разработки пласта Утевского месторождения

1

Анализ разработки пласта О-2 Утевского месторождения»

ПЛАСТ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, БАЛАНСОВЫЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, ПОРИСТОСТЬ,

ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ПРОДУКТИВНОСТЬ, КИН, ПЕРФОРАЦИЯ, ПЗС, ФОНД СКВАЖИН.

В геологической части приведены общие сведения о месторождении, орогидрография, стратиграфия, тектоника,

нефтегазоводоносность, коллекторские свойства пласта и физико-химические свойства добываемой продукции, также рассчитаны балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа.

В технологической части приведен анализ текущего состояния разработки и выработки запасов, сопоставление фактических и проектных показателей разработки.

На основе выполненного анализа дана оценка эффективности разработки рассматриваемого объекта и разработаны рекомендации по улучшению его разработки.

ВВЕДЕНИЕ

Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти.

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с

Консорциум « Н е д р а »

2

высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а

также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи.

В соответствии со сложившимися к настоящему времени представлениями, реализация системной технологии воздействия на пласт путем обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин включает комплекс мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта в целом, интенсификацию процесса разработки и снижение объема попутно добываемой воды.

На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин

(физико-химические, механические, тепловые), для изоляции водопритоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки нагнетательных и добывающих скважин.

Комплекс технологий по стимуляции нефтяных скважин и повышению нефтеотдачи пластов, систематизированный в определенной последовательности, позволит получить достаточно высокий дебит скважин в течение длительного периода эксплуатации, вовлечь в разработку всю толщину пласта с последующим увеличением зоны дренирования по

протяженности. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Утевское месторождение расположено на территориях Нефтегорского и Богатовского административных районов Самарской области, в 80 км к юго - востоку от г.Самара (рис.1.1). В составе месторождения выделяются Утевское и

Консорциум « Н е д р а »

3

Максимовское поднятия. В свою очередь Утевское поднятие состоит из Центрального, Юго-Западного, Восточного, Южного

иГагаринского куполов (рисунок 1.1).

Вэкономическом отношении район, преимущественно, сельскохозяйственный, специализирующийся на выращивании зерновых культур и производстве животноводческой продукции. С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтяная промышленность.

Вблизи Утевского месторождения находятся такие крупные разрабатываемые нефтяные месторождения как Кулешовское, Бариновско - Лебяжинское. Из других полезных ископаемых имеются глины и песок.

Район месторождения промыслово обустроен и связан нефтепроводом с центральным пунктом сбора. В районе месторождения расположены действующие нефтегазопроводы, водоводы и аммиакопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередач и линии связи.

Полезными ископаемыми, исключая нефть и газ, район беден и они имеют лишь местное значение. К ним относятся песчаники и глины.

Добычу на Утевском месторождении ведет ЦДНГ №9 Южной группы месторождений ОАО «Самаранефтегаз», базы производственного обеспечения расположены в г. Нефтегорск.

Консорциум « Н е д р а »

4

Обзорная карта района работ

Рис.1.1.

Консорциум « Н е д р а »

5

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении территория месторождения приурочена к левобережью р. Самары в ее среднем течении. Поверхность поймы реки неровная, по обоим берегам покрыта лиственным лесом. Русло образует миандры и большое количество стариц и озер, особенно в районе с. Утевка. Абсолютные отметки поверхности редко превышают

50 м. Через площадь протекает левый приток р. Самары – р. Росташи. Долина ее имеет узкую пойму, русло извилистое, в

летний период пересыхает совсем.

Рассматриваемый район относится к лесостепной зоне Европейской части России, для которой характерно сочетание степных участков, лесных урочищ и лесонасаждений.

Климат района континентальный, с жарким летом и морозной зимой. Средняя годовая температура воздуха составляет плюс 4,40С. По многолетним данным самым жарким месяцем является июль. Средняя месячная температура воздуха в июле за многолетие – плюс 20,6ºС. Абсолютный максимум достигает плюс 39ºС. Самым холодным месяцем в году является январь - минус 13,1ºС. Однако, довольно часто наблюдаются годы, когда температура февраля и декабря бывает ниже январской. Самая низкая температура воздуха минус 43ºС.

Среднегодовое количество осадков составляет 508 мм со снеговым покровом 140 дней в году. Средняя толщина снегового покрова 60 см.1.3 Стратиграфия

Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи Утевского месторождения изучен по материалам структурного, глубокого поисково – разведочного и эксплуатационного бурения и представлен отложениями девонской,

каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, палеоген-неогеновой и четвертичной систем. Расчленение разреза

Консорциум « Н е д р а »

6

проведено, в основном, по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на месторождении. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 3348 м (скв.41).

Породы кристаллического фундамента представлены серовато- и тёмно-красными гранитогнейсами, участками переходящими в метасоматический гранит, черными пироксеноамфиболовыми габбро, сильно окварцованными.

Выветрелые породы фундамента, в основном, пестроцветные (от темно-серых до светло-серых), состоят из каолинита и кварца. Вскрытая толщина до 48 м.

Девонская система Живетский ярус представлен отложениями старооскольского надгоризонта, который состоит из воробьевского,

ардатовского и муллинского горизонтов.

Воробъёвский горизонт представлен разнозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин и известняков.

Их толщина составляет 30-42 м.

Ардатовский горизонт сложен песчаниками, алевролитами, глинами и известняками. Глины тёмно-серые до чёрных, слоистые и алевролиты серые, мелкозернистые. Песчаники светло-серые, кварцевые, пористые, иногда плотные с прослоями алевролитов и глин. Известняки тёмно-серые, тонкокристаллические, глинистые (репер «остракодовый известняк»). Толщина горизонта – 40-65 м.

