4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

Геолого-физическая характеристика месторождения

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И СОСТОЯНИЕ.. 4

РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ.. 4

1.1. Общие сведения по месторождению.. 4

1.2. Краткая характеристика района работ. 4

1.3. Краткая история разведки Осинского месторождения. 4

1.4. Геолого-физическая характеристика месторождения. 5

1.5. Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения. 8

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 13

2.1. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Выбор скважины для проектирования эксплуатации, её характеристика. 13

2.2. Освоение и гидродинамические исследования скважины, характеристика её призабойной зоны, способы воздействия на призабойную зону. 14

2.3. Анализ данных исследований, характеристика призабойной зоны. 25

2.4.Расчет условий фонтанирования скважины и распределения давлений в эксплуатационной колонне и колонне НКТ. 27

2.5.Расчет распределения давлений в колонне НКТ и ЭК.. 30

2.6. Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы. 35

3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 41

4. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. 42

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И СОСТОЯНИЕ

РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

Общие сведения по месторождению

Осинское месторождение расположено на территории Осинского района Пермской области в 120 км к юго-западу от областного центра.

Сообщение с областным центром — городом Пермь возможно автотранспортом по автодороге Оса — Крылово — Кукуштан — Пермь и водным путем. Последнее осуществляется через порт Оса, который находится в непосредственной близости с месторождением.

Расстояние от Осы до Перми по автодороге — 140 км. Внутри развита сеть грунтовых и проселочных дорог.

К крупным населенным пунктам в описываемом районе следует отнести деревни Симаково, Сергеево, Тишково, Устиново, Новозалесное.

В прилегающих к месторождению районах получила развитие нефтедобывающая промышленность.

Ближайшими месторождениями, являются Тулвинское, Маячное.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Направление сельского хозяйства — животноводческое со значительными посевами зерновых. Часть населения занята на лесоразработках и в нефтяной промышленности.

Краткая характеристика района работ

В орфографическом отношении изучаемый район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную оврагами и речками с крутыми склонами. Наиболее высокие отметки рельефа приурочены к верховьям реки Ивановка.

На площади месторождения интенсивно развита овражная сеть. Склоны долин рек, оврагов часто залесены и заболочены. Лес занимает до 30 % всей площади. Климат района континентальный, умеренный.

Среднегодовое количество осадков варьирует в пределах 500-600 мм.

Краткая история разведки Осинского месторождения

Осинское месторождение открыто в 1960 году.

Промышленная нефтеносность установлена в корбонатных башкиро-серпуховских отложениях (пласты Бш0,Бш1,Бш2,БшЗ,Срп).

Месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1963 года.

В разработку вовлечены в основном запасы нефти двух верхних пластов Бш1,Бш2, практически отсутствует выработка в нижележащих пластах Срп и БшЗ при совместном вскрытии в одной скважине.

Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1964 году, залежь рассматривалась как единый эксплуатационный объект с этажом нефтеносности 100 метров.

Однако, проектной добычи достигнуть не удалось и в 1972 году был составлен новый проект разработки месторождения, в котором предусматривалось ряд изменений по разработке месторождения в частности по серпуховской и башкирской залежи.

В 1978 году была составлена «Уточненная технологическая схема разработки месторождения», которая не предусматривала существенного изменения сложившейся системы разработки.

В 1979 году составлен новый проект разработки, в нем были выделены следующие положения:

· выделение в разрезе башкирского яруса двух самостоятельных объектов разработки пластов Бш1+2 и БшЗ;

· применение боковой трехрядной системой разработки в центральной части залежи пластов Бш1+2 с переходом на периферийных участках на площадное заводнение с размещением проектных скважин;

· вовлечение в активную разработку запасов нефти периферийных зон путем бурения на пласт Бш1+2 280 скважин основного фонда (200 добывающих и 80 нагнетательных), при общем проектном фонде 923 скважины;

В соответствии с проектом 1979 года бурение скважин начато во второй половине 1986 года.

На данное время месторождение находится в третьей стадии разработки, отобрано 35 млн.т нефти (58 % извлекаемых запасов). Небольшое количество скважин из-за высокой обводненности работает с дебитом ниже предела экономической рентабельности. Действующий фонд нагнетательных скважин в 3 раза меньше проектного. Большое количество скважин ликвидировано или находится в ожидании ликвидации.

