Белозерско-Чубовского месторождения

1

Белозерско-Чубовского месторождения нефть

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

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

В настоящем курсовом проекте рассмотрен геолого-промысловый материал по Белозерско-Чубовскому месторождению, проведен расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов нефти и газа по объекту Б-2+Б-3.

Рассмотрены основные решения последнего проектного документа, проведен анализ разработки объекта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи.

Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.

ВВЕДЕНИЕ

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи.

Консорциум « Н е д р а »

2

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН,

необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1Общие сведения о месторождении

В административном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км к северо-востоку от областного центра г. Самара (рис. 1.1).

Юго-западнее месторождения проходит железнодорожная ветка СамараТольятти, с близлежащей станцией Старосемейкино, а также железнодорожная магистраль СамараБугуруслан, с узловой станцией Кинель, расположенной

Консорциум « Н е д р а »

3

в20 км к юго-востоку от месторождения. Территорию месторождения пересекает автомагистраль Самара-Уфа.

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 с рассматриваемым районом находятся разрабатываемые нефтяные месторождения Красноярское, Ново-

Запрудненское, Криволукское, Алакаевское, Северо-Каменское, Зольненское, относящиеся к нефтегазодобывающему предприятию ОАО «Самаранефтегаз».

Из других полезных ископаемых имеются глины и песок.

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

Вблизи месторождения расположен Водинский карьер, где производится добыча строительных камней и кирпично-черепичного сырья для частного производства.Обзорная карта месторождений Самарской области

Консорциум « Н е д р а »

4

Консорциум « Н е д р а »

5

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении район приурочен к междуречью Самары, Большого Кинеля и Сока.

Гидрографическая сеть района представлена р. Сок и речкой Падовкой (правый приток р. Самары).

Река Самара и впадающая в нее река Большой Кинель протекает в 20-22 км южнее площади месторождения. Река Сок пересекает северо-западную часть территории площади месторождения. В границах площади р. Сок имеет извилистое русло, хорошо разработанную долину, ширина которой достигает 8 км.

Основной водораздел между рекой Большой Кинель и р. Сок, образованный цепью пологих возвышенностей,

проходит в восточной части площади месторождения. Осевая линия водораздела протягивается с юго-запада на северо-

восток. Ее максимальные отметки рельефа Белозерско-Чубовской площади, достигающих 257 м абсолютной высоты,

находятся в 10 км к северо-востоку от с. Чубовка. От указанных высот рельеф понижается в сторону долины р. Сок.

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

Климат района континентальный, с жарким, сухим летом (максимальная температура до +40 ºС) и холодной,

снежной, с устойчивыми морозами зимой. Дневная температура – 14-18 оC (минимальная температура до - 43 ºС).

Снежный покров сохраняется 5-6 месяцев, глубина промерзания грунта до 1,2 м. Направление ветра в течение года преимущественно западное и юго-западное.

1.3 Стратиграфия

На участке Белозерско-Чубовского месторождения геологический разрез представлен девонскими,

Консорциум « Н е д р а »

6

каменноугольными, пермскими, средней юры, неогена и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимально вскрытая наибольшоя толщина осадочных отложений составляет 2862 м (скв.50).

АРХЕЙ Кристаллический фундамент в пределах Белозерско-Чубовского месторождения вскрыт в 14 скважинах (скв.3, 4,

5, 12, 15, 19, 36, 38, 40, 50, 201, 202, 203, 204, 219) и представлен гнейсами биотитовыми и биотитово-амфиболовыми,

темно-серыми до черных, с розовыми прожилками. С несогласием на породы кристаллического фундамента залегают отложения среднего и верхнего девона. Вскрытая толщина архея 10-19 м.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ГРУППА ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА

Делится на средний и верхний отделы. Средний отдел представлен живетским ярусом, верхний девон – франским и фаменским ярусами.

Средний отдел Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт Старооскольский надгоризонт представлен воробьёвским, ардатовским и муллинским горизонтами.

