Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

 

Введение

 

       Бурение   нефтяных и газовых скважин  является самым капиталоемким  процессом  в разработке месторождений.  Бурение на всех стадиях сопровождается  загрязнением прилегающей к скважине части пласта буровым раствором. Поэтому продуктивность  скважин зависит не только от качества бурения, но и от применяемых способов вскрытия эксплуатационной колонны и создания долговременного притока к забою скважин.

        В ОАО «Белкамнефть» на сегодняшний день большинство месторождений находятся на поздних стадиях разработки, характеризующихся большой обводненностью и низкими дебитами. Для компании актуальной  являются продление безремонтного срока службы скважины, а так же уменьшение эксплуатационных и капитальных затрат.

        Целью данной курсовой работы является сравнение кумулятивной перфорации с гидромеханической щелевой перфорацией в намеченной к бурению скважине на Якшур-Бодьинском нефтяном месторождении.   Технология (ГМЩП) позволяет в щадящем режиме производить перфорацию скважин и наиболее полно вскрывать продуктивный пласт с созданием долговременного притока, что ведет к снижению эксплуатационных затрат на интенсификацию добычи нефти.

         Для решения поставленной цели  были рассчитаны дебиты скважины  с использованием кумулятивной перфорации и технологии (ГМЩП). Был предложен технологический метод для расчета и выполнен расчет экономической эффективности предложенного решения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения  о месторождении

Месторождение расположено  в Якшур-Бодьинском районе Удмуртской Республики, в 10 км восточнее районного центра и в 40 км севернее г. Ижевска. Ближайшее разрабатываемое Южно-Киенгопское месторождение нефти, расположено в 10 км к юго-востоку (рисунок 1).

Асфальтированное шоссе  Ижевск-Игра проходит через районный центр (с. Якшур-Бодья) и пригодно для  сообщения круглый год. Проселочные  дороги в пределах месторождения  закрыты для движения в весеннюю и осеннюю распутицы. Железная дорога Ижевск-Игра-Пермь проходит в 20 км западнее месторождения.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +2˚С. Средняя  температура зимой минус 16˚С, летом  плюс 18˚С. Минусовая температура  воздуха держится с конца октября  до второй половины апреля месяца. Толщина  снежного покрова 0,6-0,8 м. Среднегодовое количество осадков 550 мм.

Снабжение электроэнергией  осуществляется от подстанции Бодья 35/6.

Основными источниками питьевого  водоснабжения являются подземные  воды верхне-пермского водоносного  комплекса.

Предварительная подготовка нефти осуществляется непосредственно  на месторождении. Полная подготовка нефти  осуществляется на Южно-Киенгопском  месторождении, куда предварительно подготовленная нефть подается по трубопроводу (9,5 км).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1- расположение месторождения

1.2 Геолого-физическая  характеристика месторождения

Глубокими скважинами на Якшур-Бодьинском месторождении вскрыты осадочные  образования рифейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского  и четвертичного возрастов. Геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В тектоническом отношении  Якшур-Бодьинское месторождение находится в центральной части Верхнекамской впадины, представляющей глубокий прогиб по кристаллическому фундаменту, выполненный мощной толщей рифейского комплекса. Месторождение контролируется поднятием рифогенного происхождения. Заложение рифа, вероятно, происходило в верхнефранское время, а его формирование в фаменское время. На это указывает резкое увеличение карбонатов фаменского возраста в сводовой части поднятия.

Промышленная нефтеносность  Якшур-Бодьинского месторождения  связана с терригенными и карбонатными отложениями турнейского яруса (пласты Сt-I, Сt-II, Сt-III) нижнего карбона. Таким образом выделен только один объект разработки- турнейский.

Нефтяные залежи турнейского  яруса.

Пласт Сt-I состоит из песчано-алевролитовых пород с преобладанием алевролитов чередующихся с тонкими прослоями песчаников и непроницаемыми плотными разностями. Пласт выдержан по площади, характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых прослоев по скважинам колеблется от 8 до 18. Тип коллектора поровый.

Залежь пласта Сt-I пластово-сводового типа, вскрыта всеми скважинами Размер – 1,75 х 0,22-1,2 км, высота – 111 м. рис (2) Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 23,2 м. рис (3). Средневзвешенная  нефтенасыщенная толщина составляет 13,2 м. Коэффициент песчанистости – 0,43 д.ед.; расчлененность – 11,1. Коэффициент пористости – 0,17 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,80 д.ед., проницаемость – 403·10^-3 мкм².

 

Рисунок 2

Рисунок 3

Пласт Сt-II расположен ниже по разрезу, развит на бортовых участках структуры, состоит из песчаников чередующихся с тонкими прослоями алевролитов, количество проницаемых пропластков колеблется от трех  до шести. Тип коллектора поровый.

Залежь пласта Сt-II пластовая сводовая, литологически экранированного типа, вскрыта всеми скважинами, в скв. 7, 9, в сводовой части структуры, наблюдается зона размыва пласта  (рис 4) .Размер – 1,02 х 0,81 км, высота – 83 м.

Нефтенасыщенная толщина  изменяется от 3 до 41,8 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 15,6 м. (рис 5) Коэффициент песчанистости – 0,95 д.ед., расчлененность – 4,3. Коэффициент пористости – 0,20 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,88 д.ед., проницаемость – 920 10^-3 мкм².

Водонефтяной контакт залежей, приуроченных к пластам Сt-I и Сt-II принят единым на абсолютной отметке  -1540 м, что подтверждается данными ГИС и результатами опробования в колонне.

 

Пласт Сt-III состоит из органогенных пористых известняков чередующихся с плотными прослоями карбонатных пород, состоит из четырех – девяти проницаемых прослоев. Тип коллектора поровый.

Залежь пласта пластово-сводового  типа, вскрыта в сводовой части  тремя скважинами (скв. 6, 7, 9), причем в скв. 6 – только верхняя часть  пласта. Водонасыщенная часть пласта этими скважинами не вскрыта (рис 6).

Размер – 0,83 х 0,71 км, высота – 130 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 5,9 (вскрытая часть в скв. 6) до 18,9 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 6,9 м. (рис 7) Коэффициент эффективной толщины – 0,42 д.ед., расчлененность – 6,3. Коэффициент пористости – 0,15 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,87 д.ед., проницаемость – 150·10^-3 мкм² (по аналогии с соседними месторождениями).

ВНК для пласта Сt-III принят условно на отметке -1595 м – по середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного по ГИС пропластка в скв. 6 (-1552,3 м) и кровлей водонасыщенного по ГИС пласта в скв. 397 (-1638 м).

      Месторождение   разрабатывается на естественном  упруго-водонапорном режиме. Газовая  шапка отсутствует. На протяжении  всего периода разработки пластовое  давление упало на небольшую  величину. Текущее пластовое давление  значительно выше давления насыщения  нефти газом.

      Далее после  структурных и нефтенасыщенных  карт пластов представлен сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения (рис 8) и геологический профиль по продуктивной толще месторождения (рис 9).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4

 

Рисунок 5

 

Рисунок 6

Рисунок 7

 

 

Рисунок 8

 

Рисунок 9

 

Глубокими скважинами месторождения  вскрыты водоносные комплексы в  нижнепермских, каменноугольных  и  девонских отложениях. По геологическому профилю продуктивных отложений отчетливо виден литологически-экранированный пласт Ct-II, границы пластов и положение ВНК.

Далее  в таблице 1 приводятся данные, характеризующие геологическое  строение продуктивных пластов месторождения.

 

 

 

1.3. Физико-гидродинамическая  характеристика продуктивных коллекторов

        Описание керна и отбор образцов для исследования по принятым стандартам отрасли и ГОСТам проводились в Центральной лаборатории КТЭ ОАО «Удмуртгеология» .

Продуктивный  пласт Сt-I представлен, в основном, из песчано-алевролитовых пород с преобладанием алевролитов чередующихся с тонкими прослоями песчаников и непроницаемыми плотными разностями.

Продуктивный  пласт Сt-II состоит, в основном, из песчаников чередующихся с тонкими прослоями алевролитов;

В процессе разбуривания и  эксплуатации месторождения установлена  промышленная нефтеносность карбонатных  отложений продуктивного пласта Ct-III.

           Коллекторами продуктивных пластов Сt-I и Сt-II являются алевролиты и песчаники, пласта Сt-III – пористые и трещиноватые известняки.

Непроницаемая кровельная часть  отложений турнейского яруса  представлена известняками серыми коричневато-серыми, детритовыми, плотными, переслаивающимися  с аргиллитами, серыми, известковистыми, плитчатыми.

           Коллекторские свойства первых двух продуктивных пластов изучались по керну, поднятому из пяти разведочных (397, 716, 717, 718, 775) и одной эксплуатационной скважины. Большая часть исследований приходится на верхние продуктивные пласты турнейского яруса. По результатам выполненных исследований кернового материала и проведенных расчетов получены следующие коэффициенты пористости и проницаемости продуктивных пластов: 

– в целом по пласту Сt-I       Кп = 0,180,       Кпр = 403,1·10^-3 мкм²,

   в т.ч. по нефтяной  части    Кп = 0,180,       Кпр = 226,6·10^-3 мкм²;

– в целом по пласту Сt-II      Кп = 0,224,       Кпр = 920·10^-3 мкм²;

   в т.ч. по нефтяной  части    Кп = 0,230,       Кпр = 762·10^-3 мкм².

 

Пласт Сt-III пройден без  отбора керна, коллекторские свойства пласта по ГДИС также не изучены.

Средние значения коэффициентов  пористости и нефтенасыщенности  продуктивных пластов по материалам ГИС:

• пласт    Сt-I       К_п = 0,17,         К_н = 0,80 д. ед.;
• пласт   Сt-II       К_п = 0,20,         К_н = 0,88 д. ед.;
• пласт  Сt-III       К_п = 0,15,         К_н = 0,87 д. ед.

Для проектирования разработки месторождения пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость терригенных пластов Ct-I, Ct-II принята по результатам исследований керна.

Проницаемость пласта Сt-III принимается по аналогии с проницаемостью соответствующих пластов Черновского месторождения и составляет 458·10^-3 мкм².

Таблица 2

Принятые значения физико-гидродинамических  параметров

Пласт	Коэффициенты   открытой пористости,  д. ед.	Проницаемость, мкм2	Нефтенасыщенность,   д. ед.
Ct-I	0,17	403	0,80
Ct-II	0,20	920	0,88
Ct-III	0,15	458	0,87

 

       Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея. Изучение смачиваемости на образцах горных пород продуктивных пластов Якшур-Бодьинского месторождения не проводились. Для ее оценки привлечены результаты подобных исследований на образцах горных пород на близлежащих месторождениях Удмуртии или месторождениях с подобными залежами нефти. По результатам определения смачиваемости поверхности каналов фильтрации образцов горных пород индекс Амотта-Гервея в терригенных отложениях нижнего карбона на Сундурско-Нязинском, Лиственском, Кырыкмасском, Ельниковском месторождениях изменяется от – 0,001 до 0,071, соответственно угол смачивания изменяется в пределах от 86 до 90°. Это характерно для пород с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации.

Для карбонатных отложений  турнейского яруса подобные данные изменяются в диапазоне от 0,138 до 0,227, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации около 76,9-82,1°. Следовательно, для поверхности этих пород также характерна промежуточная смачиваемость.