Диплом солекислотная обработка. Диплом СКО. 1. 1 Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности
 Скачать 1.17 Mb.
|
|
Введение 1.1 Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности. О залежах нефти на территории России было известно уже давно. Однако до середины прошлого столетия нефть не имела какого – либо значения в развитии хозяйства. Повышенный интерес в России к нефти отмечается в 1861 г, когда с отменой крепостного права начинается ускоренное развитие промышленного капитала. Этот период, с момента зарождения нефтяной промышленности в дореволюцеонной России и до её национализации в 1918 г, можно отнести к первому этапу развития нефтяной промышленности. Начальный период этого этапа характеризуется малыми объёмами добычи нефти и примитивными способами эксплуатации нефтяных месторождений. За 1821 – 1871гг. было добыто всего 361 тыс. т нефти. В этот период казённые нефтяные земли сдавались промышленниками в аренду на четырхлетний срок. Такая система использования нефтяных залежей, не заинтересовывающая промышленников в обустройстве площадей и приводящая в их хищнической эксплуатации, была отменена в 1982 г. Нефтяные земли стали продаваться в частную собственность капиталистам. Изменение системы пользования нефтяными землями, развитие капитализма в России послужило толчком существенного роста добычи нефти. В этот период Россия по объёму добычи нефти обгоняет Соединённые Штаты Америки и выходит на первое место в мире. В 1901 г на Россию приходилось более половины мировой добычи нефти. Техника и технология бурения скважин и эксплуатации нефтяных залежей первого этапа развития нефтяной промышленности и особенно в начале его отличаются крайней примитивностью. Основным способом бурения скважин был ударный, нефть из скважин извлекалась главным образом желонками и открытыми фонтанами. Бессистемное расположение скважин на месторождениях, отсутствие работ по изоляции пластовых вод приводило к быстрому обводнению нефтяных залежей и оставлению большого количества нефти в недрах. Добыча нефти желонками и открытыми фонтанами приводила к большим потерям лёгких нефтяных фракций. Зарождавшаяся в начале XIX века нефтеперерабатывающая промышленность была развита слабо. В 1823 г. в Моздоке был построен завод братьев Дубининых, с 1845 г. в Ухте действовал нефтеперегонный завод Ф. Прядунова. К 1876 г. в России работало уже 140 заводов, большинство из них было сосредоточено на Кавказе. Русские учёные и инженеры того времени уделяли много внимания развитию техники и технологии нефтяной промышленности. Совершенствовались бурение и эксплуатация скважин. Большие заслуги в этом принадлежат В.Г. Шухову, А.А. Летнему, М.М. Тихвинскому. В этот период был разработан механический способ бурения скважин, создан компрессорный способ добычи нефти и предложена конструкция глубинного насоса для откачки нефти из скважин. Однако, несмотря на большие теоретические достижения, нефтяная промышленность того времени оставалась слабой. Большим тормозом на пути развития этой отрасли были монополизация и усиленный приток иностранного капитала, что не заинтересовывало нефтепромышленников России в развитии нефтяной техники. Первая мировая война, а затем иностранная интервенция привели нефтяную промышленность России к упадку. Было почти полностью прекращено бурение нефтяных скважин, добыча и переработка нефти резко сократилось. После революции и национализации нефтяной промышленности (1918 г) положено начало возрождения нефтяной промышленности нашей страны. С этого периода начинается второй этап в развитии отечественной нефтяной прромышленности. С этого периода начинается широкое внедрение вращательного (роторного), бурения вместо ударного; Добыча нефти желонками стала заменятся глубинными насосами; Было положено начало герметизации добычи, транспорта и хранения нефти на промыслах; Паровой привод на промыслах стал постепенно вытесняться электричеким Существенной реконструкции подверглись и нефтеперерабатывающие заводы. Взамен кубовых батарей развернулось строительство более производительных атмосферных трубчаток. Начавшееся техническое перевооружение нефтяной промышленности благотворно сказалось на темпах развития отрасли. Быстрые темпы развития промышленности и сельского хозяйства, автомобиле- и самолетостроения требовали дальнейшего наращивания и совершенствования добычи и переработки нефти. Быстрым темпам развития нефтяной промышленности способствовали широкие масштабы геологоразведочных