Анализ работы скважин оборудованных ПЭЦН на месторождении Узень

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
Геолого-физическая характеристика месторождения
Характеристика геологического строения
Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных объектов и их неоднородности
Выделение коллектора
Определение коэффициента пористости
Определение коэффициента нефтенасыщенности
Определение проницаемости
Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов
Свойства и состав нефти, газа и воды
Запасы нефти и газа
Разработка объекта разработки
Расчет РНМ
Гидродинамические расчеты при жестком водонапорном режиме
Схематизация форм залежи
Рациональное размещение скважин по вариантам
Определение дебитов на отдельных этапах для расчетных вариантов
Расчет ППД
Определение количества нагнетаемой воды
Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Определение числа нагнетательных скважин
Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки
Анализ результатов гидродинамических исследования скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов
Текущие продуктивные и фильтрационные характеристики пластов
Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения
Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
Анализ выработки запасов нефти из пластов
Анализ эффективности реализуемой системы разработки
Обоснование принятых расчетных геолого-физических моделей пластов
Обоснование расчетных моделей пластов и методы расчета технологических показателей разработки
Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки
Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики
Обоснование выбора рабочих агентов для воздействия на пласт
Технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки
Обоснование предельных толщин пласта для размещение скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров
Технологические показатели вариантов разработки
Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения нефти
Экономические показатели вариантов разработки
Техника и технология добычи нефти и газа
Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования.
Фонтанная эксплуатация скважин
Механизированная эксплуатация скважин
Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Мероприятия по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями
Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
Требования и рекомендации к системе промыслового сбора продукции скважин
Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения
Требования к системе ППД
Требования к качеству закачиваемых вод
Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения
Экономическая часть
Технико-экономический анализ вариантов УЭЦН
Расчет капитальных вложений
Организация труда и заработная плата
Структура и расчет эксплуатационных затрат
Экономический эффект
Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования
Охрана труда
Планирование работ по охране труда на предприятий
Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН
Мероприятия по пожаро-взрывобезопасности
Расчет заземления электрооборудования
Пожаро-взрывобезопасность
Охрана окружающей среды
Нормативные и правовые документы по охране окружающей среды
Краткие сведения с точки зрения охраны окружающей среды
Охрана атмосферного воздуха
Перечень источников загрязнения
Номенклатура загрязняющих веществ
Количественные показатели загрязняющих веществ
Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу
Санитарно- защитная зона
Охрана водных ресурсов
Водопотребление. Водоотведение объем производственных сточных вод, состав сточных вод, очистка сточных вод
Мероприятия по охране подземных вод
Охрана земельных ресурсов
Охрана флоры и фауны
Растительный покров
Животный мир
Промышленные отходы
Объем отходов, мероприятия по утилизации отходов
Радиационная безопасность
Научная часть
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Характеристика геологического строения

Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.
Бурением на месторождении Узень вскрыт осадочный комплекс толщиной 4500 м, в строении которого принимают участие породы триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов.
Триасовые отложения представлены только нижним отделом: индским и оленекским ярусами. В строении отложений индского яруса преобладают красноцветные грубозернистые туфогенно-терригенные породы. Отложения оленекского яруса представлены двумя толщами: пестроцветной алевролито-аргиллитовой и сероцветной карбонатно-терригенной.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40 км.
По кровле юрской продуктивной толщи, стратиграфически относимой к келловейскому ярусу верхней юры, размеры Узень-Карамандыбасской складки составляют 45,0х10,0 км, амплитуда поднятия порядка 300 м Северное крыло пологое с углами падения пород 30, а южное – более крутое с углами падения 5-60. Структура Узен имеет шесть куполов: Основной свод, Хумурунский, Северо-Западный и Аксайский, Парсумурунский и Восточно-Парсумурунский купола.
В разрезе палеогеновой системы выделяются два отдела – эоценовый и олигоценовый. Эоценовые отложения представлены известково-мергельной толщей, олигоценовые - однородной толщей зеленовато-серых плотных известковистых глин.
Отложения неогена залегают с размывом и угловым несогласием на отложениях палеогена. В разрезе установлены среднемиоценовые отложения в объеме тортонского и сарматского ярусов. Разрез представлен глинами, мергелями, известняками и мелкозернистыми песчаниками.
Юрские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности триасового комплекса пород. В составе юрской системы выделяются нижний, средний и верхний отделы.
Отложения средней юры представлены континентальными, прибрежно–морскими и морскими образованиями. Литологически отложения средней юры представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин.
Верхнеюрские отложения представлены келловейским и оксфордским ярусами. Разрез келловейского яруса представлен глинистой толщей, в нижней части которой отмечаются прослои песчано–алевритовых пород. Разрез оксфордского яруса сложен глинисто-мергельной толщей пород, причем пачки мергелей приурочены к кровле толщи.
В разрезе мела выделяются нижний и верхний отделы. Граница между меловыми и юрскими породами очень четкая. Отложения нижнего отдела сложены терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями, встречаются редкие прослои известняков. Отложения верхнего мела сложены преимущественно мелководными морскими образованиями. По литологическим признакам толща четко подразделяется на две части: нижнюю терригенную и верхнюю преимущественно мело-мергельную.
Четвертичные отложения представлены слоем суглинков и тонким почвенным слоем.
В таблице 1.1 приведена схема расчлененности верхнего этажа нефтеносности для 13 горизонта. Согласно этой схеме выделено 12 пластов-коллектора, объединенные в пачки, которые в свою очередь по условиям формирования и степени их гидродинамической связанности объединены в горизонт.



