Отчет по практике на Усинсоком месторождении

Ухтинский государственный технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики

 

 

 

 

ОТЧЕТ

ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ

 

Составил

студент гр. РЭНГМ-1-09                         _____________               Мальцева К.А

  подпись

_____________

                                                            дата

 

Руководитель

по практике от предприятия _____________ Монах Л.А.

    подпись

 

Принял защиту отчета _____________ Полубоярцев Е.Л.

     подпись

        _____________

   оценка

  _____________

  дата

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ухта 2012

 

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ	3
1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ	4
Общие сведения о месторождении Тектоника и стратиграфия разреза Начальное состояние продуктивных пластов Состав и свойства пород продуктивных пластов Состав и свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Основные свойства нефти, газа, воды в поверхностных условиях 2 ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ 2.1 Условия первичного  вскрытия продуктивных пластов 2.2 Условия, техника и технология  вторичного вскрытия продуктивных пластов 2.3 Конструкция забоев скважин 2.4 Освоение скважин 3 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО  МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ  ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА 4.1 Характеристика фонда скважин 4.2 Продуктивная характеристика скважин 4.3 Способ эксплуатации скважин 4.4 Характеристика оборудования скважин 4.5 Осложнения в работе скважин ЗАКЛЮЧЕНИЕ БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ПРИЛОЖЕНИЕ А Характеристика фонда скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения	4 5 6 7 7 9 11 11 13 16 18   25 27 27 27 28 28 30 32 33   34
ВВЕДЕНИЕ   Отчет написан по пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на основе данных, предоставленных предприятием ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз». ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» является структурным предприятием ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ведет добычу нефти и газа на Усинском месторождении. ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»  зарегистрировано 12 апреля 2001 года. ТПП «ЛУКОЙЛ- Усинскнефтегаз» ведет разработку 11 месторождений УВС: Усинское, Возейское, Харьягинское, Леккерское, Верхне-Возейское, Восточно- Мастерьельское, Суборское, Южно-Шапкинское, Пашшорское, Грубешорское, Ошское, на 28 залежах. Адрес: 169710, Республика Коми, г. Усинск, ул. Транспортная, 4. Производственная практика пройдена на Усинском месторождении в качестве оператора по добыче нефти и газа третьего разряда на нефтегазодобывающем предприятии ЦДНГ-1 (цех по добыче нефти и газа №1) в районе «головных сооружений», находящимся в 29 км на север от Усинска.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ     Общие сведения о месторождении     В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в Республики Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности и входит в бассейн нижнего течения p. Колвы, правого притока p. Усы, впадающей в p. Печору. Поверхность окружающего района сильно заболочена и залесена. В разрезе Усинского месторождения бурением глубоких разведочных скважин в 1963 г. установлена промышленная нефтеносность пермо-карбоновых и фаменских карбонатных отложений, а также терригенных пород живетского яруса среднего девона и подстилающих его карбонатных пород нижнего девона (1964 ÷ 1968 гг.). Последующими геологоразведочными работами выявлена промышленная ценность залежи высоковязкой нефти в пермо-карбоновых отложениях, которая рассматривается в данной работе, и залежи маловязкой нефти в породах живетского яруса среднего девона. Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения была открыта в 1963 г. и введена в промышленную эксплуатацию в 1977 г. Залежь является одним из наиболее сложных объектов разработки. Залежь сводовая, массивная, структурного типа, приурочена к карбонатным отложениям трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего-среднего карбона и залегает в интервале глубин 1100 ÷ 1500 м. Глинистой покрышкой для залежи углеводородного сырья служит  толща верхнепермских  алевролитов, аргиллитов и каолинитовых глин. Каолинитовые породы не обладают хорошими изолирующими свойствами, что и могло привести к потере лёгких фракций и утяжелению нефти. Пермо-карбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам. Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от –1288 м до –1310 м. В среднем ВНК на абсолютной отметке минус –1310 м.

Пластовую нефть пермо-карбоновой залежи можно характеризовать как высоковязкую, значительно недонасыщенную газом. Дегазированные нефти всех объектов тяжелые, высоковязкие, высокосернистые, малопарафинистые, высокосмолистые.

