Реферат на тему Геолого-фізична характеристика Спаського родовища - Технологія виробництва - Реферати - Каталог статей

Реферат на тему: Геолого-фізична характеристика Спаського родовища. 1.1Загальні відомості про родовище Спаське нафтове родовище в адміністративному відношенні розташоване на тереторії Долинського і Рожнятівсткого районів Івано-Франківської області. Геологорозвідувальні роботи на площі Спас проводились в 1958-1964 р.р. В 1959р. із пошукової свердловини 1-Сп був одержаний приплив з дебітом 28 т/добу на 11 мм. штуцері із верхніх менілітових відкладів . Видобуток нафти на родовищі розпочато в грудні 1960р. Експлуатацію родовища спочатку здійснював Рожнятівський нафтопромисел НПУ "Долинанафта" , а на сьогоднішній день – НГВУ "Долинанафтогаз". В промислову розробку родовище введено в 1966 році згідно з Приказу Міннафтопрома №437 від 16.08.1966 року в відповідності з техноглогічною схемою складеною ЦНДЛ обєднання "Укрнафта" В процесі розробки істотно змінилось подання геологічної будови родовища. В звязку з цим інститутом "Укрдіпрондінафта" в1976р. був складений комплексний технологічний проект розробки родовища. При його складанні були перераховані запаси нафти. Вони виявились значно меньшими від підрахованих в 1965 році. А в 1978 році був складений уточнений технологічний проект розробки. Перший підрахунок запасів був зроблений в 1964 році на базі даних двох розвідувальних свердловин і затверджений в ДКЗ СРСР 11.06.1965 року. В1980 і 1988 роках інститутом "Укрдіпрондінафта" виконувались перерахунки запасів нафти. В1990р. затверджені ДКЗ СРСР запаси нафти по категорії С1 в кількості : початкові балансові 14186 тис.т (в т.ч. по Спаській складці 13617тис.т.), початкові видобувні 2010тис.т. (в т.ч. по Спаській складці 1975 тис.т.). В результаті перерахунку в 1989 році балансові запаси нафти категорії С1 по верхньоменілітовому покладу Спаськоі складки зменшились на 40%, видобувні – на 62%. Основною причиною зменьшення балансових запасів верхньоменілітового покладу Спаської складки є скорочення площі нафтоносності. Значні, затверджені в ДКЗ, зміни в будові покладу , значні зміни в економіці народного господарства обумовили необхідність перегляду проийнятих раніше технологічних і технічних рішень та складання нового проекту розробки, який був складений інститутом "Укрдіпрондінафта" в1991році. В1980 і 1988 роках інститутом "Укрдіпрондінафта" Закачка води проводиться на родовищі з 1968 року , для цих цілей використовується прісна вода з річки Чечви і попутна пластова вода яка видобувається разом з нафтою, Промислово-нафтоносними відкладами є верхньоменілітовий. Глибина залягання їх 1044-3000м. Колекторами нафти являються туфіти і пісковики, що мають низькі колекторські властивості. Активні контури води в верхньоменілітових покладах відсутні. Початковий режим покладу був режим розчиненого газу. Нафта Спаського родовища рухлива (вязкість 1,910-3 МПа ) з невеликим вмістом газу (76 м3/м3 ) , високопарафіниста (9,4%). Початковий пластовий тиск по покладу приведений до відмітки 1000м. складав 13 МПа.,тиск насичення газом -10,9МПа. За станом на 01.01.1991р. із родовища добуто 1369,4 млн.т.нафти , 543,7тис.т. води , 285,4 млн.м3 газу , закачано 5871,3 тис.м3 води . Поточний коефіціент нафтовіддачі по родовищу рівний 0,097. 1.2 Характеристика геологічної будови В геологічній будові Спаського родовища приймають участь осадові утворення крейдової, палеогенової, неогенової, антропогенової систем. Промислове скупчення нафти і розчиненого газу звязані з відкладами верхньомінілітової підсвіти менілітової світи олігоцену, Спаська площа, згідно тектонічного районування Українських Карпат розташована в 1 ярусі складок в Бориславо-Покутській зоні Прикарпатського передового прогину. Ця зона є складно-побудований антиклінарій, сформований із системою переважень антиклінальних складок, складена палеогеновим і крейдовими флісами і міоценовими хасами. Спаська складка, з якою звязане родовище , перекривається Лопянецькою складкою Берегової світи. Тут виділяють також складки Верхньо-Струтинська, Оболонська , Нижньо-Струтинська. Спаська складка припіднята відносно інших складок і насунута в північно-східному напрямку на Оболонську і Верхньо-Струтинську, а останні в свою