Геолого-физическая характеристика месторождения

1.4.1. Характеристика геологического строения. Стратиграфия и литология

При бурении структурных, поисковых и разведочных скважин на Осинском месторождении вскрыт и изучен разрез от четвертичной системы до вендского комплекса. Максимальная вскрытая глубина отложений 2276 метров (скважина №15).

Отложения бородулинской свиты вендского комплекса представлены алевролитами с прослоями аргилитов. Вскрытая толщина до 60 метров.

Девонская система представлена средним и верхними отделами.

Отложения терригенного девона в объеме эйфельского, живетского ярусов, пашийского и кыновкого горизонтов на Осинской и Елпачихинской площадях отнесен к впадинному типу разреза (толщина 61-101м).

Карбонатные отложения девонской системы (выше кыновского горизонта) и турнейского яруса каменоугольной системы на Осинской площади принадлежат к рифовому типу внешней гряды мелководного шельфа (толщина 408-727м).

Терригенные отложения визейского яруса в составе Малиновского и яснополянского (бобриковский и нижняя часть тульского горизонта) надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая толщина 55-125м.

К проницаемым известнякам кровли серпуховского яруса приурочена промышленная залежь нефти (пласт Срп).

Верхняя часть тульского горизонта и серпуховского яруса представлены известняками и доломитами. Толщина 218-328м.

В среднекаменноугольном отделе выделяется башкирский (толщина 51-85м) и московский (толщина 270-3 04м) ярусы, представленные карбонатными породами с прослоями аргиллитов в верейском горизонте. К проницаемым разностям органогенно-детритовых известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3).

Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 136-197м.

Нижний отдел пермской системы представлен ассельско-сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.

Ассельско-сакмарский ярус сложен известняками с прослоями зернистого доломита. Толщина 140-210м.

Артинский ярус представлен доломитами и известняками детритовыми с прослоями ангидрита. Толщина 36-85м.

Кунгурский ярус представлен доломитами ангидритизированными. Толщина 95-40м.

Верхнепермские отложения представлены уфимско-казанским ярусом, в составе которого выделяются Соликамский и шешминский горизонты, и белебеевская серия.

Соликамский горизонт представлен чередованием известняков, доломитов, глин, песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 50м.

Шешминский горизонт и белебеевская серия сложены глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 270м.

Четвертичные отложения представлены суглинками, глинами, песчаниками и алевролитами. Толщина их до 20м.

В тектоническом отношении Осинское поднятие расположено в центральной части Осинского вала. По кровле карбонатных отложений башкирского яруса поднятие представляет собой неправильной формы ассиметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания.

Размер поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 970м — 17×9,5 км, амплитуда — 85 м. Углы падения крыльев: восточного 2°54' — 1°54', западного до 0°10' -1°00'.

Размеру башкиро-серпуховской залежи 36,5×12 — 15км, ширина водонефтяной зоны — 0,70-3,68км, этаж нефтеносности 117м.

В разрезе отложений выделены 5 продуктивных плстов Бш0, Бш1, Бш2, Бш3 — в башкирском ярусе и Срп — визейском ярусе.

Залежь пласта Бш0 — литологически-экранированная, пластов Бш1, Бш2, Бш3 — пластово-сводовые, пласта Срп — массивная.

1.4.3. Нефтеносность

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского прикамья, на Осинском месторождении промышленно-нефтеносными являются окско-башкирский (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Срп) и эйфельско-кыновский (пласт Кн на Елпачихинском поднятии).

Окско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Башкирская продуктивная толща поделена по данным ГИС на 4 проницаемые пачки, разделенных плотными карбонатами. Каждая из выделенных пачек представляет собой самостоятельный объект подсчета — плас (Бш0,Бш1,Бш2,Бш3).

В скважинах, пробуренных после подсчета 1972 года, перфорация проведена в основном на 2-5 метра выше ВНК.

Проведенный анализ показал, что обводнение скважины происходит за счет подтягивания закачиваемой воды (плотностью 1,1-1,04г/см3) при недостаточно качественном цементаже обсадных колонн.

