Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6
Краткое сожержание материала:
Размещено на
ТЕМА «Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6»
1. Общие сведения о месторождении
Кравцовское месторождение (Д-6) расположено в акватории Балтийского моря в пределах Куршского участка шельфа России (рисунок 1.1). Расстояние до ближайшего берега составляет 23 км, до города Зеленоградска - 44 км (рис 1.1).
Открыто в 1983 году поисковой скважиной Д6-1. Скважина была пробурена до глубины 2393.0 м, вскрыла породы от кристаллического фундамента до четвертичных и установила промышленную нефтеносность в среднекембрийских отложениях.
Глубина моря на данном участке изменяется от 24.5 м до 37.5 м. Поверхность дна моря погружается в северном направлении. В южной части глубина достигает в среднем 28 м, в центральной части 30 м, на севере 34 м.
Климат в районе месторождения морской. Зима характеризуется небольшими колебаниями температуры воздуха, большой влажностью и облачностью с частыми осадками в виде мокрого снега и дождя. Температура изменяется от 0 до минус 10 С. Весна затяжная неустойчивая с частыми ночными заморозками. Лето прохладное. Температура воздуха изменяется от +10 до +30°С. Осень холодная, сырая, ветреная. Среднегодовая температура воздуха составляет +7.6°С. Преобладающее направление ветров западное и северо-западное. При сильных штормах высота волн 3 -- 5 м, в единичных случаях -9 м.
Обрамляющая суша имеет высокоразвитые промышленную и транспортную инфраструктуры. Все города и многочисленные населенные пункты связаны между собой сетью железных, шоссейных и грунтовых дорог.
Рис. 1.1. Обзорная схема района работ
2. Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1 Геологическое строение месторождения и залежи
Геологическое строение Кравцовского месторождения и подсчетные параметры нефтяной залежи дейменаского надгоризонта изучены на основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, бурения и опробования семи скважин (Д6-1, Д6-2, Д6-3, Д6-4, Д6-5, 8-Кр, 10-Кр), ГИС.
Стратиграфический разрез месторождения полностью совпадает с разрезом прилегающей территории суши и включает фундамент представленного архейской группой и осадочный комплекс палеозойской, мезозойской и кайнозойской групп (рис 2.1). Общая толщина осадочного чехла на месторождении до 2339.4 м (скважина Д6-2).
Архейские отложения (Аг) являются самыми древними отложениями разреза Кравцовского месторождения и вскрыты бурением в скважинах Д6--1 и Д6--2 на глубинах 2356 м и 2404 м, соответственно.
Палеозойская группа представлена отложениями кембрия, ордовика, силура, девона и перми.
Кембрийские отложения включают нижний и средний отделы. Нижнекембрийские отложения сложены песчаниками, алевролитами. Толщина отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений до 119 м. Нефтеносный (дейменаский) надгоризонт приурочен к верхней части среднекембрийских отложений. Толщина 69.9-74.4 м.
Отложения ордовикской системы разделены на нижний, средний и верхний отделы. Ордовикские отложения (покрышка), перекрывающие породы-коллектора дейменаского надгоризонта, представлены преимущественно переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в верхней части разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую покрышку, в основной своей массе состоят из очень мелких зерен (менее 0.01 мм) кальцита и глинистого тонко дисперсного вещества, в известняках отмечается примесь карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.
Рис. 2.1. Литолого-стратиграфический разрез
В целом ордовикские отложения, вместе с залегающей выше мощной толщей аргиллитов силурийской системы, являются благоприятными флюидоупорами и служат надежной покрышкой залежи в среднекембрийских породах-коллекторах.
Силурийские отложения включают нижний и верхний отделы. Нижний силур в основании представлен маломощными карбонатными отложениями, но большую часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей. Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен аргиллитами и мергелями с прослойками известняков. Толщина 744-849 м.
Девонские отложения, в составе которых выделены все три отдела, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, известняками, доломитами. Толщина 483-592 м.
Пермские отложения, включающие только верхний отдел, сложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим развитием каменной соли. Толщина 88-124 м.
Мезозойская группа представлена отложениями триаса, юры и мела.
Отложения триаса включают только нижний отдел и представлены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина 262-282.5 м.
