АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ (ГТМ) НА СКВАЖИНАХ ГОРБУНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

Актуальность темы
Как отмечалось ранее, основная причина наметившегося отставания го-довых отборов нефти по Горбуновскому месторождению и в частности по основному объекту АВ1-2 обусловлена невыполнением проектных объемов буровых работ, а также недостаточно высоким уровнем исполь-зования добы-вающего фонда скважин. Сложившееся состояние фонда скважин объектов месторождения, тенденции в нефтедобыче не обеспечи-вают достижение утвержденных коэффициентов извлечения нефти. Осо-бенно это касается объ-екта АВ1-2 ставшего предметом анализа в данном проекте.
Цель работы: анализ эффективности проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах Горбуновского месторож-дения
Основные задачи исследования:
- изучить геологию и физико-химические свойства скважинной про-дукции.
- привести обобщенные данные о состоянии геолого-геофизической изученности месторождения.
- рассмотреть краткую геолого-физическую характеристику про-дуктивного пласта.
- провести анализ эффективности применения ГТМ на месторожде-нии.
- провести анализ программы применения методов на проектный период.
- сделать сравнение проектных и фактических показателей внедре-ния ГТМ на исследуемом объекте.
- провести анализ эффективности выполнения геолого-технических мероприятий на месторождении (пласте, объекте разработки).
- описать проектирование ГТМ на выбранном объекте.
- рассмотреть характеристику и анализ фонда скважин.
- произвести выбор скважины-кандидата для проведения ГТМ.
- произвести технический расчет выбранной технологии воздействия на пласт .
- произвести обобщенную оценку структуры затрат на реализацию геолого-технического мероприятия.

1.2 Обобщенные данные о состоянии геолого-геофизической
изученности месторождения

