Повышение эффективности производства на компании ТНК путем ввода новых скважин

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему:

"Повышение эффективности производства на компании ТНК путем ввода новых скважин"

Санкт-Петербург 2002

Аннотация

Эта работа представляет собой проектирование бурения нагнетательной скважины и рационального комплекса сопутствующих испытаний – для решения геологоразведочных задач определенной стадии в зависимости от реальной изученности месторождения.

Введение

Я проходил производственную практику в городе Нижневартовске, в ЗАО «Нижневартовскбурнефть». Бригада, в которую я был направлен, вела работы на Кошильском месторождении.

Основной нашей задачей при прохождении производственной практики являлось получение практических навыков в работе по специальности. Также перед нами стояла ещё одна задача – сбор материалов, использование которых помогло мне в работе.

1. Общие сведения о районе работ

Кошильское месторождение находится в Западной Сибири, в Тюменской области, Нижневартовском районе (Рис. 1.). Климат – континентальный. Среднегодовая температура – (-3)^о С. Причем наибольшая летняя составляет – (+34)^о С, а наименьшая зимняя – (-52)^о С. максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 м. Преобладающее направление ветров юго-западное – западное – зимой и северо – северо – восточное – летом. Наибольшая скорость ветра достигает – 28 м/с. Многолетнемерзлых пород нет.

Рис. 1

Рассмотрим тектоническое строение Западносибирской нефтегазоносной провинции. Тектонически она связана с Западносибирской плитой. Под фундаментом Западносибирской плиты понимается сложное сочетание гетерогенных структурных ярусов, которые отделяются региональным несогласием от мезозойско-кайнозойских отложений типичного платформенного чехла.

Фундамент основной части Западносибирской плиты представлен палеозойскими складчатыми комплексами. В осадочном чехле расположен ряд крупных сводов, таких как Нижневартовский и Сургутский (Рис. 2.)

Рис. 2

Кроме крупных сводов присутствуют также мегавалы, прогибы и впадины, осложненные локальными поднятиями, которых выявлено более 1200. Их размеры варьируются от до км., с амплитудами от десятков до сотен метров.

По поверхности фундамента Западносибирская плита погружается от районов обрамления к центральным и северным районам. Крутизна погружения не везде одинакова.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мела). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа, газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). Залежи Западносибирской нефтегазоносной провинции пластовые сводовые, литологически ограниченные и массивные. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержание парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание тяжелого конденсата нефтяного типа до 1 см³ /м³ . Содержание легкого конденсата парафинового типа в залежах газа неокома в среднем 150 см³ /м³ , но местами достигает 800 см³ /м³ .

Изучение и сопоставление структурных планов поверхности фундамента и нижних горизонтов мезо-кайнозойского чехла, анализ минералого-петрографического и литологического составов пород фундамента, коры выветривания фундамента и перекрывающих их верхнеюрских и нижневаланжинских осадков, изучение характера изменения мощностей этих осадков и условий распределения нефтяных залежей привело к выделению в указанном районе выступов фундамента, образующих грядообразные системы, сопряженные с линейно вытянутыми грабенообразными зонами разломов. Последние по материалам исследований и геолого-промысловым данным отражены в нижних горизонтах осадочного чехла. Эти зоны, ограниченные грядами фундамента, представляют ведущие формы тектонического расчленения района. В них широко распространены магматические образования в виде даек и пластовых тел гранитоидных, гранодиоритовых пород с апофизами аплитов, лампрофиров, линзами плагиоклазовых порфиритов, диабазов, внедрившихся в метаморфизованные сланцевые породы фундамента, а также образования коры выветривания (вскрытая мощность до 50 м.) тюменской свиты (до 30–37 м.) и вогулкинской толщи (до 30–40 м.). Здесь же наиболее развиты алевролито-глинистые отложения абалакской свиты верхней юры (до 70–100 м.) и тутлеймской свиты валанжина (до 15–30 м.).

Выступы фундамента почти повсеместно перекрыты аргиллитами верхов абалакской свиты и битуминозными аргиллитами тутлеймской. На Евринском выступе на гранит-порфирах фундамента залегает базальный гравелито-песчаный пласт готерив-барремского возраста, на Тетеревском интрузия гранита перекрыта глинистыми породами низов алясовской свиты валанжина.

