Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Размещено на

Введение

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Многопластовое газонефтяное месторождение открыто в 1936 г. Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

Начало разработки месторождения относится к 1937 году, когда на XIII и XIV пласты были пробурены первые эксплуатационные скважины. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в 1970 г.

Разработка залежей с поддержанием пластового давления осуществлялась после эксплуатации на естественном режиме.

Объекты месторождения находятся в поздней стадии разработки.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми-сводовыми, частично тектонически - экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта.

С начала разработки месторождения из продуктивных пластов извлечено:

нефти - 14025,438 тыс.т

воды - 28090,509 тыс.т

Коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2006 г. составляет - от балансовых запасов - 0,419 %, извлекаемые запасы использованы на 85,2 %. Остаточные извлекаемые запасы - 2429,6 тыс.т.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2006г.- 90 скважин, из них действующих - 84, в бездействии - 6 скважин.

Основной целью данной работы является анализ текущего состояния разработки и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки XIII пласта.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Эхаби

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Эхаби расположено в Охинском районе Сахалинской области в 12 км к югу от районного центра г. Охи. В районе месторождения имеется рабочий поселок Эхаби, соединенный с городом шоссейной и железной узкоколейной дорогами.

Нефть подается в общий коллектор Оха - Комсомольск-на-Амуре для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Находится в поздней стадии разработки.

В течение 1944 - 1950 гг. была установлена промышленная нефтеносность XVI, XVII, XVIII, XIX, XII и XV пластов.

Подсчёт запасов нефти производился в 1941 г., 1949 г., и по состоянию на 01.01.1967 г. на площади было пробурено 60 разведочных и 336 эксплуатационных скважин. В сравнении с 1949 г. геологические запасы увеличились на 74 %.

В начале эксплуатация велась на естественном режиме, потом с поддержанием пластового давления.

Виды применяемых технологий разработки:

- газовая репрессия (1953 - 1962 гг.);

- комбинированное воздействие: закачка газовоздушной смеси и

приконтурное заводнение (1962 - 1978 гг.);

- блоковое и приконтурное заводнение (1978 - 1995 гг.);

- блоковое и очаговое заводнение (с 1996 г.).

В 1991 г. проводился эксперимент по вибросейсмическому воздействию на южном окончании XIII пласта (в течение 30 дней работали 2 машины сейсмостанции).

За время разработки на месторождении добыто: нефти - 13759 тыс. т; растворённого газа - 1662 млн. мі.

Рисунок 1 Карта размещений месторождений северного Сахалина

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

Месторождение Эхаби находится в пределах северного погружения Восточно - Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90 - 100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где в основном рыхлые песчаные отложения нутовской свиты (плиоцен), рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45 - 65 м (рис. 2 А).

Климат в пределах района - суровый, с длительной зимой и коротким прохладным летом, с частыми буранами, дождями и туманами, штормовыми ветрами, со среднегодовой температурой - 2,2є С.

Первыми в разработку вступили залежи XIII и XIV пластов, в 1943 -1944 гг. - залежи XVI- XIX, с 1950 г. - залежь XV пласта.

Газовая залежь XII пласта полностью выработана. В 60-е годы она использовалась как подземное газохранилище для удовлетворения сезонных нагрузок потребителей.

Разработка залежей XIII и XIV пластов в северной части осуществляется самостоятельными сетками скважин, в южной части - единой сеткой скважин. Разбуривание XIII и XIV пластов велось замедленными темпами без планомерной системы размещения скважин c расстоянием между ними 100 - 350 м (рис. 3 Б).

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, северо-западного простирания с пологим западным (10 - 12°) и довольно крутым восточным крылом (до 65°),. Складка осложнена продольным взбросом, плоскость которого падает на запад, амплитуда смещения 50 - 250 м. По верхним горизонтам складка имеет сундучную форму, по нижним - гребневидную. Размеры складки 6х2 км. В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие олигоцен-неогеновые отложения. В разрезе их выделяются (снизу вверх): даехуриинская (частично), уйнинская, дагинская, окобыкайская свиты и нижненутовская подсвита. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской свиты, представленной песчано-глинистыми отложениями.

Бурением установлена нефтегазоносность девяти горизонтов (X, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX), из которых одна залежь Х горизонта газовая, используется как газовое хранилище, а остальные нефтяные.

Продуктивные пласты месторождения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Толщина плотных прослоев между продуктивными пластами 20 - 150 м. Глубина залегания продуктивных пластов 320 - 960 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонтов изменяется от 2,7 м до 24,7 м, пористость 16 - 21 %, проницаемость 0,028 - 0,168 мкм².

Все залежи нефти месторождения сводовые, относятся к пластовому типу резервуара. Наиболее крупные залежи нефти приурочены к XIII и XIV пластам, где сосредоточены более половины всех начальных разведанных запасов УВ месторождения. Высоты залежей нефти составляют 59 - 180 м, газа - 20 м. Все залежи имеют горизонтальные контакты с водой.

Нефти месторождения относительно легкие. Плотность их вниз по разрезу возрастает от 834 кг/м³ в XII пласте до 879 кг/м³ в XIX. В том же направлении меняется содержание акцизных смол (12,2 - 37 %), парафина (2,9 - 4,2 %); уменьшается выход легких фракций (60 - 35 %).

Свободный газ Х пласта сухой, метановый (82 - 97 %). Плотность его 0,892 г/см³.

Воды нефтегазоносной части месторождения гидрокарбонатно-натриевые.

Минерализация их колеблется от 14 до 36 г/л.

Стратиграфия

В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном, породы третичного возраста, общей мощностью до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охинского района вскрыты меловые отложения (Оха, Северное Колендо).

Наиболее древними отложениями, вскрытыми глубоким бурением на месторождении Эхаби являются породы дагинской свиты (средний верхний миоцеон), над дагинской свитой залегают породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита № 2 - 3dg, вскрытая скважинами 112, 500, 501,502, 503, 506, 601, 603, 604, по литогическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщиной до 370 м, - от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистым и песчаным темно- серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло- серого мелко - зернистого песчаника, с пористостью до 5 % и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередованием прослоев песчаников, песчано- глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и темно- серые, мелко- и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими прожилками кальцита, с включениями гравия. Песчано- глинистые и глинистые сланцы- темно- серые, оскольчатые, обычно однородные.

Верхняя граница дагинской свиты проводится по кровле XXI пласта и определена по микрофаунистическим исследованиям.

В нижней части разреза месторождения, в скважины 501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчано-глинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложений дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329 - 2345 м и 2403 - 2413 м при опробовании отмечены признаки нефтеносности.

Палеонтологически, отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы и возраст их точно не определен, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами; достигает толщины до 1060 м в своде и 1400 м на западном крыле складке. Верхняя гр...