АРХЕЙ
Породы кристаллического фундамента вскрыты в 16 скважинах на глубину до 72 м. Представлены породы гранито-гнейсами.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
Отложения девонской системы представлены двумя отделами – средним и верхним. На размытую поверхность кристаллического фунда-мента налегают отложения девонской системы, представленные двумя комплексами пород – терригенными и карбонатными.
Терригенный комплекс – это песчано-глинистые отложения живет-ского яруса и пашийского, тиманского горизонтов франского ярусов.
Общая толщина терригенного комплекса составляет 176-274 м.
Карбонатный комплекс сложен глинистыми известняками саргаев-ского и доманикового горизонтов и известняками верхнефранского подъ-яруса и фаменского яруса.
Общая толщина карбонатного девона колеблется от 286 до 575 м.
Средний девон
Отложения среднего девона представлены терригенно-карбонатными породами живетского яруса.
Общая толщина среднего девона составляет 47 – 103 м.
Живетский ярус
Отложения живетского яруса представлены терригенно-карбонатными породами воробьевского, ардатовского и муллинского го-ризонтов.
Толщина живетского яруса составляет 47 – 103 м.
Воробьевский горизонт
Отложения воробьевского горизонта представлены глинами ко-ричневатыми и табачно-зелёными, частью алевролитистыми, алевролита-ми.
Толщина воробьевского горизонта составляет 9 - 19 м.
Ардатовский горизонт
Отложения ардатовского горизонта представлены песчаниками светло - и коричневато-серыми, глинами черными и темно-серыми, тон-кослоистыми.
Толщина ардатовского горизонта составляет 35 - 80 м.
Муллинский горизонт
Отложения муллинского горизонта представлены глинами темно-серыми с прослоями алевролитов.
Толщина муллинского горизонта составляет 3 - 11 м.
Верхний девон
Отложения верхнего девона представлены франским и фаменским ярусом.
Общая толщина верхнего девона составляет 415 – 718 м.
Франский ярус
Франский ярус представлен терригенно-карбонатными породами пашийского, тиманского, саргаевского, доманикового, мендымского, во-ронежского, евлановского и ливенского горизонтов.
Общая толщина франского яруса составляет 266 – 400 м.
Пашийский горизонт
Отложения пашийского горизонта представлены песчаниками светло-серыми, тонкозернистыми с прослоями алевритистых, темно-серых глин.
Толщина пашийского горизонта составляет 49 - 76 м.
Тиманский горизонт
Отложения тиманского горизонта представлены алевролитами темно-серыми глинистыми, песчаниками светло-серыми тонкозернистыми, трещиноватыми, встречаются прослои известняка коричневато-серого, плотного, трещиноватого.
Толщина тиманского горизонта составляет 51 - 85 м.
Саргаевский горизонт
Отложения саргаевского горизонта представлены глинами с про-слоями известняков серых, темно-серых, пелитоморфных и алевролитами темно – серыми глинистыми.
Толщина саргаевского горизонта составляет 19 - 23 м.
Доманиковый горизонт
Отложения доманикового горизонта представлены известняками темно-серыми до черных, крепкими, местами окремнелыми, слоистыми, трещиноватыми.
Толщина доманикового горизонта составляет 26 - 41 м.
Мендымский горизонт
Отложения мендымского горизонта представлены известняками и доломитами темно-серыми до черных, крепкими, слоистыми, трещинова-тыми.
Толщина мендымского горизонта составляет 55 м.
Воронежский, евлановский и ливенский горизонт
Отложения воронежского, евлановского и ливенского горизонтов представлены известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, местами загипсованными.
Толщина воронежского, евлановского и ливенского горизонтов со-ставляет 66 - 120 м.
Фаменский ярус
Выше по разрезу залегают карбонатные отложения фаменского яруса. Слагающие породы представлены известняками тёмно-серыми ино-гда чёрными, местами полосчатыми, нередко окремнелыми, доломитизи-рованными, плотными, крепкими, слоистыми, трещиноватыми.
Толщина фаменского яруса составляет 149 - 318 м.
каменноугольная система
Отложения каменноугольной системы представлены тремя отдела-ми – нижним, средним и верхним.
Нижний карбон
Отложения нижнего карбона представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Общая толщина нижнего отдела составляет 268-522 м.
Турнейский ярус
Нижний отдел начинается известняками турнейского яруса. Извест-няки серые органогенно-обломочной структуры, микрокристаллические, средней плотности. Известняки существенно размыты, а в ряде скважин (№№ 2, 22, 6) полностью размыты и здесь на породы фаменского яруса налегают терригенные отложения радаевского горизонта. Там, где отло-жения турнейского яруса присутствуют, отложений радаевского горизонта нет.
В кровельной части турнейского яруса известняки пористые, нефте - и водонасыщенные (пласт В-1).
Толщина турнейского яруса составляет 0 - 147 м.
Визейский ярус
Выше по разрезу залегают терригенно-карбонатные отложения ви-зейского яруса. Подошвенная часть визейского яруса представлена песча-но-глинистыми отложениями радаевского, бобриковского, тульского го-ризонтов. Окские отложения слагают кровельную часть визейского яруса.
Толщина визейского яруса составляет 185 - 239 м.
Радаевский горизонт
Отложения радаевского горизонта наблюдаются только в районе прогиба между Центральным и Восточным куполами Горбуновского под-нятия и представлены преимущественно глинистыми породами.
Толщина радаевского горизонта составляет 5 - 7 м.
Бобриковский горизонт
Отложения бобриковского горизонта прослеживаются по всей тер-ритории месторождения. Максимальная толщина их также приурочена к зоне прогиба.
Бобриковский горизонт сложен на всех поднятиях терригенными породами: разно - и мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с про-слоями глин темно – серых, углефицированных.
К этим отложениям приурочен промышленно нефтеносный пласт Б-2.
Толщина бобриковского горизонта составляет 14 - 40 м.
Тульский горизонт
Известняки, залегающие в подошве тульского горизонта (тульская плита), служат покрышкой для пласта Б-2. Известняки темно-серые, серые, глинистые. Толщина тульского известняка составляет 2-5м. Выше по раз-резу тульские отложения представлены песчано-глинистой пачкой пород.
Общая толщина тульского горизонта 10-18 м.
Окский надгоризонт
Отложения окского надгоризонта представлены известняками и доломитами. Известняки серые, темно-серые с коричневым оттенком, мик-рокристаллические, доломитизированные, плотные, местами загипсован-ные, трещиноватые. Доломиты серые, кристаллические, участками окрем-нелые.
Толщина окского надгоризонта составляет 161 - 181 м.
Серпуховской ярус
Заканчивается нижний отдел карбонатными породами серпухов-ского яруса.
Слагающие породы представлены известняками серыми, кристал-лическими, зернистыми, водонасыщенными, крепкими с прослоями доло-митов светло – серых, кристаллически зернистых кавернозных.
Толщина яруса составляет 83-136 м.
СРЕДНИЙ карбон
Средний отдел представлен известняками башкирского яруса, кар-бонатными и песчано-глинистыми отложениями верейского горизонта, карбонатными отложениями каширского, подольского, мячковского гори-зонтов.
Общая толщина среднего отдела составляет 361-495 м.
Башкирский ярус
Отложения башкирского яруса представлены известняками орга-ногенными, серыми, микрокристаллическими, трещиноватыми, пористы-ми, неравномерно нефтенасыщенными.
В кровельной части башкирского яруса, по данным ГИС, керна и опробований ИПТ, выделяется перспективный пласт А-4.
Промышленная нефтеносность этих отложений не установлена.
Толщина башкирского яруса составляет 32-48 м.
Московский ярус
Московский ярус представлен отложениями верейского, каширско-го, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонт
Отложения верейского горизонта представлены переслаиванием известняков органогенных, серых, микрокристаллических, трещиноватых, пористых, местами нефтенасыщенных с прослоями глин темно-серых, плотных, встречаются прослои алевролитов.