работ на нефть и газ в различных районах страны. Это обеспечило ощутимые результаты. Значительно выросло число открываемых месторождений. За 1920 – 1933 гг. было открыто 15 новых месторождений. Вместе с тем в эти годы стало всё отчётливее ощущаться отставание в наращивании новых запасов нефти, недооценка в разведке и подготовке нефтяных месторождений в перспективных восточных районах страны. Это отрицательно влияло на развитие нефтяной промышленности и привело значительному снижению абсолютного прироста добычи нефти. Так, если за первую пятилетку прирост добычи нефти равнялся 11,1 млн. т, то за вторую пятилетку он составил лишь 7,1 млн. т. В 1938 – 1939 гг. добыча нефти находилась почти на одном уровне. В 1940 г. по сравнению с 1939 г. прирост добычи нефти составил 1,9 млн.т. С 1939 г. благодаря указаниям правительства развитию геологоразведочных работ в стране стало уделяться большое внимание. В 1940 г. объём разведочного бурения по сравнению с 1938 г. возрос на 32,8 %. Наметилась тенденция к концентрации разведочных работ на нефть и газ, особенно в восточных районах страны. Эти планы были прерваны вероломным нападением фашистской Германии. С первых же дней острая необходимость быстрого наращивания темпов добычи нефти в новых нефтеносных районах Урало – Поволжья. Сюда из южных районов страны были направлены необходимые оборудование, квалифицированные кадры нефтяников. За короткий срок были смонтированы и освоены нефтеперерабатывающие заводы Сызрани, Краснокамске и других районах. Всё это позволило, несмотря на значительное падение добычи и переработки нефти в южных районах, снабжать фронт необходимым количеством топлив и масел. Послевоенный, третий этап развития нефтяной промышленности характеризуется, прежде всего, высокими темпами наращивания добычи нефти. Таблица 1.1 - Динамика добычи нефти по СССР и наиболее крупным нефтедобывающим капиталистическим странам (в млн. т)
В этот период стали широко применяться методы поддержания пластового давления путём законтурного и внутриконтурного заводнений, обработка призабойной зоны скважин, высокопроизводительные погруженные насосы. Применение методов искусственного воздействия на пласты позволило перейти к разбуриванию нефтяных месторождений по разряжённой сетке скважин с расстоянием между ними от 300 до 500 – 600 м вместо ранее применявшихся 200 – 300 м. Открытие и последующая разработка крупных месторождений Западной Сибири позволили в 1974 г. добыть 459 млн. т нефти, обогнать Соединённые Штаты Америки и выйти на первое место в мире по объёму добычи нефти. За последние 10 – 12 лет со времени выпуска действующего «Регламента составления проектов и технологических схем разработки, нефтяных и газонефтяных месторождений» в нефтегазодобывающей отрасли произошли существенные изменения как в организационном, структурно – правовом плане, так и в технологии разработки месторождений. Состояние нефтяной отрасли в последние годы характеризуется рядом негативных явлений, уменьшивших объём нефтедобывающего производства и ухудшивших качественный состав сырьевой базы. Запасы нефти крупных, высокопродуктивных месторождений в значительной мере выработаны. Продолжается ввод в разработку небольших по запасам месторождений, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В результате преобразования в стране экономической системы хозяйствования необходимые для дальнейшего развития отрасли финансовые поступления из бюджета прекращены, а проводимая в ходе экономических реформ ценовая и налоговая политика не позволила предприятиям нефтяной промышленности получить собственные средства, достаточные для ведения хозяйства. В результате запроектированные системы разработки месторожденийне полностью реализуются из – за значительного сокращения объёма буровых работ, неудовлетворительно используется фонд пробуренных скважин, который за последние годы достиг недопустимых, с технологической точки зрения, размеров. С изменением ситуации в нефтяной отрасли возросла роль проектного технологического документа, составляющего основу лицензионного соглашения между недропользователем и государством в рамках законодательства Российской Федерации. Удешевление проектных решений, повышение их экономической и технологической эффективности становится насущной потребностью недропользователя. Поэтому за последний период возрос интерес последнего в повышению качества вскрытия продуктивных пластов, продуктивности скважин, а также к проведению ГРП. В