Отложения юрской системы представлены верхним отделом и сложены известняками с прослоями глин, песчаниками и мергелями. Толщина 74-104.5 м.
Меловые отложения сложены песчаниками, алевролитами, прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м.
Кайнозойская группа представлена четвертичными отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27 м.
Кравцовская структура расположена в пределах Куршского тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской синеклизы. Здесь в отложениях ордовикско-кембрийской толщи выделяется ряд валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) одного из них - Западно-Ниденскому валу - приурочено Кравцовское месторождение, являющееся самым крупным по размерам и запасам среди открытых на море и обрамляющей суши.
Залежь нефти выявлена в дейменаском надгоризонте среднего кембрия. В отложениях этого надгоризонта на прилегающей суше (Россия, Литва) открыто свыше 20 месторождений нефти.
Современный структурный план поднятия Д6 в 1998 г. уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. Согласно им, по кровле продуктивного пласта Д6 представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку, осложненную сводовыми поднятиями и системой дизъюнктивных нарушений.
Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, проходящий через центральную часть складки Д6 делит ее на два крупных блока: А (западный) и Б (восточный).
В блоке А выявлено наиболее крупное на структуре Д6 брахиантиклинальное поднятие с осью ориентированной параллельно сбросу с северо-запада на юго-восток.
В блоке Б прослеживается примыкающий к южной части центрального сброса прогиб, имеющий форму грабена и разделяющий наиболее высоко приподнятые части структуры в блоках А и Б. В западной части грабена амплитуда сброса достигает 25 м, в восточной 20 м.
В платообразной части поднятия Д6 (блок Б) диагональные и поперечные разрывные нарушения формируют его мелкоблоковое строение с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть (скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в виде приразломного куполовидного поднятия (скважина Д6-3).
В блоке А пробурены скважины: Д6-1, Д6-2, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, в блоке Б скважины: Д6-3, Д6-5.
Положение водонефтяного контакта (ВНК) принято на абсолютной отметке минус 2177 м по данным опробования скважин и интерпретации материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) оказались в контуре залежи, остальные две (Д6-2, Д6-5) в законтурной области. Все внутриконтурные скважины, кроме скважины 8-Кр, вскрыли ВНК.
Залежь нефти массивная, приуроченная к ловушке структурного типа, осложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи в пределах ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м.
Абсолютная отметка глубины залегания пласта в своде минус 2132.2 м. Коэффициент заполнения ловушки 0.89 достаточно высокий для залежи данного региона.
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта нефтяной залежи дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р показана на рис. 2.1.
Геологические разрезы скв. Д6-4, 8-Кр, Д6-1, 10-Кр, Д6-2; скв.Д6-3, Д6-5, Д6-2 и скв.Д6-4, Д6-3 представлены на рис. 2.3; 2.4 и 2.5.
Глубины, отметки и толщины пластов и непроницаемых пропластков по скважинам дейменаского надгоризонта приведены в таблице.2.1.
Выделение коллекторов осуществлялось по комплексу ГИС фиксацией «прямых признаков» проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, либо посредством количественного критерия АГК, установленного путем статистической обработки массивов данных, полученных на основе «прямых признаков».
Характеристики толщин дейменаского надгоризонта приведены в таблице 2.2.
Горизонтальная скважина 8-Кр не вскрыла ВНК (вскрытая толщина 16.4 м), статистическая характеристика толщин в таблице приведена без учета данной скважины. Величина общей толщины изменяется в пределах 58.9-74.4 м, а нефтенасыщенной - от 15.8 до 39.8 м. Общая толщина в среднем по пласту составила 67.4 м, эффективная нефтенасыщенная -- 25.6 м. На графическом приложении 5 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин дейменаского надгоризонта. Максимальная нефтенасыщенная толщина по залежи (до 40 м) приходится на блок А (район скважин Д6-1 и 8-Кр). На восточном крыле (блок Б) максимальная толщина...
Зеленогорская площадь
Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения по методике института ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинског...
Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
Разбуривание месторождений горизонтальными скважинами, а также эффективность применения горизонтальных скважин в условиях Талаканского нефтегазоконден...
Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда...
Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении
Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторожде...
Разработка Арланского нефтяного месторождения
Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промы...