Муллинский горизонт сложен смешанными терригенно-карбонатными породами, представленными, в основном,

известняками темно-серыми, кристаллически-зернистыми и пелитоморфными, крепкими, плотными, глинистыми,

местами трещиноватыми. Толщина 12-25 м.

Консорциум « Н е д р а »

7

Франский ярус верхнего девона подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы. Нижнефранский подъярус включает в себя пашийский и тиманский горизонты, сложенные терригенными породами.

Пашийский горизонт сложен песчаниками мелкозернистыми, пористыми и алевролитами кварцевыми, иногда слабоглинистыми. В составе горизонта выделяются два пласта Д-I и Д-II, разделенные глинистым прослоем.

Пласт Д-II представлен водоносными песчаниками светло-серыми, кварцевыми, пористыми, местами алевритистыми.

Пласт Д-I сложен песчаниками светло-серыми, кварцевыми, тонко-мелкозернистыми, плотными, крепкими,

алевролитами серыми, темно-серыми, слабопесчанистыми, глинистыми, плотными. Промышленная нефтеносность пласта установлена на Гагаринском и Центральном куполах Утевского месторождения.

Тиманский горизонт представлен, в основном, глинисто-алевролитовыми породами с линзовидными прослоями песчаников, которые выделяются как продуктивный пласт ДК/. Пласт нефтеносен на Гагаринском и Центральном куполах. Толщина горизонта составляет 21-33 м.

Выше осадков терригенного девона нижнефранского подъяруса залегают преимущественно карбонатные породы

(известняки и доломиты) саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского и евлано – ливенского горизонтов средне- и верхнефранского подъярусов.

Саргаевский горизонт сложен темно-серыми, реже глинистыми, плотными мелкокристаллическими известняками.

Толщина – 10-15 м.

Доманиковый горизонт представлен серыми, темно-серыми до черного, кристаллически-зернистыми известняками.

Толщина – 10-20 м.

Консорциум « Н е д р а »

8

Мендымский горизонт верхнефранского подъяруса сложен известняками серыми и темно-серыми, кристаллически-

зернистыми, реже пелитоморфными, участками перекристаллизованными, слабобитуминозными, плотными, иногда трещиноватыми. Толщина отложений горизонта – 50-60м.

Воронежский и евлано-ливенский горизонты представлены доломитами темно-серыми, плотными, крепкими, сильно окремнелыми в кровле. Толщина этих отложений – 50-135 м.

Фаменский ярус подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы. Подъярусы включают в себя задонский + елецкий+ лебедянский+ данковский+ заволжский горизонты и в своей нижней части сложен известняками темно-серыми, кристаллически-зернистыми, в основном, глинистыми, плотными, крепкими. Доломиты светло-серые, кристаллические, плотные, участками кавернозные. Известняки серые, тонко- и кристаллически-зернистые, плотные, крепкие с прослоями глины. Глина серая, плотная, крепкая, слоистая, с прослоями мергеля, плотного, крепкого,

известковистого. Толщина этих отложений – 320-385 м. К отложениям фаменского яруса приурочен продуктивный пласт Д3фам, нефтеносный только на Восточном куполе Утевского месторождения в скважинах №279 и 288.

Каменноугольная система Каменноугольная система включает в себя нижний, средний и верхний отделы. Все они, кроме бобриковского

горизонта нижнего карбона и верейского горизонта среднего карбона, сложены преимущественно карбонатными породами (известняками и доломитами).

Турнейский ярус сложен известняками серыми и темно-серыми, органогенно-обломочными, зернистыми, пористыми, местами доломитизированными с остатками фауны брахиопод. Верхняя часть сложена известняками пласта В-1, представленного плотными, крепкими, микрозернистыми, тонкопористыми разностями, иногда

Консорциум « Н е д р а »

9

скрытокристаллическими со спорадическим нефтенасыщением. В районе Гагаринского, Центрального, а также Восточного (новая залежь) куполов пласт В-1 промышленно нефтеносен. Толщина яруса 100-240 м.

Визейский ярус представлен бобриковским горизонтом и окским надгоризонтом.

Бобриковский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники серые, светло-серые,

мелкозернистые с редкими выпотами темно-коричневой нефти. Алевролиты темно-серые, слюдистые и пиритизированные, глины темно-серые, углистые и сланцеватые. В кровле бобриковского горизонта выделяется пласт Б-

2, продуктивный на Гагаринском и Центральном куполах, а в подошве – пласт Б-3, продуктивный только на Центральном куполе. Толщина горизонта 50-64 м.

Окский надгоризонт подразделяется на тульский и алексинский+михайловский+веневский горизонты.

Тульский горизонт представлен известняками темно-серыми, органогенными, отдельными прослоями алевролитистыми и глинистыми, глинами известковистыми с растительными остатками и песчаниками светлыми,

кварцевыми мелко- и среднезернистыми. В основании горизонта залегают известняки темно-серые до черных,

мелкокристаллические, неравномерно окремнелые (электрокаротажный репер «тульская плита»). Толщина горизонта 55-

70 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты сложены известняками серыми, органогенно-обломочными,

глинистыми, плотными, крепкими; доломитами светло-серыми, мелкокавернозными, брекчиевидными, плотными,

крепкими; ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими. В кровле горизонта залегают известняки и доломиты промышленно – нефтеносные (пласт О-1 и О-2). Толщина горизонта 200-267 м.

Консорциум « Н е д р а »