Различный стратиграфический диапазон осадков погруженных тектонических зон и морфологически четко выраженных гряд фундамента, где отсутствуют, за исключением самых верхов, юрские отложения, а на отдельных участках и нижневаланжинские, указывает на дифференцированный характер осадконакопления в верхнеюрскую эпоху, обусловленный таким же характером тектонических процессов. Активность последних определила и резкую расчлененность эрозионно-тектонического рельефа фундамента и перекрывающий его верхнеюрских горизонтов. С мелового времени положительные структурные формы района, составляющие систему I порядка – Шаимский мегавал, – выхолаживаются до полного исчезновения их по горизонтам палеогена.

В пределах изученной части мегавала, по данным сейсмики и бурения, выделяются Евринский блок, Трехозерно-Мулымьинский, Мортымьинский и Тетеревский валы, Окуневский, Андреевский, Среднемулымьинский блоки и др. и соответственно разделяющие их грабенообразные зоны прогибов. Последние также расчленяют гряды фундамента или отдельные его крупные блоки на ряд более мелких по размерам выступов, образуя сложную систему пересекающихся нарушений.

Нефтяные месторождения однобазисные. Залежи нефти приурочены к юрским отложениям тюменской свиты и вогулкинской толщи. Залежи пластовые, стратиграфически экранированные (Рис. 3).

Реже – массивные; высокодебитные, среднедебитные и малодебитные, с коллекторами порового типа.

Кошильское месторождение находится в западной части Ханты-Мансийского округа (см. табл. №1).

Рис. 3

Водораздельные пространства имеют форму плато и спускаются к речным долинам уступам в виде террас.

Максимальные абсолютные отметки рельефа наблюдаются в центре части района и равна (+3400) – (+350 м). Отсюда к северо-востоку и юго-западу отметки понижаются до (+155) – (-300) м. Минимальные отметки, равные (+100) – (-102 м) приурочены к долине рек.

Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном элювиально-делювиальные песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми.

На обширных пониженных речных долин наряду с аллювием встречаются красноцветные породы и глинисто-галогенные образования.

Таблица 1. Сведения о районе буровых работ

Таблица 2. Сведения о площадке строительства буровой

2. Геологическая характеристика разреза

В геологическом строении района принимают участие породы доюрского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, представленного толщами четвертичной, палеогеновой, меловой, юрской и триасовой систем.

2.1 Четвертичная система ( Q )

Четвертичные отложения покрывают сплошным чехлом всю территорию района. Литологический состав их разнообразен и представлен песками крупнозернистыми и мелкозернистыми, серыми, зеленовато-серыми, глинами зелеными, суглинками. На заболоченных участках отложения покрыты слоем торфа, иногда достигающего толщины 3–5 метров. Общая толщина четвертичных отложений 15–20 метров.

2.2 Палеогеновая система ( P )

В составе палеогеновых толщ выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты. Талицкая, чеганская, люлинворская свиты представлены глинами с прослоями песка, атлымская и новомихайловская – песками с прослоями глин, журавская – алевритистыми глинами и линзами алеврита. Толщина палеогеновых отложений 650–720 метров.

2.3 Меловая система ( K )

Свита представлена глинами зеленовато-серыми, плотными, однородными. Толщина 75–90 метров.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижняя сложена опоками, глинами серыми, опоковидными с линзами алевритов и песков; верхняя представлена глинами серыми с голубовато-зеленоватым оттенком. Толщина свиты 130–150 метров.

Кузнецовская свита представлена массивными участками темно-серых, с зеленоватым оттенком слоистых глин (толщина 15–30 метров).

Покурская свита.

Верхняя сеноманская часть сложена песчаниками, песками, алевритами и глинами. В нижний апт-альбской части свита представлена песчаниками мелкозернистыми и среднезернистыми, переслаивающимися алевролитами и глинами. Толщина свиты 700–750 метров.

Алымская свита.

Верхняя часть свиты по составу преимущественно глинистая, нижняя песчано-глинистая. Толщина свиты 130–150 метров.

Вартовская свита.