Воробъёвский горизонт в подошвенной части, сложен песчаниками кварцевыми, неравномернозернистыми,

водонасыщенными с тонкими прослоями алевролита (пласт Д-IV). Эти песчаники на Белозерско-Чубовском месторождении контактируют с фундаментом (скв.36, 40, 50).

Консорциум « Н е д р а »

7

Верхняя часть воробьевского горизонта сложена глинами и алевролитами. Толщина горизонта 14-46 м.

Ардатовский горизонт начинается пластом песчаников (пласт Д-III) мелкозернистых, кварцевых,

водонасыщенных. Выше по разрезу залегает глинисто-алевролитовая пачка, которая перекрывается прослоем известняка толщиной до 4 м (репер «остракодовый известняк»). Выше него залегает пачка аргиллитоподобных глин с фауной брахиопод и пелиципод. Закачивается разрез ардатовского горизонта пачкой темно-серых глин, постепенно переходящих в алевролиты. Толщина 55-69 м.

Муллинский горизонт сложен алевролитами с карбонатным прослоем – репер «черный известняк». Толщина горизонта 10-21 м.

Верхний отдел девона представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус Представлен пашийским, тиманским (кыновским), саргаевским, доманиковым, мендымским, воронежским и

евланово-ливенским горизонтами.

Нижний подъярус В составе нижнего подъяруса выделяются пашийский и тиманский горизонты.

Пашийский горизонт сложен песчаниками, реже алевролитами. К проницаемым песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-II и Д-I, разделенные пачкой глинисто-алевролитовых пород толщиной 3-20 м. На Белозерско-Чубовском месторождении пласт Д-II представлен водонасыщенными песчаниками.

Основные промышленные запасы нефти на месторождении связаны с пластом Д-I, залегающем в верхней половине горизонта. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми, хорошо отсортированными, пористыми, с прослоями

Консорциум « Н е д р а »

8

алевролитов и глин. Песчаники нефтенасыщенные имеют коричневато-серую окраску, мономинеральные.

Толщина пласта Д-I колеблется в пределах от 19 м до 46 м. Пласт хорошо выдержан по площади месторождения и в среднем имеет толщину 37 м. Общая толщина пашийского горизонта 75-87 м.

Тиманский горизонт по литологическому составу делится на две пачки: нижнюю алевролитовую и верхнюю глинистую. В подошве и кровле алевролитовой пачки имеются два прослоя известняков. Нижний прослой, толщиной 1-

2,0 м, репер «кинжал», сложен известняками пелитоморфнозернистыми, крепкими, иногда сильно глинистыми. «Средний известняк», залегающий в кровле алевролитовой пачки, толщиной 2-3 м, представлен известняками серыми,

пелитоморфными, с фауной брахиопод, пелиципод и остракод. В составе алевролитовой пачки на Белозерско-Чубовском месторождении выделяются нефтенасыщенные песчаники, с редкими прослоями алевролита песчанистого и глины.

Песчаники буровато-коричневые или светло-коричневые, мелкозернистые имеют кварцевый состав.

К песчаникам приурочен продуктивный пласт ДК со значительными по величине запасами нефти. Пласт ДК выделяется по данным ГИС вкрест простирания структуры с север на юг, а в западной и восточной частях площади месторождения песчаники замещаются алевролитами или глинами. Общая толщина пласта изменяется от 7,7 – 22 м.

Верхняя пачка отложений тиманского горизонта состоит из глин шоколадного цвета, зеленовато- и темно-серых,

сидеритизированных, местами слабо известковистых с редкими прослоями известняка.

Общая толщина горизонта меняется от 163 м до 189 м. Некоторыми скважинами, пробуренными на западном участке месторождения (скв.15, 201, 202, 225), а также на северных крыльевых участках структуры (скв.31, 38), вскрыта увеличенная до 200-237 м толщина тиманского горизонта.

Средний подъярус

Консорциум « Н е д р а »