отрасли активно проводится работы по созданию технологий разработки трудно извлекаемых запасов нефти с применением горизонтальных скважин. Получили большое распространение методы обработки призабойной зоны с учетом её физических особенностей. Начались работы по широкому внедрению компьютерных технологий при разработке месторождений. Широко используются сейсмические методы при изучении месторождений, их результаты становятся основой интегрированных систем геологического моделирования. Ведущие западные фирмы (Shlumberger. Western Atlas. Stratamodel и др.) создали эффективные программные комплексы построения цифровых геологических моделей, уже используемые в некоторых научно – исследовательских, проектных и нефтегазодыбывающих организациях (ЦГЭ, АО «Татнефтегеофиизика», ТомскНИПИнефть, АО «Урайнефтегаз», АО «Варьеганнефтегаз», АО «Пурнефтегаз» и др.). Положение нового «Регламента» основано на анализе и обобщении отечественного и зарубежного опыта, последних достижений теорий и практики в разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, опыта составления проектных документов по ранее действующем «Регламентам». Трудно рассчитывать на то, что в новом «Регламенте» полностью учтены особенности нового этапа развития отрасли. Поэтому через определённое время его следует пересмотреть с учётом замечаний и предложений. 1.2 Значение нефти и газа в народном хозяйстве Для удовлетворения потребностей людей обществу необходимо затрачивать труд, сырьё и энергию. Увеличение производства ценностей возможно путём интенсификации существующих процессов производства, с одной стороны, а также расширение существующих форм производства и создания новых, с другой, что требует вовлечения дополнительных трудовых, сырьевых и энергетических ресурсов. Сокращение занятости человека в сфере производства без снижения уровня удовлетворения потребностей чаще всего связано с увеличением затрат различных форм энергии в сфере производства. Технический уровень развития общества в основном можно оценить количеством потребляемой энергии (без учёта непроизводственных сфер, таких, как вооружение, армия и т.д.). Суммарное производство и потребление обществом всех видов энергии принято называть топливно – энергитическим балансом, а суммарное производство и потребление всех видов топлив – топливным балансом. Основным источником энергии для человека были мускульная сила людей и рабочего скота, а для обогрева жилищ и приготовлении пищи использовались древесина и навоз домашних животных. В XIX веке уголь заменил в большинстве отраслей промышленного производства традиционную древесину, стал применяться на многих видах транспорта и частично для отопления жилищ и приготовления пищи. Однако роль древесины и древесного угля была велика, а мускульная сила человека и животных применялась по прежнему. Начало ХХ века ознаменовалась принципиальным изменением структуры топливно – энергетического баланса мира. В промышленно развитых странах широко стали применять нефть и в возрастающей степени природный газ. После двадцатых годов рабочий скот заменяют тракторами и автомашинами, водные и ветряные двигатели - электродвигателями и двигателями внутреннего сгорания, дровянные и угольные печи переводят на на нефтяное топливо и газ. Природный газ начинает широко использоваться в быту. Доля нефти и газа в топливно – энергетическом балансе мира всё обльше и больше возрастала. Качественное изменение топливно – энергетического баланса будет продолжаться и будущем, благодаря использованию новых видов источников энергии (солнечная, термоядерная, геотермальная), а также удешевлению технологий традиционных энергий. Количество потребляемой энергии в мире постоянно возрастает, и в ХХ столетии каждые 18 – 20 лет удваивается, а в нашей стране удваивается каждые 10 лет. Сейчас уже для всех ясно, что ископаемые ресурсы Земли все – таки не бесконечны и настало время задуматься над рациональным их использованием. И все же человечество пока вынуждено сжигать большую часть нефти и газа. Выход из сложившейся энергетической ситуации – это не только наращивание разведанных запасов нефти и газа и рациональное использование ископаемых ресурсов, но и разработка новых, безопасных технологий возобновляемых источников энергии, таких, как солнечная, термоядерная, искусственное получение водорода и другие. В ближайшие двадцать – тридцать лет уголь, нефть и газ останутся основой обеспечения энергией как у нас в стране, так и за рубежом, хотя