чергу насунуті на Нижньо-Струтинську і Ольховську. Спаська складка – це вузька асеметрична антикліналь з кутами падіння порід південно західного крила 25-30, північно-східного – до40-50. Довжина її 17.5 мм, ширина 2-2,4км. Північно-Західною межею Спаської складки є Оболоньський скидо-зсув, південно-східного – Лицівський. Крім того складка розбита поперечними скидо-зсувами : Круглинським, Чечевинським , Лопянецьким , Струтинським , Спаським, на 6 блоків: Північно-Оболонський, Оболонський, Спаський , Нижньо-Струтинський , Струтинський, Ольховський. Найбільш припіднята частина Спаської складки розташована в Ольховському блоці і в північно-західному напрямку спостерігається скидоподібне заглиблення. Промислові запаси нафти знаходяться в верхньоменілітових відкладах в туфітовому і піщано-аргілітовому горизонті Спаського, Сттрутинського і Верхньо-Струтинського блоків Спаської структури, Літологічна підсвіта підрозділяється на чотири горизонти (зверху вниз): аргіліто-алевролітовий, надтуфітовий, туфітовий і піщано алевролітовий підвищеного опору. Із них два останні є продуктивні.По типу поклади нафти пластові, сводові, тектонічно-екрановані. Продуктивний горизонт залягає на глибині 1044-3000м, складений туфітами, аргілітами, алевролітами, пісковиками. Товщина його змінюеться від 39 до 154 м. Піщано-аргілітовий горизонтт підвищеного опору складений в основному темно сірими і чорними аргілітами з прошарками і лінзами пісковиків і алевролітів товщиною від десятків сантиметрів до 2-3, а деколи до 8 м. Згідно даних промислово геофізичних досліджень горизонт підрозділяється на 13 умовних пачок(зверху вниз): аргілітову,А,Б,В,Г,Д,Е,Ж, підвищеного опору ,а,б,в,г. У всіх пачках ,крім аргілітової виділяються продуктивні пласти-колектори-пісковики і алевроліти. Туфітовий горизонт чітко просліджується в розрізі верхньоменілітової підсвіти. Майже у всіх свердловинах він продуктивний, представлений туфітами- тріщинами колекторами. 1.3 Характеристика товщин,колекторських властивостей продуктивних пластів Про характер пощирення продуктивних пластів і їх ефективну товщину дають уяву карти еіективних товщин. Із графічних додатків ( ) видно,що найбільше поширення по площі має місце пласт А+Б і туфітовий горизонт. Згідно яких південно-західна частина Спаського блоку водонасичена , а в 3 Струтинському блоці є зона зрізу продуктивних пластів береговим надвигом. Крім того пласт А+Б має невеликі зони виклинювання продуктивного пласта. Пласт В,Г,Д,Е,Ж поширені не скрізь. Дуже часто продуктивні пісковики і алевроліти заміщуються щільними алевролітами і аргілітами. В звязку з цим в кожному із перечислених вище пластів є значні зони виклинювання пористих прошарків. Пласт ПВО,а,б,в,г представлені невеликими піщаними лінзами, які не завжди нафтонасичені. Блокова будова Спаської складки , невелика товщина пластів-колекторів , яка неперевищує амплітуду заміщення блоків , обумовлює гдродинамічну ізольованість пластів в окремих блоках. Середні нафтонасичені товщини пластів піщано-аргілітового горизонту порівняно невеликі, так пласт А+Б має найбільшу нафтонасичену товщину 1,9 коефіцієнт варіації дорівнює 0,319, посвердловинам товщина змінюється від 2,4 до 13,4 м. Максимальна величина нафтонасиченої товщі (15м) зафіксована попласту ПВО, в свердловині 68, мінімальна (1,4м) – в свердловині 31 по пласту б. Середня нафтонасичена товщина туфітового горизонту дорівнює 42,7 м , змінюючись по свердловинам від 26 до 75 м. Коефіцієнт піщаності (Кп) показує відношення ефективного горизонту до його загальної товщини під якою розуміється сумарна товщина всіх порід від покрівлі самого верхнього до підошви самого нижнього проникного слою. Коефіцієнт піщанистості визначається як середньоарефметиичне по всім свердловинам, його величина дорівнює 0,04. Такий низький коефіцієнт піщанистості зумовлений великою загальною товщиною горизонту і тонким прошарком пісковиків. В звязку з нерівномірним розчленуванням горизонту і наявністю по площі зон виклинювання пористих прошарків, в окремих ділянках горизонту свердловини розкрили різне число пористих слоїв. Коефіцієнту розчленування характеризує відношення сумарного числа проникних прошарків , розкритих всіма свердловинами , до числа цих свердловин.