Курсовая работа по Нефтегазовое дело на тему Анализ обводнения скважин на федоровском месторождении

Введение
Основная причина наметившегося отставания годовых отборов нефти по Федоровскому месторождению обусловлена невыполнением проектных объемов буровых работ, а также недостаточно высоким уровнем использования добывающего фонда скважин. Сложившееся состояние фонда скважин объектов месторождения, тенденции в нефтедобыче не обеспечивают достижение утвержденных коэффициентов извлечения нефти.
Цель работы: анализ эффективности проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах Федоровского месторождения.
Основные задачи исследования:
- изучить геологию и физико-химические свойства скважинной продукции.
- привести обобщенные данные о состоянии геолого-геофизической изученности месторождения.
- рассмотреть краткую геолого-физическую характеристику продуктивного пласта.
- провести анализ эффективности применения ГТМ на месторождении.
- провести анализ программы применения методов на проектный период.
- сделать сравнение проектных и фактических показателей внедрения 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 глава Геологическая часть
1.1. Географическая характеристика района работ
Фёдоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной №62, в которой при опробовании пласта БС10 был получен первый промышленный приток нефти.
Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного Округа Тюменской области в 25-30 км к северу от г. Сургута и в 10 км к северо-востоку от Западно-Сургутского месторождения в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск-Усть-Балык-Омск.
В орографическом отношении район представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Обь. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.
В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.
Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев. пластовый давление вода
Площадь месторождения составляет около 1900 км2, плотность нефти - 0,85-0,9 г/см3. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации) и разрабатываемым (характер промышленного освоения).
Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.
Разработку Федоровского месторождения ведёт нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть» (НГДУ «ФН») является одним из структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

1.2. Краткая геологическая характеристика 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 фундамента налегают отложения девонской системы, представленные двумя комплексами пород – терригенными и карбонатными.
Терригенный комплекс – это песчано-глинистые отложения живетского яруса и пашийского, тиманского горизонтов франского ярусов.
Общая толщина терригенного комплекса составляет 176-274 м.
Карбонатный комплекс сложен глинистыми известняками саргаевского и доманикового горизонтов и известняками верхнефранского подъяруса 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 горизонтов.
Толщина живетского яруса составляет 47 – 103 м.
Воробьевский горизонт
Отложения воробьевского горизонта представлены глинами коричневатыми и табачно-зелёными, частью алевролитистыми, алевролитами.
Толщина воробьевского горизонта составляет 9 - 19 м.
Ардатовский горизонт
Отложения ардатовского горизонта представлены песчаниками светло - и коричневато-серыми, глинами черными и темно-серыми, тонкослоистыми.
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, воронежского, 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 прослоями 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, трещиноватыми.
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 составляет 66 - 120 м.
Фаменский ярус
Выше по разрезу залегают карбонатные отложения фаменского яруса. Слагающие породы представлены известняками тёмно-серыми иногда чёрными, местами полосчатыми, нередко окремнелыми, доломитизированными, плотными, крепкими, слоистыми, трещиноватыми.
Толщина фаменского яруса составляет 149 - 318 м.
каменноугольная система
Отложения каменноугольной системы представлены тремя отделами – 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. Известняки 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 отложения 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 визейского яруса. Подошвенная часть визейского яруса представлена песчано-глинистыми отложениями радаевского, бобриковского, тульского горизонтов. 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 и представлены преимущественно глинистыми породами.
Толщина радаевского горизонта составляет 5 - 7 м.
Бобриковский горизонт
Отложения бобриковского горизонта прослеживаются по всей территории месторождения. Максимальная толщина их также приурочена к зоне прогиба.
Бобриковский горизонт сложен на всех поднятиях терригенными породами: разно - и мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями 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 разрезу 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, микрокристаллические, доломитизированные, плотные, местами загипсованные, трещиноватые. Доломиты серые, кристаллические, участками окремнелые.
Толщина окского надгоризонта составляет 161 - 181 м.
Серпуховской ярус
Заканчивается нижний отдел карбонатными породами серпуховского яруса.
Слагающие породы представлены известняками серыми, кристаллическими, зернистыми, водонасыщенными, крепкими с прослоями доломитов светло – серых, кристаллически зернистых кавернозных.
Толщина яруса составляет 83-136 м.
СРЕДНИЙ карбон
Средний отдел представлен известняками башкирского яруса, карбонатными и песчано-глинистыми отложениями верейского горизонта, карбонатными отложениями каширского, подольского, мячковского горизонтов.
Общая толщина среднего отдела составляет 361-495 м.
Башкирский ярус
Отложения башкирского яруса представлены известняками органогенными, серыми, микрокристаллическими, трещиноватыми, пористыми, 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, каширского, 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. Характеристика продуктивных пластов
Восточный купол включает в себя пласты Б2 и В1 на данный момент добыча ведется только с пласта Б2.
Пласт Б2
По результатам бурения поисково-разведочной скв. 1 была открыта залежь нефти в пласте Б2, который является основным продуктивным пластом. В некоторых скважинах в подошве бобриковского горизонта выделяется 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 абсолютной 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 минус 1131,4 м получен приток нефти. В скв. 50 пласт нефтенасыщен до абсолютной отметки минус 1134,1 м. Остальные скважины имеют значительную 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 бобриковского горизонта. Пласт представлен карбонатными породами. Коллекторами являются пористые органогенные известняки, которые имеют неоднородный характер, обусловленный размывом турнейских отложений. Промышленно нефтеносен пласт В1 только на Восточном куполе.