технология получения будет меняться. Более 1/3 продукции мировой химической промышленности вырабатывается из нефтегазового сырья, на что расходуется около 10 процентов добываемой нефти и газа. Нефть как топливо практически не используется. Она подвергается переработке и все получаемые из сырой нефти продукты можно разложить на две группы: идущие на непосредственное потребление или используемые как исходное сырьё для химической промышленности. Различные способы переработки природного газа позволяют также получать исходное сырьё для нефтехимической промышленности. В нефтяных попутных газах содержится несколько сотен различных углеводородов, а число продуктов их переработки исчисляется тысячами. Полимеризация – основной процесс получения синтетических веществ и материалов из промежуточных продуктов переработки нефти и газа. Путём полимеризации из углеводородов нефти и газа получают синтетический каучук, смолы и пластмассы – полиэтилен, полипропилен, поливинилхлорид, органическое стекло, фторопласт и др., синтетические волокна – капрон, нейлон, лавсан и кожзаменитель. Органические кислоты, лекарственные вещества и душистые вещества, моющие средства, минеральные удобрения и ядохимикаты, спирты и красители путём различных способов переработки получают из нефти и газа. Сейчас нельзя назвать ни одной отрасли промышленности, где не использовались бы продукты нефтехимии. Использование нефти и газа в качестве сырья для химической промышленности позволило значительно сократить применение сельскохозяйственных продуктов в технических целях. В свою очередь сокращение производства продукции сельским хозяйством для технических целей освобождает людские ресурсы и площади плодородных земель для производства продуктов питания. Продукты переработки нефти и газа, идущие на непосредственное потребление, и наибольшее применение находят в топливно – энергетической отрасли промышленности. Широко используется высокооктановые бензины, керосины, дизельное и реактивное топлива, мазут, газообразное и твёрдое топлива, масла и смазки, антифризы и другое. Природный газ в качестве топлива во многих сферах потребления вполне заменяет продукты переработки нефти, а за частую он более эффективен и удобен в использовании. Кроме снижения расхода топлива переход на газ позволяет в ряде случаев повысить производительность труда, увеличить выпуск продукции и улучшить её качество, улучшить условия труда. В свете изложенного роль нефтегазодобывающих управлений по – прежнему высока, так как экспорт углеводородного сырья остаётся главным источником пополнения валютных резервов страны. Территориальный проект добычи нефти «Муравленковскнефть» разрабатывающее несколько месторождений является ключевым звеном в системе открытого акционерного общества «Ноябрьскнефтегаз» и в системе нефтяной компании «Сибнефть». Несмотря на то, что основное месторождение ТПДН – Муравленковское находится в стадии падения добычи, имеется перспектива повышения добычи за счёт, в первую очередь, Сугмутского месторождения. Существенно увеличится добыча за счёт небольших месторождений – Умсейского и Южно – Пурпейского. 1.3 Краткая характеристика Муравленковского месторождения Муравленковское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало – Ненецкого округа Тюменской области в 300 километрах севернее города Сургута и 160 километрах северо – западней города Ноябрьска, в 30 километрах севернее города Муравленко. Ближайшая железнодорожная станция Ханымей находится в 47 километрах восточнее месторождения. Муравленковское нефтяное месторождение было открыто в 1978 году разведочное скважиной 201, пробуренной при сводовой части структуры. При испытании был получен фонтан нефти из пласта БС410510 дебитом 97,5 м 530/сут. на штуцере 8 мм. В опытно – промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1982 году скважиной 207 и сейчас находится в третей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводнённости. Промышленное разбуривание началось в 1985 году. До этого эксплуатировались только разведочные скважины, месторождение не разбуривалось из – за сложностей технологии бурения и крепления скважин при двухколонной конструкции (перекрытие сеноманской газовой залежи дополнительной технической колонной). Основными объектами разработки являются пласты БС11 и 1БС10, разрабатываемые раздельными сетками скважин. По объектам 2БС10 и БС12 получены незначительные притоки. Разработка объекта 2БС10 ведётся отдельными скважинами сеток 