1.3 Краткая геолого-физическая характеристика
продуктивного пласта

Восточный купол включает в себя пласты Б2 и В1. на данный мо-мент добыча ведется только с пласта Б2.
Пласт Б2
По результатам бурения поисково-разведочной скв. 1 была откры-та залежь нефти в пласте Б2, который является основным продуктивным пластом. В некоторых скважинах в подошве бобриковского горизонта вы-деляется пласт Б3. Нефтенасыщенность пласта Б3установлена в скв. 40, 41, 42, 45. На основной части купола пласт Б3 не выделяется.
Пласт Б2 состоит, в основном, из 1-2 проницаемых пропластков, достигая 6-ти в скв. 61, толщиной от 0,4 до 17,5 м (скв. 52). Толщина плотных пропластков изменяется от 0,3 до 4,4 м. Общая толщина пласта по скважинам меняется от 4 до 21,5 м. Суммарная эффективная толщина достигает 20 м в скв. 52. Коэффициент расчлененности по залежи равен 2,0, а песчанистости – 0,9.
Водонефтяной контакт по залежи Восточного купола принят на аб-солютной отметке минус 1133 м. Так, в скв. 5 подошва нефтенасыщенного пропластка отмечается по ГИС на абсолютной отметке минус 1133,6 м, что подтверждается получением притока нефти из интервала перфорации 1367-1373 (-1127,6-1133,6) м. В скв. 6в по данным ГИС водонефтяной контакт отбивается на абсолютной отметке минус 1132,8 м. В скв. 46 ВНК по данным ГИС отбивается на абсолютной отметке минус 1130,2 м, а в скв. 47 подошва нефтенасыщенного пропластка отмечается на абсолютной отметке минус 1135 м, в этой скважине при нижней дыре перфорации ми-нус 1131,4 м получен приток нефти. В скв. 50 пласт нефтенасыщен до аб-солютной отметки минус 1134,1 м. Остальные скважины имеют значитель-ную кривизну или вскрыли залежь преимущественно в сводовой ее части.
По типу залежь является пластовой, размеры ее составляют 2,6х1,6 км, высота залежи 46 м.
В кровельной части турнейского яруса на глубине 1350 м залегает продуктивный пласт В1. Покрышкой для залежи служат глины бобриков-ского горизонта. Пласт представлен карбонатными породами. Коллекто-рами являются пористые органогенные известняки, которые имеют неод-нородный характер, обусловленный размывом турнейских отложений. Промышленно нефтеносен пласт В1 только на Восточном куполе Горбу-новского поднятия.

