Геологическое строение и методы разработки Южно-Александровского нефтяного месторождения (Припятский прогиб) Курсовая работа (проект)

Припятский прогиб является крупнейшей солянокупольной областью Республики Беларусь, что позволяет достаточно полно характеризовать структурный план подсолевого ложа, отражающий современную структуру нижнего структурного яруса осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента (рисунок 1.1).

Продольные тектонические элементы - структуры второго порядка: 1 - Северная зона ступеней; 2 - Внутренний грабен; структуры третьего порядка: I -Речицко-Шатилковская, II - Червонослободско-Малодушинская, III - Заречинско-Великоборская, IV - Шестовичско-Сколодинская, V - Наровлянско-Ельская тектонические ступени, VI - Петриковско-Хобнинская зона осевых погруженных выступов н периклиналей. VII - Старобинская, VIII - Туровская депрессии; 3 - структуры четвертого порядка - зоны линейных приразломных поднятнй; внепорядковые структуры: Іа - Северная зона бортовых уступов, Уа - Южная зона бортовых уступов; поперечные тектонические элементы: ЗС - Западный сегмент, ЦС - Центральный сегмент, ВС - Восточный сегмент; зоны мозаичных поднятий: А - Дубровско-Валавская, Б - Примикашевичская; разломы листрические мантийного заложения: 4 - суперрегиональные; 5 - региональные, 6 -субрегиональные, 7 - листрические, сопутствующие мантийным; листрические коровые: 8 - субрегиональные: 9 - прочие; 10 - глубинный разлом, ограничивающий Припятский грабен на востоке; 11 - разломы доплатформенные, отражающиеся флексурно-разломными зонами чехла и ограничивающие поперечные сегменты и структуры; кинематические типы разломов: 12 - согласные сбросы; 13 - сдвиги; 14 - линия профиля ГСЗ-ОГТ; условные границы: 15 -Припятского прогиба; 16 - поперечных сегментов; 17- поперечных мозаичных поднятий Припятского прогиба; разломы (цифры в кружках); 1 -Жлобинскнй, 2 - Северо-Припятский, 3 - Южно-Припятский, 4 - Речицко-Вишанский основной, 4а - Речицко-Вишанский сопутствующий, 5 - Червонослободско-Малодушинский основной, 5а - Червонослободско-Малодушинский сопутствующий, 6 — Лоевский, 7 - Микашевичский, 8 - Азерецко-Великоборский, 9 -Шестовичско-Гостовский, 10 - Буйновичско-Наровлянский, 11 - Глусско-Березинский, 12 - Оземлинско-Первомайский, 13 - Дубровско-Ельский, 14 -Выступовичский, 15 — Копаткевичский, 16 - Сколодинскнй, 17 - Малынско-Туровский, 18 - Первомайско-Заозерный основной, 18а - Первомайско-Заозерный сопутствующий, 19 - Пержанско-Симоновичский.

Рассмотрим основные черты строения структурного яруса Припятского прогиба:

Южно-Александровское месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, в тектоническом плане – в восточной части Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. Оно приурочено к Александровско-Борщевсой зоне приразломных поднятий и представляет опущенное по разлому южное крыло Александровской структуры. Ближайшие нефтяные месторождения: Александровское, Дунайское и Борщевское.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе (нефтепровод «Дружба») через узел подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на Белорусском ГПЗ (газаперерабатывающем заводе).

Южно-Александровское месторождение введено в пробную эксплуатацию в ноябре 1981 года разведочной скважиной №6 фонтаном с начальным дебитом 104 т/сут безводной нефти.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с межсолевыми карбонатными отложениями елецко-задонского возраста. Общая вскрытая мощность елецко-задонской толщи изменяется от 2,5 м до 481 м.

Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная, эффективные нефтенасыщенные толщины в своде залежи достигают 197 м, при средней величине по залежи 86 м. Размеры залежи: 1,9 км * 1,2 км * 225 м.

Коллекторами являются доломиты порово-кавернового типа, доля пор в которых составляет 54% общей ёмкости. Средний коэффициент пористости равен 0,107 (при предельной пористости коллекторов 4,65%), а коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,849.

Промышленная нефтегазоносность Южно-Александровского месторождения связана с задонскими, елецкими и петриковскими отложениями. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещиноватые. Режим залежи упруго – водонапорный.

По промыслово-геофизическим данным и данным лаборатории подсчета запасов БелНИПинефть максимальные нефтенасыщенные толщины установлены в районе скважин 5, 19, 39, 40, 46, 49 и составляют 175-194 м. уменьшение толщин наблюдается к контуру нефтеносности. В районе скважин 32, 33 нефтенасыщенная мощность составляет 24,4-38 м. в районе скважин 6 и 52 она составляет 36-38 м.

Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина определена по данным ГИС – 86 м.

Для определения ВНК детальные испытания проведены в скважине 6. В результате этих испытаний из интервала 2988-3005 м получен приток чистой нефти, из интервала 3010-3021 м – приток пластовой воды.