1БС10 и БС11, объект БС12 законсервирован. Залежь пласта БС11 является основным эксплуатационным объектом, содержащим подавляющую долю извлекаемых запасов нефти (92%) и дающую в настоящее время 95 % от всей добычи по месторождению. Для вовлечения в разработку слабо дренирующих запасов нижней пачки пласта БС11 с 1998 года продолжалось бурение уплотняющих скважин, размещённых к северу и югу от стягивающего ряда и в промежутках между скважинами основного фонда в этом ряду. Добыча нефти по уплотняющему фонду составила 1416,438 тыс. тонн, при среднесуточном дебете 15,1 тонн в сутки. По обоим объектам реализуется блоковая система заводнения, система разработки по верхнему пласту трёхрядная, по нижнему – пятирядная. По состоянию на 1.01.99 г . на балансе «Муравленковскнефть» по Муравленковскому месторождению находится 1852 скважины, из которых: Добывающий фонд - 1033 вт.ч. Нагнетательные в обработке - 41 В прстое - 31 В бездействии - 365 В освоении - 19 В консервации - 384 + 8 (нагнетат.) Контрольно - пьезометрические - 36/23 Ликвидированные - 34 Нагнетательный фонд состоит из 245 скважин в т.ч. Под закачкой - 152 Действующие - 181 В бездействии - 48 В освоении - 16 В связи с применением искусственного заводнения и истощением запасов происходит дальнейшее увеличение обводнённости добываемой продукции. За 1998 год обводнённость возросла с 66,21% (январь) до 68,47% (декабрь), увеличение произошло по всем пластам. За 2000 год добыто 3186050 тон нефти и 9811389 тон жидкости. По сравнению с предыдущим периодом добыча уменьшилась 3067951 тон, а добыча жидкости увеличилась. Среднесуточная добыча нефти в 2000 году составила 8729 тон в сутки, жидкости 26881 тон в сутки. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от балансовых запасов равен 0,21. 2 Геологический раздел2.1 Орогидрография района. Муравленковское месторождение расположено в северной части Сургутского свода в Пуровском районе Ямало – Ненецкого автономного округа Тюменской области. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Пурпе и Пякопур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озёрно аллювиальную раковину, заболоченную и залесенную, изрезанную сетью долин многочисленных притоков рек Пурпе и Пякопур. Реки не судоходны. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 на севере до +110 м на юге над уровнем моря. Берега рек обрывисты и покрыты лесом. На заболоченных участках кустарниково-моховая растительность, встречается ягельник. Климат района резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до -550С, в летние месяцы достигает 370С. общее количество осадков в год достигает 350-500 мм. Максимальная глубина промерзания грунта на открытых участках 3 м. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемёрзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м. Ближайшие населённые пункты – города Муравленко и Ноябрьск. Сообщение между населенными пунктами осуществляется авиатранспортом и по автомобильной дороге круглогодично. В настоящее время основным видом сообщения стала железная дорога Тюмень – Корочаево, параллельно которой проходит трасса газопроводов Уренгой – Челябинск – Новополоцк. Ближайший нефтепровод Холмогорское – Фёдоровское – Сургут – Омск. Электроснабжение осуществляется по линии электропередач от Сургутской ГРЭС. Основное занятие коренного населения района хантов и манси – оленеводство, рыболовство, охота. С развитием нефтегазового комплекса изменился национальный состав района за счёт притока населения из разных районов страны. Базовый город месторождения – Муравленко. 2.2 Тектоника Согласно тектонической схемы Муравленковское месторождение расположено на янгтинском поднятии, осложняющим является янгтинский структурный нос в юго - западной части Пякопуровского куполовидного поднятия, структуры II порядка, приуроченной к южной части структуры I порядка Такловского мегавала. На землях объединения "Ноябрьскнефтегаз" впервые проводились работы по обобщения сейсмических материалов с целью создания базы для автоматического картостроения. Для этого использованы 32 сейсмических партий «Главтюменьгеологии», дополнительная информация и сгущённая сеть профилей. Применённый комплекс работ позволил получить структурные построения на исследуемой площади, отличающиеся от структурных построений, приведённых в 1981 г. Общее погружение поверхности верхне – юрского сейсмического репера происходит в направлении с юга на север и северо – запад в районе Северо – Янгунской структуры. На фоне этого погружения выделяется куполовидное коллективное поднятие и Янгтинский структурный нос. Янгтинский структурный нос обособляется по изолинии – 3000 м, осложняется на гипсометрическом уровне а.