Свита подразделяется на две подсвиты – верхнюю и нижнюю. В верхнюю подсвиту входят песчаные пласты AC₄ -AC₁₂ переслаивающиеся глинистыми породами.

В разрезе нижней подсвиты, верхнюю часть которой слагает пимская пачка глин, выделяются песчаные пласты БС₁ – БС₉ толщиной от 5 до 30 метров. Общая толщина вартовской свиты 400–450 метров.

Мегионская свита.

В верхней части свиты залегает чеускинская глинистая пачка. Далее идет ряд песчаных пластов БС₁₀ – БС₁₄ . Ниже залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и карбонатных пород. Она характеризуется сложным линзовидно-слоистым строением. Корреляция отдельных пластов весьма затруднена, что обусловлено взаимозамещениями песчано-алевритовых и глинистых прослоев по простиранию и местными изменениями эффективных толщин. В ачимовской толще залегает продуктивный пласт БС₁₆ .

По вещественному составу коллекторы ачимовскойтолщи относятся к аркозовому типу. Характерно повышенное (относительно вышележащих пластов) содержание карбонатных и железо-титанистых образований, а также значительное развитие вторичных процессов (регенерация, уплотнение).

В целом для пластов ачимовской толщи характерны невысокие значения пористости и проницаемости.

Проницаемая часть ачимовской толщи сложена мелкозернистыми песчаниками и среднезернистыми и крупнозернистыми алевролитами, среднеотсортированными, глинистыми и умеренно глинистыми. Макростроение пород характеризуется наличием разнообразных косо-перекресноволнистых текстур, свидетельствующих о сложной гидродинамической обстановке накопления осадков. В основании свиты выделяется глинистая пачка, сложенная аргиллитами. Общая толщина мегионской свиты 500–550 метров.

2.4 Юрская система ( J )

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах туринской серии и составляют баженовскую, георгиевскую, васюганскую и тюменскую свиты.

Баженовская свита представлена аргиллитами темными, битуминозными, массивными. Отмечаются конкреция сидерита, включения пирита, отпечатки пелиципод, аммонитов. В свите залегает нефтеносный пласт ЮС₀ , представленный коллекторами трещиноватого типа. Толщина свиты 25–30 метров.

Георгиевская свита представлена аргиллитами, с карбонатными и слабобитуминозными прослоями. Толщина 3–7 метров, участками выклинивается.

Васюганская свита представлена в верхней части песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов, нижнюю часть слагают аргиллиты. В верхних отложениях свиты выделяется продуктивный пласт ЮС₁ . Толщина свиты 50–110 метров.

Тюменская свита сложена преимущественно континентальными отложениями и представлена переслаивающейся толщей песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтеносный горизонт ЮС₂ , представленный мелкозернистыми и среднезернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, аргиллитами. Толщина свиты 280–360 метров.

Поскольку разрез однообразен в пределах всего Сургутского нефтегазоносного района, это дает возможность предложить общие для всех месторождений данного района рекомендации по приготовлению и химической обработке буровых растворов при бурении в отложениях четвертичной, палеогеновой и меловой систем (до алымской свиты). В дальнейшем параметры и химическая обработка по вскрываемому геологическому разрезу определяется физико-химическими свойствами пород, с учетом глубины залегания нефтяных, газовых и водяных горизонтов.

Месторождения ЗАО «Нижневартовскбурнефть» по геологическому строению подразделяются на три основных типа:

– чисто нефтяные залежи с высокопроницаемыми и среднепроницаемыми коллекторами, проницаемостью более 0,05 мкм² (1-й тип);

– нефтяные залежи с низкопроницаемыми продуктивными пластами, проницаемость менее 0,05 мкм² (3-й тип).

2.5 Орогидрография

Нижневартовский район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению реки Оби. Обь – основная водная артерия района. Ее течение медленное (0,3 – 0,5 м/с). Река судоходная.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных. Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом.

Количество осадков достигает 400 мм. в год.

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Район слабонаселен. Коренные жители – ханты и манси.

Сообщение между населенными пунктами осуществляется: водным, воздушным, железнодорожным транспортом, заканчивается строительство автотрассы.

2.6 Тектоника

Кошильское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру третьего порядка.