Большинство пробуренных скважин, расположено в непосредственной близости от нагнетательных рядов, т.е. попадают в хорошо промытые зоны пласта, чем и объясняется, в основном, быстрое обводнение добываемой продукции.

Поэтому, несмотря на получение воды на отметках выше ВНК, предлагается водонефтяной контакт оставить прежним, единым для всех пластов. Результаты опробования скв. 890 и 2110 подтверждают принятый ВНК.

Пласт Бш0

Проницаемый пласт Бш0 залегает на 1,5-5 м ниже стратиграфической кровли яруса, непосредственно под уплотненными породами.

Общая толщина пласта составляет, в среднем 8,8 м. В 38% скважин пласт замещен плотными породами.

Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,0 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,6 м.

Из вновь пробуренных скважин (617,1003,2202,2205,2245,2312) нефтенасыщенный керн поднят в объеме 5,9 м.

Залежь объединяет оба поднятия: Осинское и Елпачихинское. Размеры ее 3,8-14,5×33,3 км, высота 116 м.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.

Пласт Бш1

Стратиграфическая граница пласта проведена на 1,8-2 м ниже подошвы пласта Бш0. Покрышкой являются глинитые известняки.

Пласт Бш1 более выдержан по площади (замещен лишь в 12 скважинах) и по разрезу.

Общая толщина пласта составляет в среднем 7,2 м, при диапазоне изменения от 4,5 до 11,6м.

В разрезе пласта выделено до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 5,2 м.

Нефтенасыщенный керн отобран из скважин 234бис, 1003,1004,2002, 2205, 2206, 2245, 2312, 2532 в объеме 15,4 м.

Залежь единая для обоих поднятий. Размеры ее 4,5-15,0×33,7 км, высота 104 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт эксплуатируется совместно с пл. Бш2 с 1963 г. Накопленная добыча нефти составила 31746 тыс. т.

Пласт Бш2

Основной башкирский пласт Бш2 отделяется от пласта Бш1 небольшой толщей 0,8-4 м глинистых известняков.

Пласт распространен повсеместно, лишь в скв. 28 и 325 замещен плотными породами.

Общая толщина пласта сотавляет в среднем 24,8 м, при интервале изменения от 16,6 до 35,6 м, эффективная изменяется от 0,6 до 17,6 м, в разрезе пласта выделяется до 23 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,2 м.

Из скважин, пробуренных после 1972 года (234бис, 293, 871, 1003, 1004, 2202, 2205, 2206, 2213, 2245, 2312 и 2532) отобран нефтенасыщенный керн в объеме 33,1 м.

Залежь объединяет оба поднятия, размеры ее 3,8-14,5×23 км, высота 98 м.

В пласте Бш2 сосредоточены основные запасы нефти (45%). Пласт разрабатывается совместно с пл. Бш1 с 1963 г. На 1.01.98 г. добыто 31746 тыс. т. нефти.

Пласт Бш3

Проницаемый пласт, приуроченный к подошве башкирского яруса, имеет повсеместное распространение (замещен в 27 скважина).

Общая толщина пласта составляет, в среднем 12 м, эффективная изменяется от 0,4 до 9,8 м, в разрезе пласта выделяется до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,6 км.

Нефтенасыщенный керн поднят в объеме 8,4 м из вновь пробуренных скважин (234бис, 871, 1003, 1004).

Нижний башкирский пласт опробован, в основном, совместно с другими пластми, за исключением скв. 2344 и 2450.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее в границах принятого ВНК 7,6×10 км, высота 71 м.

Серпуховский ярус

Пласт Срп

Проницаемый пласт Срп представленный известняками и доломитами залегает в кровле серпуховского яруса. Покрышкой его служит небольшая толща глинистых известняков.

Серпуховские отложения испытывались совместно с башкирскими. Ранее водонефтяной контакт был принят на абс. отметке минус 1002 м единым для башкирского и намюрско-серпуховского пластов. В настоящем отчете предлагается ВНК оставить прежним, единым для всех пластов.

Общая нефтенасыщенная толщина серпуховского пласта составляет, в среднем, 26,3 м, при диапазоне изменения от 0,6 ло 59,9 м, эффективная от 0,6 до 29,6 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 1 до 34 проницаемых прослоев толщиной 0,4-7,0 м.