1.4 Физико-химические свойства скважинной продукции

Физико-химические свойства нефти и газа Горбуновского место-рождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» и институ-том «Гипровостокнефть».
При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при 20°С, т. е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на место-рождении, поэтому такие параметры нефти и газа как: плотность разгази-рованной нефти, пересчётный коэффициент, газовый фактор, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчётным пу-тём, по данным стандартных исследований глубинных проб.
Восточный купол
Пласт Б2
Параметры нефти и газа определены по трём глубинным пробам из скважин 1 (две пробы), 7 и четырём поверхностным пробам из скважин 1 (две пробы), 5, 7.
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,920 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой темпе-ратуре – 4,9 МПа, газосодержание – 11,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 98,0 мПа⋅с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти составила 0,927 г/см3, газовый фактор – 9,8 м3/т, объём-ный коэффициент – 1,020, динамическая вязкость разгазированной нефти – 217,0 мПа⋅с.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое со-держание серы 4,60 %), высокосмолистая (17,44 %), парафиновая (4,78 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 30 %.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: серо-водорода – 5,73 %, азота – 38,24 %, метана – 22,83 %, этана – 15,66 %, пропана – 8,94 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 13,93 %, гелия – 0,048 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,028.
Пласт В1
Физико-химические свойства нефти и газа пласта определены по данным исследования одной глубинной пробы из скважины № 3 и трёх поверхностных проб из скважин № 3, 41, 101.
По результатам исследований указанных выше проб и произведен-ных расчётов были приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти – 915,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пла-стовой температуре (310С) – 3,53 МПа, газосодержание – 10,00 м3/т, ди-намическая вязкость пластовой нефти – 124,90 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 930,0 кг/м3, газовый фактор – 11,28 м3/т, объёмный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость разгазиро-ванной нефти – 192,30 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях следу-ющие: сероводорода – 0,63 %, углекислого газа – 2,13 %, азота – 35,72 %, гелия –0,043 %, метана – 19,53 %, этана – 16,81 %, пропана – 14,78 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,18 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,132, а теплотворная способность газа – 42759,4 кДж/м3. По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,23 %), смолистая (12,40 %), парафиновая (3,27 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 32,0 %.
Выводы и рекомендации.
Горбуновское месторождение относится к Северной группе место-рождений Самарской области и числится на балансе. Добычу нефти ведет цех №1 . В региональном тектоническом плане Горбуновская структура располагается на юго-западном склоне Татарского свода в пределах Шен-талинского выступа кристаллического фундамента. Тектоническое строе-ние по верхнему плану изучено структурным бурением, а по глубоким го-ризонтам – сейсморазведкой МОВ и МОГТ. По товарной характеристике нефть пласта Б2 высокосернистая (массовое содержание серы 4,60 %), вы-сокосмолистая (17,44 %), парафиновая (4,78 %), динамическая вязкость пластовой нефти – 98,0 мПа⋅с.
По товарной характеристике нефть пласта В1 высокосернистая (массовое содержание серы 4,23 %), смолистая (12,40 %), парафиновая (3,27 %), динамическая вязкость разгазированной нефти – 192,30 мПа·с.
Пласт Б2 приурочен к отложениям бобриковского горизонта, пред-ставлен песчаником максимальной толщиной 7,8 м. Покрышкой для пла-ста Б2 служат известняки, залегающие в подошве тульского горизонта (тульская плита). Залежь нефти пласта Б2 пластового типа.
Пласт В1 залегает в кровельной части турнейского яруса, пред-ставлен известняками пористыми, нефте - и водо-насыщенными, макси-мальной толщиной 4 м. Залежь нефти пласта В1 массивного типа, приуро-чена к Восточному куполу Горбуновского поднятия. 


2. Технико-технологическая часть.
2.1 Анализ эффективности применения ГТМ на месторождении

Эффективность разработки нефтяных месторождений во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе строительства скважин и в ходе их последующей эксплуатации происходит повреждение призабойной зоны и ухудшение коллекторских свойств пласта.