Таблица 1.1 - Расчлененность юрской продуктивной толщи (13 горизонт).
Горизонт Пачка Количество пластов
13 А 2
Б 2
В 3
Г 2
Д 3
Всего 5 12

По составу песчаники и алевролиты относятся к граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым терригенным образованиям, окрашенным в зависимости от содержания рассеянного ОРО и глинистого материала в серые до темно-серых тонов, или в бурый и коричневато-бурый цвет, если породы пропитаны нефтью.
Выделение в разрезе пород коллекторов и неколлекторов, определение общей и эффективной толщин, параметров пористости, насыщенности проводилось по комплексу ГИС английской фирмой «Robertson Resirch Internacional Limited». При выделении коллекторов использовались граничные значения проницаемости пористости и коэффициента нефтенасыщенности, которые составляют по проницаемости – 0,001 мкм2, по пористости - 14,0%, и коэффициента нефтенасыщенности – 0,44 д. ед.
Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием терригенных пород – песчаников, алевролитов, глин и переходных между ними литологических разностей. Среди них встречаются тонкие прослои известняков, мергелей, сидерита, углей, скоплений обугленного растительного детрита.
Коллекторами, на месторождении, являются средне- и мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части. Для пород-коллекторов характерна неплотная упаковка обломочных зерен. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к поровым.
Водонефтяные и газонефтяные контакты по залежам обоснованы по результатам обработки ГИС и опробования преимущественно разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных до начала интенсивной закачки воды, что позволило достаточно надежно обосновать начальное положение контактов и оконтурить залежи.

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных объектов и их неоднородности.

Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общая толщина 13 горизонта изменяются от 40 до 55 метров.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину менее 4,0 метров имеют все залежи 13 горизонта.
Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС.
Так при анализе средних значений пористости, определенной по керну, наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13 горизонта. Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26), что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с глубиной.
В таблице 1.2 приведены сведения о размерах, типах и характере насыщения залежей 13 горизонта. По характеру насыщения залежи нефтяные. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые.
Таблица 1.2 - Характеристика залежей 13 горизонта.
Площадь, блок, купол Горизонт залежь Тип залежи Характер
насыщения
залежи Размеры залежи,
Площадь нефтеносности, тыс.м2 Высота залежи, м
Основная площадь 13 А пл.сводовая нефтяная 178758 335
Б пл.сводовая нефтяная 106748 323
В пл.сводовая нефтяная 225327 314
Г пл.сводовая нефтяная 203733 305
Д пл.сводовая нефтяная 167340 295