 

2. Тектоника и стратиграфия разреза

 

Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-северо-западного пpocтиpaния.

По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский яpуcы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61 x 11 ÷ 19,5 км. Амплитуда поднятия составляет ~ 915 м. Складка имеет асимметричные крылья:  пологое и широкое - западное,  углы падения составляют 2˚ ÷ 7o и довольно крутое восточное - с углами падения до 25о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского вpeмeни. Это происходит за счет увеличения терригенных отложений на крыльях складки.

Развитие нижнепермских ассельско-сакмарских биогермных массивов в северных районах провинции установлено давно. Геологическими исследованиями выявлено, что в позднем карбоне - ранней перми на севере TПП располагался мелководный бассейн с преобладанием карбонатного осадконакопления. Палеоморфологическая ситуация и условия седиментации в пределах этого бассейна были неодинаковы. Вероятно размещение пермо-карбоновых органогенных построек, как линейно группирующихся, так и одиночных, контролировалось не только бортовыми зонами палеобассейна, но и начавшими развиваться в этот период Колвинским и другими валами. Крылья валов, видимо, представляли собой седиментационные уступы, а своды - возвышения в рельефе морского дна, благоприятные для роста органогенных построек.

Палеоструктурный анализ, проведенный сотрудниками (Киселев M.M. и др.) показал, что центральная сводовая часть Усинской  структуры в течение верхнего карбона - нижней перми возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятий субмеридионального простирания.

B cocтaвe пермской cиcтeмы выделены нижний и вepxний отделы.

 

Hижний oтдeл. B нижнем отделе выдeляютcя нерасчлененные oтлoжeния acceльcкoгo и сакмарского ярусов (в составе отдела выделены промысловые пaчки 9, 10, 11, 12, 13), пpeдcтaвлeнныe детритовыми, пpeимущecтвeннo мшанково-криноидными, cepыми извecтнякaми, чacтo рыхлыми и пopиcтыми. Toлщинa oтлoжeний мeняeтcя oт 0 дo 120 м. Oтлoжeния отсутствуют в ceвepнoй и юго-восточной чacтяx cтpуктуpы, увеличенные тoлщины вcкpыты в зaпaднoй, южнoй и центральной чacтяx.

B вepxнeй чacти oтдeлa выдeляютcя oтлoжeния, пpeдcтaвлeнныe глинaми, мepгeлями, извecтнякaми, пecчaникaми и aлeвpoлитaми  полимиктовыми, вoзpacт кoтopыx предположительно  кунгурский. Bepxняя гpaницa уcлoвнa, тoлщины  колеблются oт 0 дo 56 м.

Bepxний oтдeл. Bepxнeпepмcкими oтлoжeниями, лежащими нa paзмытoй пoвepxнocти пopoд нижнeгo oтдeлa, начинается мощная тoлщa терригенного чexлa перми и мезозоя. Отдел представлен в полном oбъeмe, выдeляютcя уфимский (со значительной долей условности), казанский и татарский ярусы. Pacчлeнeниe oтдeлa нa ярусы из-зa малого количества фаунистических определений и уверенных кapoтaжныx реперов нe произведено.

Oтлoжeния пpeдcтaвлeны  глинaми зeлeнoвaтo-cepыми, коричневыми  и красно-коричневыми, aлeвpитиcтыми  и песчанистыми, чacтo известковистыми; пecчaникaми полимиктовыми, зeлeнoвaтo-cepыми  и коричневыми, oт тoнкo- дo кpупнoзepниcтыx, обычно плохо отсортированных, чacтo карбонатных и глиниcтыx; aлeвpoлитaми  зeлeнoвaтo-cepыми и красновато-коричневыми. Toлщинa oтлoжeний oтдeлa колеблется в  значительных пределах oт 100 дo 820 м.

 

 

1.3 Начальное состояние продуктивных пластов

 

Начальные геологические запасы нефти / растворенного газа, утвержденные ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24 от 18.03.98 г.) по залежи в целом, составляют 733 537 тыс. т / 16945 млн. м3, соответственно.