По пісчано-аргілітовому горизонту коефіцієнт розчленування дорівнює 4,95 , коефіцієнт варіації – 41,7%. Максимальне число проникних прошарків (10) розкрито в свердловинах 5, 60 ; мінімальне (1) в свердловинах 48,54. В свердловинах 22,26,34 продуктивних пластів не виявлено. Колекторські властивості пластів вивчались по промислово-геофізичним матеріалам і лабораторним аналізам зразків керна. Промислово-геофізичні дослідження виконувались Стрийською промислово-геофізичною експедицією МГ СРСР. Основні види дослідження – електорметрія , радіометрія , кавернометрія – виконані в більшості свердловин. Немає повного комплексу геофізичних досліджень в свердловинах32,29,37,66. Продуктивний плааст піщано-аргілітового горизонту підвищеного опору відноситься до поровихколекторів. Згідно промислово-геофізичних матеріалів пористість виделених пластів по свердловинах змінюється від 3,4 до 15,8%, нафтонасиченість – від 50 до 89%. 1.4 Властивості нафти газу і води. Визначення параметрів пластової нафти ЦНДЛ-ом обєднання "Укрнафта". Всього по Спаській складці було досліджено пластову нафту із 7 свердловин (1,3,4,5,10,61,63). Розгазовування пробнафти проводили однократним (контактним) способом . По одержаним даним побудовані залежності параметрів пластової нафти від тиску насичення. При відборі глибинних проб нафти тільки в свердловинах 1,4 були дотримані необхідні технічні умови і отримані найбільш достовірні результати по визначенню тиску насичення і складають 11,3 ; 11,1 МПа. Для перевірки цих величин було проведено осереднення величин тиску насичення за середнім промисловим газовим фактором при роботі покладу на пружньому режимі . Кількість розчиненого в нафті газу , визначена таким способом , складає 76 м3/м3, що відповідає тиску 11,1 МПа . Ця велиіина близько з одержаними даними по свердловинам1,4. Тому для покладу Спаської складки тиск насичення приймається 11,1 МПа , газовміст пластової нафти – 76 м3/м3, або 90 м3/т. У відповідності з прийнятим значенням тиску насичення,відповідно залжностям були встановлені середні для родовища параметри : обємний коефіцієнт 1,2334, вязкість 1,9 мПас, густина 0,728 т/м3. Властивості розгазованої нафти і виділеного газу вивчались по аналізам проб нафти Івано-Франківським ЦНДЛом і ЦНДПРом НГВУ "Долинанафтогаз". Нафта Спаської складки відноситься до середніх по молекулярній вазі і вязкості, малосірчана, смолиста і високопарафіниста. По хімічному складу нафти належить до групи метано-нафтенових нафт з метановою основою. Нафта верзньо- і нижньоменілітових відкладів підвернутого крила Лопянецької складки по своїм фізико-хімічним властивостям подібна з нафтою Спаської складки . Водонасиченість верзньо-менілітових відкладів Спаської складки встановлена на невеликих ділянках в Спаському блоці (в туфітовому горизонті , в пластах "А+Б") , в Нижньо-Струтинському (в пластах б і г), в Струтинському (в пластах Ж,а,б,в,г) блоках. В Ольховському блоці відклади верхньоменілітової підсвіти повністю обводнені . Вода верхньоменілітової підсвіти Спаської складки відноситься до хлоркальцієвого типу (по В.А.Суліну). Мінералізація її 55-92 г/л, густина 1,035-1,058 т/м3, коефіціент метаморфізації 0,96-1,01. Вміст йоду змінюеться від 12,4 до36 мг/л, брому – від 214 до 314 мг/л. 1.5 Фізико-гідродинамічні характеристики Контурні води Спаської складки знаходяться в зоні уповільненого практично відсутнього водообміну. Вони виявлені лише в межах Ольховського блока. Обводнення туфітового горизонту і пласта А+Б в південно-західній частині Спаського блока можна пояснити можливою циркуляцією по поверхні вищезалягаючого насуву. Визначення пластового тиску верхньо-менілітового покладу проводилось під час випробовування , або в початковий період експлуатації в свердловинах 1,3,4,9,10. Згідно даних замірів побудований графік зміни пластових тисків в залежності від глибини . Із нього виходить , що пластові тиски продуктивних горизонтів нижче умовного гідростатичного на 2,8МПа. В еоценових відкладах спаської складки, які залягають нижче , пластові тиски вище умовного гідростатичног. Аномально низькі пластові тиски менілітових відкладів Спаської складки вказують на те , що розрядка пластової енергії пройшла до її відкриття , і, можливо , через повздовжні і поперечні тектонічні порушення