1.3 Выделение коллектора

В геологическом строении Мангистауской нефтегазоносной области принимают участие породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мощностью до 3000 м, в строении которой принимают участие породы триасового, юрского, мелового, третичного и четвертичного возраста. Нефтегазоносность месторождения Узень связана с юрскими и отчасти меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов, приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I-XII (сверху вниз) мелового возраста – газоносны, XIII-XVIII горизонты верхне- и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения. На отдельных куполах нефтегазоносны XIX-XXIV горизонты нижнеюрского возраста. Отложения XIII-XVIII горизонтов келловей-бат-байосского яруса верхней и средней юры имеют четкое ритмичное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощными прослоями известняков и мергелей. Цемент полиминеральный смешанного типа. В его состав входят: первичный глинистый материал и аутигенные образования – каолинит, хлорит, кварц, слюды, карбонаты. По характеру распределения цемента в пустотном пространстве преобладают породы-коллекторы со смешанным типом цементации (контактно-поровым, порово-пленочным, сгустково-поровым, поровым и др.).
Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов XIII-XVIII горизонтов обусловлены прежде всего первичными порами, размеры которых широко варьируют; средний размер пор колеблется от 1,5 до 18 мкм.
Исходя из структурных признаков цемента, количества цемента, его распределения и минерального состава, а также из количества карбонатного вещества в цементирующем материале, породы-коллекторы XIII-XVIII горизонтов подразделяются на ряд литологических типов.
Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибрежной полосы заливов, лагун и подводной части дельты.
Коллекторы имеют сложный вещественный состав как обломочной части и цемента. По вещественному составу они относятся к полимиктовым разностям грауваккового типа. Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента и невысокой степенью эпигенетических преобразований.
I тип коллектора – песчаники мелко-среднезернистые и средне мелкозернистые с низким содержанием цемента, отсортированные, средне- и слабосцементированные, наиболее высокопродуктивные в разрезе. Данный тип коллектора отмечается в виде линз и прослоев в основном в XIII, реже в XIV и XVII горизонтах в зонах слияния песчаных пластов, характеризующихся повышенными эффективными (зоны ВПЗ).
II тип коллектора – песчаники мелкозернистые, алевритистые, глинистые, спорадически карбонатные, сцементированные. Данный тип коллектора имеет наибольшее развитие в разрезе XII-XVIII горизонтов.
III тип коллектора – алевропесчаники средне- и плотносцементированные. Прослеживаются преимущественно в виде прослоев и линз среди других типов коллекторов; отмечается в основном в участках фациального замещения песчаников алевролитами и глинами.
IV тип коллектора – алевролиты крупнозернистые, местами песчанистые, неравномерно-глинистые, плотно- и средне сцементированные, распространены в XIII-XVIII горизонтах. Типы коллекторов, различающиеся по микроструктуре и, соответственно, характеризующиеся различными емкостно-фильтрационными свойствами, дали возможность проследить их распространение по разрезу и площади и определить их фациальную приуроченность.
В строении горизонта отмечается определенная геологическая закономерность: наряду с четкими ритмичным строением, представленным чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов, глин, тонких пропластков известняков и мергелей, выделяются участки наиболее отсортированных средне- и крупнозернистых песчаников, достигающих больших толщин 10-47,3 м. Эти песчаные тела прослеживаются в виде узких полос шириной 200-700 м. Для монолитных песчаников характерны высокие значения проницаемости (0,2-1,0 мкм² и более) и слабая гидродинамическая связь с основной частью горизонта, обусловленная резким уменьшением толщин пластов-коллекторов с 10-51 м до 0,6-1,5 м и проницаемостей до 0,05 мкм².

1.4 Определение коэффициента пористости

Коэффициенты пористости характеризуются наименьшей изменчивостью. Коэффициенты пористости изменяются по Парсумурунскому от 18% (XXIV) до 24% (XV), по Северо-Западному от 20% (XXI) до 23%(XV) и по Хумурунскому куполам от 18% (XVIII) до 23% (XXII). Коэффициенты вариации имеют небольшие значения: от 0,07 до 0,22.
Самый крупный из рассматриваемых – Хумурунский купол на западе примыкает к центральной части Узеньского поднятия и отделен от неё тектоническим нарушением субмеридиального направления с амплитудой 10-15 м. Поднятие хорошо прослеживается на всех структурных картах, его размеры (по кровле XIV горизонта) 10,8х4 км, амплитуда 105м.
На Узеньской структуре установлено четыре тектонических нарушения, одно из которых прослежено по результатам бурения скважин, а остальные обосновываются несоответствием результатов опробования в соседних скважинах, следовательно, изолированностью залежей. Достоверно установленным является разрывное нарушение, расположенное в пределах Основного свода.

1.5 Определение коэффициента нефтенасыщенности.

Для оценки параметров нефтенасыщенных коллекторов проведена интерпретация данных ГИС по пробуренным скважинам. В разрезах этих скважин определены общие, эффективные, нефтенасыщенные толщины и рассчитаны величины kпр для каждого пласта. По данным ГИС в ВПЗ kпр.ср.взв. по пачкам имеет следующие значения: пачка А kпр.ср.взв. по толщине=0,312 мкм², пачки Б-Д kпр.ср.взв. по толщине=0,350 мкм², для ВПЗ в целом kпр.ср.взв.=0,339 мкм². Для НПЗ kпр.ср.взв. по толщине=0,096 мкм². Значения средней нефтенасыщенной толщины для ВПЗ пачка А Нэф.неф.ср= 15,6 м, пачки Б-Д Нэф.неф.ср=20,6 м, ВПЗ в целом Нэф.неф.ср=18,9 м, а для НПЗ Нэф.неф.ср=7,7 м.
Средние значения начальной нефтенасыщенности по куполам: Парсумурунскому от 0,60 (XIX) до 0,7 (XXI), Северо-Западному от 0,55 (XXIБ) до 0,64 (XXIА) и Хумурунскому от 0,57 (XVIII) до 0,63 (XXI, XXII).
Отложения XIX-XXIV (сверху вниз) горизонтов аален-байосского яруса средней юры представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса.