По этим данным ВНК в разрезе скважины 6 находится в пределах абсолютных глубин – 2853-2858 м. Средняя отметка ВНК по ГИС составляет 2855,5 м. Для подсчета запасов нефти задонско-елецкого горизонта Южно-

Елецко-задонская залежь разделяется на две толщи: карбонатную и вулканогенную.

Вулканогенное тело, перекрывающее карбонатную толщу является ложным флюидоупором, содержащим в своем разрезе и продуктивные интервалы, нередко характеризующиеся хорошими коллекторскими свойствами.

Коэффициент пористости для вулканогенной толщи – 0,047, нефтенасыщенности – 0,66. В результате испытания в колонне интервала 2771-2790 м (петриковский горизонт) получен приток нефти дебитом 1,7 м3/сут.

Нефть месторождения довольно высокого качества. Газосодержание – 323 м3/см3, объемный коэффициент – 1,935, плотность – 0,585 г/см3. Согласно СТБ ГОСТР 81858-2003, нефть является малосернистой – 0,07% масс. серы, особо легкой по значению плотности – 803,6 кг/м3. Содержание парафина составляет 5,31% масс., выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 200°С, составляет 35,0% об., до 300°С – 58,0% об. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 2,01% масс., т.е. нефть является малосмолистой.

Залежь нефти елецко-задонского горизонта.

Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении – 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило – 131,17 м3/т (таблица 3.1).

Физико-химические свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2002, нефть является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание парафина составляет 5,77% массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС – 44,5% объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,87% массовых, т.е. нефть является смолистой (таблица 3.2).

В составе газа стандартной сепарации содержится 0,619% объемных неуглеводородных компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3.

Пластовые воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 3.3.

За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось 32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин – вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1 была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 – добывающих, 1 – нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2015

Наименование	Категория скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	24
	Возвращены с других горизонтов	1
	Новые стволы	7
	Всего	32
	В том числе:
	Действующие	13
	из них: - фонтанные	-
	- ЭЦН	9
	- ШГН	4
	- газлифт	-
	Бездействующие	1
	В освоении после бурения	1*
	В консервации	-
	Переведены под закачку	4
	Переведены на другие горизонты	1
	Ликвидированные	6
	Контрольные	6
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	1
	Возвращены с других горизонтов	-
	Переведены из добывающих	4
	Всего	5
	В том числе:
	Под закачкой	3

Общие требования.

1. Геофизические работы в скважинах выполняются специализированными геофизическими организациями, подразделениями (далее – подрядчик).

2. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя геологоразведочной организации (далее – заказчик). К геофизическим работам могут привлекаться работники заказчика и его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследования [49].

3. Общее руководство геофизическими работами при привлечении работников заказчика к производству геофизических работ возлагается на представителя геофизической организации (начальника отряда, партии).

4. Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя на весь период проведенных работ. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом, подписанным заказчиком и подрядчиком.

5. Площадка для размещения геофизического оборудования должна обеспечивать ширину прохода между оборудованием не менее 3 м, но быть не менее 10x10 м и возможность установки каротажного подъемника в горизонтальном положении с видимостью с места мостков и устья скважины; иметь твердое покрытие в заболоченных районах; иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию в аварийных ситуациях своим ходом или буксировкой другими транспортными средствами; располагаться так, чтобы исключить скопление отработанных газов при работе двигателей внутреннего сгорания (далее – ДВС), подъемника; не располагаться в понижениях рельефа, в траншеях и тому подобном; освещаться в темное время суток в соответствии с требованиями раздела XI настоящих Правил [49].

6. Электрооборудование буровой установки перед проведением геофизических работ должно быть проверено на соответствие требованиям ТНПА и отвечать следующим дополнительным требованиям:

- для подключения геофизического оборудования и аппаратуры к силовой или осветительной сети у края площадки, предназначенной для размещения оборудования, должна быть установлена электрическая точка-щит с отключающим устройством и унифицированной четырехполюсной розеткой на напряжение 380 В и двумя трехполюсными розетками на 220 В с заземляющими контактами;

- должно быть обозначено место для подсоединения к контакту заземления буровой у края мостков отдельных заземляющих проводников

Тема курсовой работы «Геологическое строение и методы разработки Южно-Александровского нефтяного месторождения (Припятский прогиб)».

Рассматривая особенности геологии и разработки нефти и газа на месторождении, мы сделали следующие выводы:

1. Выделяют залежи елецко-задонские и петриковского месторождения.

2. В настоящее время разработка залежей изучаемых месторождений осуществляется с использованием системы поддержания пластового давления.

3. В целом реализуемую на залежи нефти семилукского горизонта систему разработки можно считать эффективной, однако для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов требуется увеличение добывающего фонда скважин и организация системы поддержания пластового давления.

4. Залежь нефти воронежского горизонта находится на третьей стадии разработки.