Сургутский свод расположен в центральной части Хантейской антиклинали. По сейсмическому горизонту Б примерно приуроченному к подошве баженовской свиты (волжский ярус) свод оконтуривается изолиниями 2850–2900. Площадь Сургутского свода превышает 30 тысяч километров. Поднятие вытянуто к северо-востоку на 300 километров, ширина свода – 100 километров, амплитуда 300 – 400 метров. Поверхность фундамента вскрыта на глубинах 3000–3165 м.

3. Промышленная характеристика месторождения

3.1 Характеристика продуктивных горизонтов

Основные промышленные запасы нефти по Западно–Сургутскому месторождению сосредоточены в пластах БС₁ , БС₂₊₃ , БС₁₀ , существенно отличающихся коллекторскими свойствами пород, физико-химическими свойствами флюидов.

БС₁ сложен тремя типами пород: песчаниками мелко и среднезернистыми, полимиктовыми, с глинистым цементом. В северном направлении отмечаются появления в ее составе глинистых прослоев и уменьшения в мощности, последняя колеблется от 8,4 до 3,2 м. Эффективная мощность изменяется от 7,6 до 3 м, дебиты через 8 мм штуцер составляют 58–160 м³ /сут. Пористость пород – коллекторов до 33,2%, проницаемость – 0,708´10^-12 м² .

БС_2-3 на месторождении развит неповсеместно и представлен песчаниками мелкозернистыми полимиктовыми. Встречаются пропластки известковистого песчаника. В северном направлении отмечается появление в ее составе глинистых прослоев. Пористость пород изменяется от 19 до 30,4%, проницаемость – 0,36х10^-12 м² . Сокращение мощности происходит с юго-запада на северо-восток, а также от крыльев к своду. Эффективная мощность меняется от 12 до 1 метра. Дебиты нефти равны 72–96 м³ /сут. через 8 мм штуцер.

Горизонт БС₁₀ является одним из основных нефтеносных горизонтов. Он расчленяется на три пласта: БС₁₀ ¹ , БС₁₀ ² , БС₁₀ ³ , которые в ряде скважин сливаются, сложен песчаниками, алевролитами, неотсортированными глинистыми и карбонатными породами.

Пласт характеризуется единой гидродинамической системой. Абсолютная оценка ВНК по пласту БС₁₀ 2280–2340 метров не одинакова по площади. В южной части площади она одинакова для всех платов горизонта БС_10-11 – 2300 метров. Тип коллектора – поровый. Средняя эффективная толщина – 10,6 метров. БС₁₀ сложен очень пестро. Подошва кровли горизонта БС₁₀ замещается аргиллитами и глинистыми алевролитами, что придает ему полосообразный и линзовидный характер. Пористость пород – коллекторов – от 15 до 26%, проницаемость – 0,094 х 10^-12 м² .

Породы коллекторы отделяются друг от друга глинистыми перемычками мощностью от 1 до 6 метров. Для всех пластов БС₁₀ характерно полное замещение коллекторов глинистыми породами. Пласт не однороден, не выдержан по площади. ГНК отсутствует. Дебиты нефти изменяется от небольших притоков до 43 м³ /сут. на 6 мм штуцере.

3.2 Характеристика промышленных нефтяных горизонтов

Таблица 3. Характеристика промышленных нефтяных горизонтов на Кошильском месторождении

Нефть горизонта БС₁₀ Кошильского месторождения коричневая, маслянистая, с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, сернистая с незначительным содержанием растворенного газа.

Газ метановый. Удельный вес в пластовых условиях 830 кг/м³ , в поверхностных – 887 кг/м³ . Газосодержание – 49 м³ /т, давление насыщения 9,6 Мпа, содержание асфальтенов – 2,11%, смол – 14,75%, серы – 2,14%, парафина – 3,22% с температурой плавления – 56 градусов Цельсия. Наиболее легкая нефть приурочена к локальным поднятиям на структуре. Наиболее тяжелая нефть – в скважинах, расположенных вблизи зон замещения. Примерно такой же закономерности подчиняется вязкость, наименее вязкая нефть – в локальных поднятиях, наиболее вязкая – к зонам замещения.

3.3 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент каверзности пластов

Таблица 4