Согласно решению ЦКР Роснедра (протокол от 18.01.2007 № 3944) конечный коэффициент нефтизвлечения увеличен с 0,15 до 0,33 и по состоянию на 01.01.2012 начальные извлекаемые запасы нефти / растворенного газа по залежи в целом составляют 242 067 тыс. т / 5 591 млн. м3, соответственно.

По состоянию на 01.01.2012 из залежи добыто 60 201,8 тыс. т нефти. Таким образом, остаточные извлекаемые запасы нефти по категории  составляют 181 865 тыс. т.

1.4 Состав и свойства  пород продуктивных пластов

 

В разрезе пермо-карбоновой залежи выделено три основных литотипа пород: известняки биогермные; известняки органогенно-детритовые и доломиты.

Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются биогермные известняки. Данный тип пород состоит из разноразмерных органических остатков, карбонатная неорганогенная часть породы (цемент) образована кальцитом. Проницаемость биогермных известняков достигает 24672*10-3 мкм2 при среднем значении 1661*10-3 мкм2. Общая пористость в среднем составляет 0,173. Тип структуры пустотного пространства преимущественно каверно-поровый и трещинно-каверно-поровый. Каверновая пористость изменяется от 0 и до 0,081 при среднем значении 0,022. Нефтенасыщенность на момент исследования керна в среднем составляла 57,3 % и изменялась в интервале от 25,3 до 80,7 %. Средняя величина остаточной водонасыщенности - 30,13 %.

Для известняков органогенно-детритовых средняя общая пористость составляет 0,169. По сравнению с биогермными известняками проницаемость органогенно-детритовых известняков оказывается намного ниже. Среднее значение проницаемости составляет 157*10-3 мкм2 и изменяется в интервале от 1,02*10-3 до 6840*10-3 мкм2. Преобладающие типы структуры пустотного пространства - поровый, трещинно-поровый и каверно-поровый. Каверновая пористость изменяется от 0 до 0,047 при среднем значении 0,01. Нефтенасыщенность на момент исследования керна в среднем составляла 37,5 % и изменялась в интервале от 16,5 до 76,4 %. Средняя величина остаточной водонасыщенности – 37,6 %.

В доломитах среднее значение пористости составляет 0,191, проницаемости - 503*10-3 мкм2. Как правило, доломиты распространены в нижнем объекте. Для них характерен в основном каверно-поровый и поровый тип структуры пустотного пространства. Каверновая пористость изменяется от 0 до 0,10 и в среднем составляет около 0,026. Нефтенасыщенность на момент исследования керна в среднем составляла 48,3 %, остаточная водонасыщенность – 29,0 %.

По данным керновых исследований общая пористость в отдельных пластах может достигать 0,30 ÷ 0,40. При этом пористость основной массы керновых образцов (около 90 %) сосредоточена в интервале от 0,10 до 0,20. Высокая пористость пластов-коллекторов в основном связана с наличием крупных каверн.

1.5  Состав и свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты

 

В таблице 1.1 приводятся  основные геолого-физические характеристики залежи по объектам разработки.

Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика залежи по объектам разработки       

№№	Параметры	Ед.	Объекты разработки					в целом
п/п		измер.	I	II		III
1	Средняя глубина залегания	м	1382,1	1260		1197,7		1260
2	Тип залежи		сводовая массивная
3	Тип коллектора		трещинно-кавернозно-поровый
4	Площадь нефтеносности	тыс.м3	58505	85655	101457		110501
5	Средняя общая толщина	м	167,14	77,09	47,45		285,2
6	Средняя нефтенасыщенная толщина	м	28,73	28,05	18,07		51,32
7	Пористость	%	0,21	0,19	0,20		0,198
8	Средняя нефтенасыщенность	доли ед.	0,74	0,79	0,78		0,77
9	Проницаемость по керну	10 -3мкм2	0,044	0,032	0,027		0,034
10	Коэффициент гранулярности	доли ед.	0,312	0,452	0,464		0,358
11	Коэффициент расчлененности	доли ед.	23,2	16,75	12,44		51,06
12	Начальная пластовая температура	оС	23,2	23,0	23,0		23,1
13	Начальное пластовое давление	МПа	13,5	12,4	11,9		12,4
14	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	710	710	710		710
15	Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,934	0,935	0,923		0,933
16	Плотность нефти в повехностных условиях	т/м3	0,962	0,962	0,962		0,962
17	Абсолютная отметка ВНК	м					-1310
18	Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,047	1,047	1,047		1,047
19	Содержание серы в нефти	%	1,496	1,71	1,54		1,582
20	Содержание парафина в нефти	%	0,33	0,39	0,30		0,339
21	Давление насыщения нефти газом	МПа	7,67	7,96	6,95		7,740
22	Газосодержание	м3/т	22,9	24,0	23,1		23,1
23	Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с					0,950
24	Плотность воды в пластовых условиях	т/м3					1,055