в вищезалягаючому туфітовому горизонті , який зрізаний поверхнею насуву Берегової скибки . Пластова температура верхньоменілітового покладу Спаської складки залежно від глибини змінюеться від 340 С до 810 С. Середній температурний градієнт по спаькій складці складає 2,3 0 С на 100м глибини , а геологічна ступінь 35м на 10 С. Початковим режимом роботи покладу був режим розчиненого газу . З 1968 року в звязку з впровадженням площового заводнення , поклад виробляється на змішаному режимі . Дані про середній пластовий тиск по Спаській складці є тільки з 1978 року . З цього часу по1983 р. він знизився з 10,8 МПа до 9,3МПа, тобто на 1,5 МПа. В 1984-1988 р.р. пластовий тиск зберігався на цьому рівні , а в 1989-1990р.р. спостерігається незначне підвищення його до 9,5-9,6 МПа. Продуктивність родовища низька . Згідно досліджень , проведених в березні-квітні 1961р. , в свердловині 1 і в серпні 1965р. в свердловині 4 , коефіцієнт продуктивності відповідно дорівнював 4,8 т/добуМПа і 3,3т/добуМПа. В 1972р. визначались поточні коефіцієнти продуктивності , виходячи із заміряних в 1969-1972р.р. пластових тисків , фактичних ( за липень-серпень 1972р.) дебітів рідини і розрахованих вибійних тисків . Останні розраховувались із припущення, що динамічний рівень насоса при роботі свердловини встановлюється біля прийому насоса . Визначені при таких допусках коефіцієнти продуктивності виявились рівними 0,1-2,1 т/добу *МПа ,і, очевидно , дещо занижениі , так як фактичні вибійні тиски більше розрахованих . 1.6 Загальний стан розробки родовища Спаська складка розробляється на зсмішаному режимі , який створюється дією розчиненого газу і площовою закачкою води . На кінець 1990 року видобуток нафти здійснюється 48 добувними свердловинами , закачка води велась через 18 свердловин , тобто на 1 нагнітальну свердловину припадали 2,7 добувні свердловини . Всі видобувні свердловини експлуатувались механізованим способом за допомогою глибинних штангових насосів. Виявлені в продуктивному розрізі пласти А+Б,В,Г,Д,Е,Ж,ПВО,а,б,в експлуатуються одночасно , єдиним фільтром. Відомо , що експлуатація свердловин в таких умовах негативно позначається на контролі за роботою складки , за виробкою запасів нафти із окремих пластів , їх поточним станом. Майже єдиним джерелом інформації в таких умовах є термометричні дослідження в діючих нагнітальних свердловинах. Поточні дебіти нафти і рідини свердловин Спаської складки низькі . В грудні 1990р. середня величина їх відповідно була різною 2,3,4 т/добу. В окремих свердловинах дебіт нафти мінявся від 0,02 (свердловина 67) до14,8 т/добу (свердловина 35) , а дебіт рідини – від 0,28 (свердловина 62) до 24,5 т/добу (свердловина 35) В більшості свердловин (79,2%) дебіт нафти не перевищував 4 т/добу , а дебіт рідини – 7 т/добу. Поточний середній газовий фактор Спаської складки в грудні 1990 року дорівнював 323 м3/тону. По окремих свердловинах величина його змінювалась від 94 (свердловина 29) до 10667 м3/т (свердловина 82) . В більшості (77%) свердловин газовий фактор не перевищував 800 м3/т. Слід зазначити ,що максимальний газовий фактор (10667 м3/т) , зафіксований в свердловині з мінімальним дебітом нафти і не є характерним для свердловин Спаської складки. Поточна середня прийомистість нагнітальних свердловин в грудні 1990року складала 53 м3/добу . В окремих свердловинах вона змінювалась від 4,8 (свердловина 50) до 248,4 м3/добу (свердловина56). Низька прийомистість по свердловині 90 обумовлена забрудненням привибійної зони. За станом на 1.01.1991 року із Спаської складки видобуто 1360тис.т нафти , 1902,4 тис.т. рідини , 248,4 млн.м3 попутного газу , обводненість становить 42,6 % . На цю ж дату поточна нафтовіддача дорівнювала 10% , реалізовано 68,9% початкових видобувних запасів. В 1990 році із Спаської складки видобули 40,5 тис.т нафти , 68,3 тис.т. рідини , 13 млн. м3. попутного газу , видобуток здійсювався 48 свердловинами , темп річного відбору нафти від затверджених в ДКЗ початкових видобувних запасів становив 2,05% , а від залишкових – 6,2%. Середньорічна обводненість дорівнювала 40,7%.
1 2 3 4 5 Категория: Технологія виробництва \| Добавил: Aspirant (11.07.2013)
Просмотров: 321 \| Рейтинг: 0.0/0

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: