Расчет пластового давления

Оглавление

1 Раздел

1.1 Общие сведения месторождения                                                               2

1.2.1 Геологическая характеристика и нефтеносность разреза                    5

1.2.2 Залежь нефти пласта Т₃                                                                          6

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

1.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов  7

1.3.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения                        9

1.3.3 Запасы нефти и растворенного газа                                                      10

2 Раздел

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения            15

2.2 Пласт Т₃                                                                                                      19

3.1 Исходные данные                                                                                      21

3.2.2 Расчет изменения среднего пластового давления во времени           21

Литература                                                                                                        24

 

 

 

 

 

 

 

 

Раздел 1

1.1 Общие сведения месторождения

месторождение геологический нефть газ

В административном отношении Горное месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области в 70 км к востоку от г. Бузулук, в 35 км, на северо-восток от г. Сорочинск и в 165 км. к северо-западу от г. Оренбург (Рисунок 1.1).

Наиболее крупными населенными пунктами вблизи месторождения являются: с. Плешаново, с. Кинзелка, с. Токское и с. Яшкино, пос. Подольск и Пролетарка, связанные между собой шоссейными, грунтовыми и проселочными дорогами. Передвижение по дорогам в осенне-весенний период и зимнее время года затруднено. В 15 км к юго-западу от месторождения расположено одно из крупных разрабатываемых месторождений - Сорочинско-Никольское, в 25 км на восток - Родинское месторождение, в 5 км на север - Токское.

Добыча нефти на Горном месторождении осуществляет НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть». Нефть и газ с месторождения по отдельным трубопроводам поступают соответственно в нефтепровод «Покровка - Кротовка» и газопровод «Покровка - Красные пески» (Рисунок 1.2). Ближайшая железнодорожная станция "Сорочинская" Южно-Уральской железной дороги находится на расстоянии 95 км. Основная материально-техническая база расположена в г. Бузулук.

В орографическом отношении район работ представляет собой холмистый рельеф, расчлененный, сильно изрезанный овражной системой. Часто поверхность осложнена небольшими грядами, отдельными холмами и западинами. Абсолютные отметки колеблются от +183,1 м до +300,1 м, в пределах пойм высота рельефа превышает +103,3 м. Растительность представлена редкими смешанными лесами и лесостепью, с преобладанием лиственных пород, произрастающими преимущественно в низменных условиях.

В физико-географическом отношении территория месторождения приурочена к водоразделу рек Ток и М.Уран, протекающих в юго-западном направлении. На территории Самарской области они впадают в р. Самару. Правый берег р. Ток, протекающей в северной части площади, - крутой, левый - пологий. Пойменная часть реки достигает ширины 1,5 км и имеет большое количество стариц и озер. Высота пойменной террасы не превышает 3 м. Русло реки имеет ширину 10 - 45 м, максимальная глубина - 2,5 м. На юге площади течет р. М.Уран, имеющая ширину русла не более 23 м и глубину, не превышающую 1,5 м. В пределах поймы река сильно меандрирует.

Климат района континентальный с колебаниями температур от минус 40 ^оС (зимой) до плюс 40 ^оС (летом). Основным показателем континентальности является большая амплитуда температуры воздуха между зимним и летним периодами. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет плюс 4 ^оС. Наиболее холодный месяц года - январь (-20 ^оС), самый теплый - июль (+22 ^оС).

 

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ (выкопировка из обзорной карты месторождений УВ и фонда структур Оренбургской области по состоянию на 1.01.2003 г.)

      По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к зоне недостаточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков составляет 350 - 450 мм. Устойчивый снеговой покров появляется в декабре, а сходит в первой половине апреля. Высота снежного покрова в среднем достигает 22-50 см. К неблагоприятным атмосферным явлениям, характерным для рассматриваемой территории в зимнее время, относятся метели.

Источником хозпитьевого водоснабжения Горного месторождения являются 2 артезианские скважины. Подтоварная вода с УПСВ «Горное» и пресная вода с Тоцкого водозабора являются источниками технического водоснабжения месторождения. Месторождение обеспечено электроэнергией посредством линии электропередач ВЛ - 35 кВ. Строительными материалами район обеспечен недостаточно. Потребность района стройматериалами восполняется за счет завоза их из смежных районов Оренбургской области.

1.2.1 

1.2.1 Геологическая характеристика и нефтеносность разреза

Горное нефтяное месторождение открыто в 1976 г. Месторождение многопластовое и многокупольное, расположенное области сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях турнейского и визейского ярусов нижнего карбона. В пределах месторождения выявлено 11 залежей нефти в пластах: О₄, Т₁, Т₂¹, Т₂² и Т₃ .

Продуктивный пласт О₄ выделен лишь на основании данных ГИС, керна и данным опробования. В процессе бурения скважин, возможно, продуктивные пласты опробовались пластоиспытателем. Так, в скважине 3 производилось испытание следующих пластов: О₁+О₂, О₄, О₅, О₆ и Б₀. Однако из всех перечисленных объектов, кроме пласта О₄, притока получено не было, что свидетельствует о преобладании в их разрезе плотных разностей пород и об отсутствии активного пластового флюида. В последующем при бурении скважин опробовались, в основном, известняки турнейского яруса (пласты Т₁ , Т₂¹_, Т₂² и Т₃) и окского надгоризонта (пласт О₄), в которых были установлены признаки нефтенасыщения.

       Таблица 1.1 - Характеристика нефтяных залежей Горного месторождения

Купол	Пласт	Размеры залежи			Абс. отм. ВНК, м	Пределы изменения толщин, м	Средне-взвешен-ная толщина, м	Тип залежи
		длина, км	ширина, км	высота, м
Окский надгоризонт
Северный	О4	4.9	2.5	18.2	1988	2,3-10,0	5.6	пл.сводовый
Южный	О4	2.5	2.25	25.8	1988	4,8-9,4	6.2	пл.сводовый
Турнейский ярус
Северный	Т1	4.9	2.5	30	2245	2,6-25,6	7.8	массивный
Южный	Т1	3	2.25	26.9	2240	1,9-22,1	10.1	массивный
Северный	Т21	4.75	2.1	25	2270	0,9-3,8	2.2	пл.сводовый
Южный	Т21	2	1.9	20.3	2270	2,0-3,4	2.7	пл.сводовый
Северный (р-н 100)	Т22	1.5	1.25	18.3	2272	1,0-8,0	3.4	пл.сводовый
Северный (р-н 62)	Т22	1.65	1.1	11.6	2270	1,6-8,4	3.8	пл.сводовый
Северный (р-н 59)	Т22	1.4	1.3	20	2280	1,9-8,7	5.3	пл.сводовый
Южный	Т22	2.4	1.9	21.1	2275	3,7-14,9	7.8	пл.сводовый
Южный	Т3	2.6	1.9	11.3	2291.2	1,6-17,8	5.5	массивный

 

      1.2.2 Залежь нефти пласта Т₃

Пласт Т₃ выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный.

В пределах Южного купола пласт Т₃ вскрыт тринадцатью скважинами. По данным глубокого бурения структура представляется в виде куполовидного поднятия с размерами 2,6х1,9 км, высотой 11,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Т₃ изменяется от 1,6 до 17,8 м (Таблица 1.1). Средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС - 12 % и 89 % соответственно. Водонефтяной контакт по ГИС прослеживается в скважинах 64 (-2290,3), 95 (-2291,2), 102 (-2289,3), 105 (-2290,2), 106 (-2290,2). В скважине 65 кровля пласта Т₃ вскрыта на абсолютной отметке -2290,8, по ГИС пласт в этой скважине водонасыщен. ВНК по залежи принят на а.о. -2291,2 м. В промышленной эксплуатации находятся скважины 64-II ствол, 95, 98, 102, 105, 106. При опробовании пласта (скважина 95) в колонне из интервала перфорации 2516,0-2521,0 м (а.о. -2276,1- 2581,1 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 39 м³/сут. Скважины 95, 98, 105 и 106 работают совместно с пластами Т₁ и Т₂.

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

1.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов

В целом, по Горному месторождению физико-химические свойства нефти и растворенного газа исследованы по 6 пробам из 6 скважин.

В период разведки месторождения отобраны глубинные и поверхностные пробы из пласта Т₁ в скважинах 3, 4 и 13. К настоящему времени в отложениях турнейского яруса на Южном куполе отобраны две глубинные пробы: одна в скважине 60 из пласта Т₂ и одна в скважине 95 из пласта Т₃. На Северном куполе в скважине 81 отобрана рекомбинированная проба из пласта Т₁. Таким образом, учитывая многопластовость месторождения, на каждый из продуктивных пластов приходится единичное количество исследований пластовой нефти:

- пласт Т₁ - 1 глубинная проба (Южный купол), 2 глубинные и 1 рекомбинированная пробы (Северный купол);

- пласт Т₂  - 1 глубинная проба (Южный купол);

- пласт Т₃  - 1 глубинная проба (Южный купол);

- пласт О₄  - пробы не отбирались.

Исследования кондиционных проб пластовых флюидов позволили охарактеризовать свойства нефтей турнейского яруса, вскрытого в разрезе месторождения.

 

Таблица 1.2 - Результаты исследований проб нефти продуктивных пластов

Пласт	№ скв.	Дата отбора пробы	Интервал перфорации, м	Пластовое давление, Мпа	Пластовая температура, 0С	В пластовых условиях		Давление насыщения, Мпа	При однократном разгазировании в стандартных условиях
						плотность нефти, г/см3	вязкость нефти, мПа*с		газосодержание, м3/т	плотность нефти, г/см3	объемный коэффициент
Т1	3	13.10.74	2465-2467	28,7	43	0,8566	5,62	5,85	31,6	0,874	1,0677
Т1	4	04.08.75	2499-2515	25,9	43	0,8432	4,47	6,25	38,3	0,8733	1,0972
Т1	13	28.01.77	2490-2498	26,2	43	0,8382	5,45	6,2	33,4	0,8695	1,0892
Т1	81	27.10.06	2506-2512	8,04	43	0,8208	3,6	5,88	45,4	0,8823	1,16
Т2	60	04.12.04	2525-2537	24,78	45,7	0,8369	5,3	5,0	37,48	0,8684	1,10
Т3	95	08.05.04	2516-2521	24,67	43	0,8375	5,1	6,59	27,76	0,8615	1,08

 

Исследование свойств нефти пласта Т₃ проводилось по пробам, отобранным из  скважины на Южном куполе (скважина 95). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения - 6,59 Мпа, газосодержание - 27,76 м³/т, объемный коэффициент - 1,08, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,1 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 0,8375 г/см³, сепарированной - 0,8615 г/см³. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ⁰С составляет 10,1 мм²/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,28 %), смолистая (6,18 %), парафинистая (5,5 %).

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти составляет 879 кг/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,08 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 34,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 11,20 мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 886 кг/см3, газосодержание 30,2 м³/т, объёмный коэффициент 1,037, динамическая вязкость разгазированной нефти 33,20 мПа×с. По товарной характеристике нефть тяжелая, высокосернистая (массовое содержание серы 2,48 %), смолистая (15,78 %), высокопарафинистая (6,22 %).