о. – 2975 м положительным элементом субмеридиальным простирания – Янгтинской структурой, которая в свою очередь, в границах сейсмоизогипс – 2950 м имеет два самостоятельных участка, на юге между которыми отмечается небольшое локальное погружение. Размеры Янгтинской структуры в пределах сейсмоизогипсы –2975 м составляют 26.8 х 11.5 км, амплитуда – 50 км. Структурные планы по кровле продуктивных пластов 1БС10, 2БС10, БС11 и отражающему горизонту "Б", в основном, сходны между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв. Для Янгтинской структуры свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием элементов вверх по разрезу. Таблица 2.1
2.3 Геолого – физическая характеристика 2.3.1 Характеристика геологического строения На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано – алевритового – авгалитовыми породами. Они расчленяются согласно унифицированной стратегической схемы 1978 года. (Тюмень, ЗапсибНИИ). Промышленная нефтесностность связанна с песчаными отложениями (пласты 1БС10,2БС10,БС11) мегионской свиты вылонжинского яруса. Толщина песчанных пластов 1БС10, 2БС10, БС11 колеблется от 20 до 40 метров. Замечают пласты 1БС10, 2БС10, БС11 на глубинах 2600 – 2720 метров. Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгтинскому поднятию, расположенному в южной части Тапловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгтинской структуры в пределах сейсмоизогипсы – 2975 метров и составляют 26,8х11,5 км, амплитуда её 50 метров. Структурные планы по отряжающему горизонту Б и пластов 1БС10, 2БС10, БС11 в основном сходны, отличаясь лишь амплитудными поднятиями и углами падения крыльев структур. Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа: Предварительная разведка 1971-1979 гг.; Промышленная разведка 1978-1983 гг., по результатам которой, произведен подсчёт запасов нефти и газа по примышленным категориям и утверждением их в ГКЗ СССр и передачей месторождения в разработку; Доразведка в процессе эксплуатационного разбуривания. На данной стадии разведонности месторождения установленно, что отложения глубоко залегающих горизонтов (Тюменская, Васюганская свиты юрских отложений) промышленных скоплений нефти не содержат. Уточнены зоны развития коллекторов и нефтеносность пластов 1БС10 и 2БС10. Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокала. Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 (скважина 2181) и 2517,6 (скважина 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке 2582 метров (скважина 889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть, которой приурочена к западному крылу структуры. Водонефтяной контакт в среднем принимается на отметке 2596 метров. С юго – запада на северо – восток ВНК понижается с 2590 метров до 2612 метров. Залежь – пластовая, сводовая. Размеры залежи – 27,8х18,2км, высота – 84,7 метра. Залежь пласта 2БС10 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Он состоит, по-видимому, из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщенности. Колебание отметок ВНС от 2510 до 2530 метров, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6 метров, в основном около 2 метров. По результатам испытания разведочных скважин пласта 2БС10 получены притоки нефти от 1,3 м / сутки до 80,5 м / сутки и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежей отличаются весьма сложной конфигурацией и колеблются от 97 х 1,5 км до 7,2 х 18,2 км и расположены на значительной части месторождения. Залежи - металогические экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, часты металогические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%) низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделять его в самостоятельный объект разработки. Залежь пласта 1 БС10. Пласт имеет сложное строение. Данный пласт представлен преимущественно песчаными породами с прослоением глинистых платных и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части месторождения. В восточном и южном направлениях пласт замещается на глинисто-алевритовые разности пород. По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках - 2484,2 - 2497,2 метров. На севере он фиксируется на отметке 2490 метров. На западном крыле отмечается на отметке - 2500 метров, на юге ВНК проводится в среднем на отметке - 2490 метров. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1 х 7,8 километров, высота 41 метр. Залежь пластовая сводовая с частичным литалогическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сутки. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг. Залежь пласта ПК1. Сенаманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102 - 1156 метров. Наивысшая отметка кровли коллекторов сенамана -1002,4 метра (скважина 2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитом от 1100 до 2499 м3/ сутки (скважина 232 разведка, 250 разведка, 260 разведка). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации и ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке - 1037 плюс 2 метра. Размеры залежи 21,2 х 10,9 километров, высота 37 метров. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 метра Толщина этих основных залежей может изменяться. Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и ЗБС10, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При их испытании получены незначительные притоки нефти (1-3 м3/ сутки) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия. 2.3.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств, пластов. Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-элевралитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение. С целью уточнения модели пласта, распространения коллекторов, была проведена значительная коррекция разделов скважин по линиям эксплуатационных и нагнетательных рядов по всему месторождению, построены ГСР по отдельным участкам залежи. По данным профилей выравнивание в разрезе пласта БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 метров можно выделить три зоналных интервала, отделенные друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний, толщиной 6-14 метров, представленный одним -двумя песчаными прослоями, характеризующимся высоким емкостно-фильтрационными свойствами, развит повсеместно. Раздел с нижележащим составляет 0-4 метра. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 метров. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высоким емкостно-фильтрационными свойствами (Опс-0,7 -0,9). Граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее металогической, нежели стратиграфической, поскольку нижний зоналный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и не выдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала, их низкие емкостно-фильтрационные характеристики (Опс -0,35 -0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и, по видимому, их следует отнести к пассивным. Наибольшее распространение, линзовидные коллектора, получили в южной и восточной частях залежи пласта БС11. Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 метров и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина. На геолого-статестических разрезах, построенных для различных частей месторождения, отличается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве-проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости. По данным геофизических исследований скважин (ГИС), исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, что распределение проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение. Исходя из того, были построены карты проницаемости. Наибольшее значение проницаемости характерны для восточной и северной частей залежей. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 по данным ГИС -33,5 мД. Пласт 2БС10 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемых пропластков. В песчаной фракции пласт развит в южной части месторождения, на севере практически полностью заменен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 метров. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт 2БС10 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом. Залежь пласта 1БС10 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 метров. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, двумя, тремя проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 метра. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 метра, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасыщенности, Опс по разрезу равномерное, изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта. По данным ГИС проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона -южная, средняя проницаемость 4 мд; Вторая зона - центральная, средняя проницаемость 13 мд; Третья зона - северная, средняя проницаемость 70 мд. В среднем по пласту она составляет 33,1 мд. |