 

Пластовая нефть нижнего объекта недонасыщена газом (давление насыщения 6,9 ÷ 7,4 МПа ниже начального пластового давления), характеризуется низким газосодержанием (22,3 ÷ 24,2 м3/т), высокой вязкостью (609 ÷ 781 мПа·с) и высокой плотностью (932 ÷ 966 кг/м3).

По среднему объекту давление насыщения изменяется в пределах от 7,0 до 8,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (21,2 ÷ 27,8 м3/т), высокой вязкостью (586 ÷ 2024 мПа·с) и высокой плотностью (923 ÷ 945 кг/м3).

Верхний объект характеризуется следующими параметрами пластовой нефти: давление насыщения изменяется в диапазоне от 6.3 до 9.5 МПа, газосодержание - низкое (17,6 ÷ 26,0 м3/т), вязкость - высокая (344 ÷ 1151,7 мПа·с), плотность - высокая (923 ÷ 960 кг/м3).

В целом по залежи пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344 ÷ 2024 мПа·с) со средним значением вязкости 710 мПа*с. Давление насыщения нефти газом - 7,5 МПа. Среднее значение газосодержания - 23,1 м3/т. Объемный коэффициент - 1,05.

 

1.6  Основные свойства нефти, газа, воды в поверхностных условиях

 

Дегазированная нефть нижнего объекта была исследованы по 27 скважинам. Нефть характеризуется высокой плотностью (971 ÷ 980 кг/м3), высокой вязкостью (3490 ÷ 8081 мПа)·с при 20оС.

По среднему объекту исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть среднего объекта характеризуется высокой плотностью (965 ÷ 980 кг/м3), высокой вязкостью (1931 ÷ 6217 мПа·с) при 20оС.

Дегазированная нефть верхнего объекта, исследованная в 47 скважинах,  высоковязкая (3354 ÷ 5255 мПа·с), с высокой плотностью (952 ÷ 977 кг/м3).

Дегазированные нефти всех объектов – тяжёлые  (952 ÷ 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых  (до 2,5 % ), малопарафиновых (до 0,34 % ), высокосмолистых (23,64 % ), с низким содержанием бензиновых фракций. Температура застывания ниже         (-12оС). Нефть нижнего объекта по сравнению с нефтями верхних объектов, более тяжелая, более вязкая, то есть имеет место закономерность увеличения плотности и вязкости с глубиной.

Выделившийся из нефти газ – легкий и состоит, в основном, на 87 % мольного объема, из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно.

Пластовые воды. Пластовые воды пермо-карбоновой залежи представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа по классификации Сулина с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43598,0 ÷ 96881,0 мг/л и плотностью от 1015,0 до 1077,0 кг/м3. Наличие в пластовых водах сероводорода (до 288 мг/л) обусловливает коррозионные свойства воды. Присутствие в рассолах ионов железа при наличии сероводорода в щелочной среде (водородный показатель пластовых вод рН достигает 8,2) может вызывать образование нерастворимых соединений железа (Fe++ + H2S = FeS + H2). Концентрация промышленно-ценных компонентов в пластовых водах пермо-карбоновой залежи (йод - до 16,9 мг/л; бром - до 197,5 мг/л) не достигает кондиционных значений. Состав растворенных в воде газов - азотно-метановый, диапазон изменения газового фактора от 0,52 до 0,92 нм3/м3. Водообильность комплекса характеризуется дебитами от 5 до 230 м3/сут.