Из скважины 234бис, 871, 1003, 1004 отобран нефтенасыщенный керн в объеме 6,4 м.

Залежь пластовая, водоплавающая, размеры ее 6×8,5 км, высота 57 м.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

Источник: https://megalektsii.ru/s41795t6.html

1 краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения 11

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

СОДЕРЖАНИЕ с.

8

ВВЕДЕНИЕ 9

1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11

1.1 Общие сведения о районе 11

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического

разреза Туймазинского месторождения 11

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 13

1.4 Начальные и текущие запасы 17

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа 19

2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 22

2.1 Анализ выработки запасов и эффективность системы

разработки Туймазинского месторождения 22

2.2 Текущее состояние разработки 31

2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи

пластов 36

3 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С

БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ В ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» 40

3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых

стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть» 40

3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми

стволами 44

3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском

месторождение 47

3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин 47

3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов 48

3.3.3 Конструкции боковых стволов 51

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на

Туймазинском месторождение 53

3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации 67

бокового ствола скважины № 1554 Туймазинского месторождения

3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя

бокового ствола 67

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины 83

3.5.3 Прогнозирование показателей работы боковых стволов 87

3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового

ствола проектной скважины 93

3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами 102

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 109

4.1 Технико-экономическая и организационная характеристика

ООО НГДУ «Туймазанефть» 109

4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ

«Туймазанефть» 113

4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового

ствола в скважине № 1554 115

4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения

бокового ствола 117

4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по

прогнозным данным эксплуатации скважины 123

5 Безопасность и экологичность проекта 128

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и

экологичности добычи нефти и газа 128

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению

безопасности технических систем и производственных процессов 131

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях 140

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению

экологической безопасности 143

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 152

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

Дипломный проект 152 с., 26 рисунков, 38 таблиц, 26 источников, 1 приложение.

СКВАЖИНА, БОКОВОЙ СТВОЛ, ПРОФИЛЬ, НЕФТЕОТДАЧА, ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ДЕБИТ

Объектом исследования является эффективность эксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождении. В процессе работы рассмотрены особенности строительства и эксплуатации боковых стволов и анализ их эффективности. В результате исследования выявлены причины низкой эффективности добычи нефти из боковых стволов.

Бурение боковых стволов в скважинах приводит к уплотнению существующей плотности сетки скважин, повышению коэффициента охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов. Метод повышения нефтеотдачи пластов буреним боковых стволов находится на стадии широкого применения. Эффективность метода подтверждается экономическими расчетами.

Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели приведены в отдельные таблицы.

ВВЕДЕНИЕ

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлеченимя нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной.

Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39.

Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасовнефти останутся неизвлеченными.

Разработка Туймазинского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико – экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти.

Традиционные системы разработки нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» позволяют извлечь лишь до 50 % запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70 % дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Число таких скважин по АНК «Башнефть» составляет несколько тысяч, они могут дать до 1 млн. тонн нефти в год. /4/

Источник: https://zinref.ru/000_uchebniki/04600_raznie_3/783_lekcii_raznie_17/739.htm

1. Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

.com/club152685050 | .com/id446425943

1.1 Общие сведения о районе

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы.

Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей.

Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС, а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком,

песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

.com/club152685050 | .com/id446425943

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического

разреза Туймазинского месторождения

На Туймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермского возраста

Породы кристаллического фундамента вскрыты до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие разности метаморфических и изверженных пород.

Общая их вскрытая толщина составляет свыше 2200 м.

Додевонские осадочные отложения развиты в погруженных частях структуры фундамента и представлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина пород венда 0 – 137 м.

Девонская система представлена средними и верхними отделами. Общая толщина отложений системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.

Каменноугольная система подразделяется на три отдела – нижний,

средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и доломиты); в нижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами и алевролитами (терригенная толща нижнего карбона – ТТНК), мощностью 12 – 30 м.

Разрез пермской системы представлен отложениями верхнего и нижнего отделов. В целом разрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют терригенные отложения. Третичные и четвертичные отложения развиты неповсеместно. Это глины и суглинки. Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальной структуре, расположенной на юго-

восточном погружении Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40×20 км. Строение ее асимметричное.