1.6 Определение проницаемости.

При определении коэффициентов проницаемости отмечается их большая изменчивость от 0,01 до 1мкм2, в связи с этим коэффициенты вариации достигают 1,94-2,29.
Коллекторские свойства (проницаемость) в разрезе XV горизонта колеблются от 0,01 до 1,0 мкм2, характеризуются большой степенью неоднородности. Для XV горизонта среднее значение проницаемости коллекторов составляет 0,179 мкм2, а вычисленные средние значения по блокам колеблются от 0,125 до 0,323 мкм2. Следует отметить характерную особенность пластов-коллекторов XV горизонта: при одинаковом параметре неоднородности (коэффициент вариации проницаемости равен 1,26) для четырех горизонтов основной залежи (XIII, XV, XVI, XVII) XV горизонт характеризуется наименьшей средней величиной проницаемости. Имеет менее благоприятные условия вытеснения нефти, чем сравниваемые горизонты. По данным ГИС значение средневзвешенной проницаемости для XV горизонта составляет kпр.ср.взв.=0,179 мкм2.
Коэффициенты проницаемости изменяются по Парсумурунскому от 0,06 мкм2 (XIX, XXI) до 0,32мкм2 (XV), по Северо-Западному от 0,077 мкм2 (XXI) до 0,397 мкм2 (XV) и по Хумурунскому от 0,057 мкм2 (XVIII) до 0,360 мкм2 (XXIII).
Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 0,01 до 1,0 мкм², однако большую часть низкопродуктивного разреза до 78% составляют пласты-коллектора с проницаемостью от 0,01 до 0,1 мкм².
Среднее значение проницаемости XIV горизонта не превышает 50·10-3 мкм2, что характерно для низкопроницаемых коллекторов. По данным ГИС значение средневзвешенной проницаемости для XIV составляет kпр.ср.взв.=0,247 мкм2.
По данным ГИС значение средневзвешенной проницаемости для XVI горизонта составляет kпр.ср.взв.=0,215 мкм2.

1.7 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

В юрской продуктивной толще Южного Мангышлака (включая и месторождение Узень) распространены гранулярные коллекторы порового типа. Промышленная продуктивность 13 горизонта связана с песчаниками и алевролитами, чьи емкостно-фильтрационные свойства обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части, составом и количеством цемента, способом цементации и иными литологическими факторами
В таблице 1.3 представлены средние значения и интервалы колебаний величин емкостно-фильтрационных параметров продуктивных пластов.
На 13 горизонте, залежи которых являются максимальными по размерам и содержат основные запасы нефти, приходится 40% всех выполненных анализов керна. В качестве нижнего предела проницаемости продуктивных пород-коллекторов при последнем подсчете запасов принята величина 0,001 мкм2. Нижний предел пористости при этом составляет 0,14. По составу зерен продуктивные коллекторы Узенского месторождения относятся к полимиктовым (граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым) породам. Проницаемость продуктивных коллекторов всех пачек 13 горизонтов колеблется пределах – от 0,001 до 7,301 мкм2.Максимально высокие средние значения проницаемости (0,582 и 0,669 мкм2) характерны для пачек «а» и «в» 13 горизонта.
Данные о начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов приведены в таблице 1.5. Диапазоны проницаемости приняты, исходя из следующих соображений. Первый диапазон – от нижнего предела проницаемости коллекторов до 0,050 мкм2 соответствует интервалу проницаемости, в котором принято выделять трудноизвлекаемые запасы. Следует отметить, что процент образцов, попадающих в этот диапазон (почти 40%), близок к доле трудноизвлекаемых запасов в общем объёме геологических запасов, содержащихся в 13-18 горизонтах. Далее выделены три диапазона с проницаемостью 0,050-0,300 мкм2, содержащие активные запасы, и три диапазона, с которыми связаны высокопродуктивные запасы в коллекторах проницаемостью более 300 мкм2. Выделение трёх диапазонов в каждой из этих групп учитывало равномерное распределение имеющихся образцов по диапазонам. ....