочных скважинах составила 1917.6 м, линейный вынос керна при этом равен 965 м или 53.3%. Освещенность керном общей толщины шеркалинского горизонта по разведочным скважинам составила 39%.

С целью изучения структуры порового пространства пород-коллекторов прозрачные петрографические шлифы были насыщены окрашенной бакелитовой смолой. Минеральный состав пород был исследован комплексом методов, включающих оптическую и электронную микроскопию в комплексе с микрозондовой приставкой, позволяющей определить элементарный состав анализируемых микрообъектов, а также рентгено-структурный анализ.

Гранулометрический состав пород определялся двумя методами: в прозрачных петрографических шлифах, механическим ситовым (до фракции 0.05 мм) и отмучиванием пипеточным (более мелкие фракции) методами. Состояние изученности лабораторными исследованиями на керне отложений пластов ЮК10 и ЮК11 приведено в таблице 9.

 

Рисунок 4. Талинская площадь, объект ЮК10, участок 3 район скважины 800р

Рисунок 4. Талинская площадь, объект ЮК10, участок №3 (район скважины 800р).

 

Этап 1 охватывает период истории с 1983 по 1990 годы. К его завершению обводненность достигла 87%. Накопленный отбор нефти 13575 тыс. т. Водонефтяной фактор 1.9. В период с 1983 по 1990 годы активно извлекались запасы нефти, приуроченные к высокопродуктивным элементам разреза, что в частности подтверждается и характерным темпом отбора от НИЗ, достигшим, в год максимальной добычи, 9%.

Поэтому, аппроксимируя динамику обводнения участка в интервале 1983-1990 годы, можно рассчитать дренируемые извлекаемые запасы, в преобладающей доле приуроченные к наиболее проницаемой части разреза.

Для аппроксимации произведена настройка параметров зависимости Qн=f(Qж), характеризующаяся:

- интервал настройки 01.01.1983-01.12.1990 гг.;

- количество точек настройки 60;

- минимизация диапазона до 01.01.1986-01.12.1990 гг.;

- устойчивость прогноза в диапазоне подвижных запасов 15-20 млн.т.;

- параметр m=0.893.

Рисунок 19 - Талинская площадь. Объекты ЮК10 и ЮК11. Схематизация участков

Рисунок 19 - Талинская площадь. Объекты ЮК10 и ЮК11. Схематизация участков анализа разработки.

Заключение

В процессе проведенных исследований определены основные направления по совершенствованию технологии разработки Талинской площади.

Предлагаемая комплексная программа геолого-технических мероприятий направлена на максимальное извлечение нефти из недр и предполагает вовлечение в разработку периферийных участков залежей (включая бурение горизонтальных скважин), адаптацию системы заводнения к структуре текущих запасов нефти. Неотъемлемой частью стратегии является расширение работ по применению физико-химических методов по увеличению нефтеотдачи пласта. В совокупности их применение обеспечит восстановлении запроектированных параметров разработки, что будет способствовать увеличению объемов добычи нефти и приближению к проектному КИН.


Список использованной литературы

1. Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол № 1427 от 16.04.1991 г). «Дополнительная записка к технологической схеме», (протокол ЦКР №1462 от 28.02.1992 г.).

2. Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (протокол ЦКР №1276 от 23.12.1987 г.).

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М: недра, 1986 г.

4. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: 1985.



[1] Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти.-М.:1985.-215с.

[2] Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин - М: недра, 1986 г.

[3] Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти.-М.:1985.-215с.

[4] Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (протокол ЦКР №1276 от 23.12.1987 г.).

[5] Технологическая схема разработки Талинской площади (протокол № 1427 от 16.04.1991 г). «Дополнительная записка к технологической схеме», (протокол ЦКР №1462 от 28.02.1992 г.).