.com/club152685050 | .com/id446425943

Структура имеет северо-восточное простирание с углами падения 10–300 и

более крутое юго-восточное крыло с углами 3–40. Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаются структурными планами покрывающих осадочных комплексов.

Складка состоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и

Туймазинского, разделенных пологой и слабо выраженной седловиной.

Северо-западное крыло характеризуется углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крыло имеет ступенчатое строение.

Геологический профиль Туймазинского месторождения показан в приложении 1.

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в

пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C1t),

продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в

карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом,

Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm) и

турнейского яруса (C1t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV,

залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади – 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV

обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем

.com/club152685050 | .com/id446425943

пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,552 мкм2,

нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади.

Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород.

Средняя пористость песчаников составляет 19,0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет

88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта

– структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный.

Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.

Продуктивный горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м.

Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2. Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты.

Средняя пористость верхней пачки – 17%, проницаемость – 0,267 мкм2,

.com/club152685050 | .com/id446425943

нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км.

Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта –

1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные

11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2.

В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км,

остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах

1486,6–1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%,

проницаемость – 0,520 мкм2.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложения представлены известняками.

Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2.

В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-

литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м.

Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена

.com/club152685050 | .com/id446425943

вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2.

Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков.

Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициент выдержанности пород-

коллекторов по площади kвп, коэффициент песчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице

1.

Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям

ПоказателиОбъекты
DΙVDΙΙΙDΙΙD3fmC1tC1bb
Глубина залегания, м1680164016301600135011201100
Тип залежисводсводсводсводрифсводструкт.
литол
Тип коллекторапесчпесчпесчпесч.карбонкарбонпесч.
Средняя толщина песчаников, м16,110,4

.com/club152685050 | .com/id446425943

Нефтенасыщенная толщина пласта, м2,72,09,95,83,52,5
Пористость, %1919222231022,5
Проницаемость, мкм20,4110,5220,0240,676
Нефтенасыщенность, доли ед.0,800,830,880,890,630,720,835
Коэффициент песчанистости0,940,82
Коэффициент расчлененности1,51,91,5
Коэффициент выдержанности0,980,99
Коэффициент связанности0,460,2
Коэффициент однородности4,212,4
Коэффициент отсортированности2,44,2
Начальное пластовое давление, МПа18,117,717,217,214,012,512,5
Начальная пластовая температура, оС3030302018 -20

1.4 Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

ЗапасыОбъект
DΙVDΙΙΙDΙΙD3fmC1tC1bb
Балансовые:2,52,1119,7397,26,846,6103,9
– в нефтяной зоне57,6288,66,825,182,5
– в водонефтяной зоне2,52,162,1108,621,521,4

.com/club152685050 | .com/id446425943

Извлекаемые:0,80,763,4239,82,06,034,3
– в нефтяной зоне37,1192,92,03,028,1
– в водонефтяной зоне0,80,726,346,93,06,2
Проектныйкоэффициент0,4220,4010,5230,6080,3150,1510,363
извлечения нефти, доли ед.

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18%

начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569

млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%)

и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

–в застойных зонах однородных пластов – 19%;

–в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

–в виде пленочной нефти – 30%;

–вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на

Источник: https://studfile.net/preview/9259048/page:2/

Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

На тему:

«Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м»

Введение

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной.

Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39.

Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.

Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин.

Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин.

В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения

Общие сведения о районе

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана.

На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск.

Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС, а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.

Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Запасы Объект
DΙV DΙΙΙ DΙΙ D3fm C1t C1bb
Балансовые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне 2,5 — 2,5 2,1 — 2,1 119,7 57,6 62,1 397,2 288,6 108,6 6,8 6,8 — 46,6 25,1 21,5 103,9 82,5 21,4
Извлекаемые: – в нефтяной зоне – в водонефтяной зоне 0,8 — 0,8 0,7 — 0,7 63,4 37,1 26,3 239,8 192,9 46,9 2,0 2,0 — 6,0 3,0 3,0 34,3 28,1 6,2
Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,422 0,401 0,523 0,608 0,315 0,151 0,363

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

– в застойных зонах однородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Источник: https://infopedia.su/17x374f.html

Scicenter1
Добавить комментарий