Исследование режимов работы многотактных релейных устройств. водоизоляционные работы в добывающих скважинах повховского место. 1. 1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Введение 1. Исходные данные 1.1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения 1.2 Коллекторские свойства пластов 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов 2. Анализ текущего состояния разработки 2.1 Характеристика фонда скважин 2.2 Динамика технологических показателей разработки 2.3 Анализ выработки пластов 3. Технологический раздел 3.1 Виды и причины обводнения скважин 3.2 Обследование и исследование скважин 3.3 Подготовительно-заключительные работы 3.4 Применяемые материалы для изоляции 3.5 Оборудование, применяемое при ВИР 3.6 Технология водоизоляционных работ по скважинам 3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование) 4. Охрана труда и противопожарная защита 4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС 4.2 Противопожарная защита 5. Охрана недр и окружающей среды 5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ПУПНПиКРС 6. Организационно-экономический раздел 6.1 Организация труда и рабочего места в ПУПНП и КРС 6.2 Технико-экономические показатели ПУПНП и КРС, их анализ 6.3 Расчёт сметы затрат 6.4 Расчёт экономической эффективности цементирования 6.5 Выводы и предложения Список используемой литературы ВВЕДЕНИЕ Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин. На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования. 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 1.1 Характеристика геологического строения Повховского месторожденияместорождения Повховское месторождение приурочено к Южному куполу Татарского свода и занимает обширную территорию на Юго-востоке Татарии. Формирование рельефа в основном обязано деятельности дегидроционных процессов, от них зависят все вариации рельефа. Этими же процессами объясняется общий наклон местности от верховьев рек Б. Черемшан, Шишмы и Степного Зая. По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей на юге до 250-300 км. Климат резко континентальный, холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Тектоника Повховская площадь расположена в южной части купола Татарского свода. Свод купола чётко выделяется на поверхности кристаллического фундамента и терригенными отложениями девона, ограничиваясь разновозрастными прогибами, структурными уступами. На задней части территории наиболее приподнятый участок структуры приурочен к юго-западной части месторождения. В пределах приподнятой части структуры, выделяется несколько куполовидных поднятий, одно из которых расположено на юго-западе Минибаевской площади, другое - в центральной части Абдрахмановской площади. Структурный план терригенного девона, поверхность кристаллического фундамента в пределах сводовой части купола расчленён сравнительно слабо. Выделяющиеся небольшие поднятия и погружения имеют от 5 до 20 метров. Существенно отличаются от структурных планов терригенного девона и фундамента структурной поверхности карбонатного девона и нижнего карбона. Они имеют террасовидное строение и резко дислоцированы. Структурный план каменноугольных отложений имеет много общего со структурными планами нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, но между ними имеются и существенные различия. Отложения среднего карбона характеризуются также террасовидным строением с погружением слоёв к северу и востоку. Фиксирующиеся по нижележащим отложениям многочисленные поднятия в среднем карбоне существенно нивелированы. Удаётся лишь проследить поднятия северо-западного простирания. Несмотря на значительную нивелировку структурного плана нижнепермских отложений на данной территории характеризуется террасовидным строением. Стратиграфия Девонская система. В пределах Повховской площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франкский, фоменский ярусы) сложены терригено-карбонатными породами. Средний девон (Д2). Эйфельский ярус (Д12). Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древним палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нём выделяются две пачки: нижнебазальтовая гравийно-песчаная (пласт Дv) и, залегающая выше, карбонатно-аргилитовая. Пласт Дv сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчаниками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 метров на юге площади и от 1 до 4 на севере. Для карбонатно-аргилитовой пачки толщиной 2-8 м характерно присутствие серых известняков, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина эйфельских отложений закономерно уменьшается с юго-запада на север от 16-25 м. Живетский ярус (Д22). В живетском ярусе выделяется старооскольский надгоризонт (Д2st), объединяющий слои: воробъёвские, ардатовские, муллинские. Воробъёвские слои представлены: светлыми и тёмно-коричневыми плохоотсортированными песчаниками с редкими прослоями мелкозернистых глинистых алевролитов. Отложения с размывом залегают на эльфейском ярусе. Толщина слоя варьируется от 21 до 26 м, уменьшаясь к северу до 14-16 м. Ардатовские слои сложены глинистыми алевролитами с редкими прослоями сидеритовых руд и светло-серыми мелкозернистыми песчаниками. Толщина пласта изменяется от 1,6 до 9,6 м. В верхней части карбонатно-аргилитовой пачки выделяется электрокаротажный репер «средний известняк», представленный серыми органогенными известняками и перекристаллизованными доломитами. Общая толщина 35 м. Муллинские слои сложены песчаными алевролитами и мелкозернистыми песчаниками серого цвета. Толщина слоя от 0 до 26 м. в кровле слоёв залегают тонкослоистые тёмные аргиллиты, репер «глины», глинистее алевролиты с органическими остатками. Толщина муллинских слоёв в среднем составляет 17 м. Верхний девон (Д3), Франский ярус (Д13) Франский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы, в состав которых входят ряд горизонтов. К нижнефранскому подъярусу (Д13) относятся отложения пашийского и таманского горизонтов. Пашийский горизонт (Д3р) (в промысловой практике Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Средняя толщина горизонта 43 м. Таблица 1. Характеристика толщин продуктивных пластов горизонта Д1 Повховской площади
Отложения кыновского горизонта (Д3t) ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером - верхний известняк сложен пачкой тёмно-серых глинистых известняков и доломитов, выше которого залегают тёмно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Толщина горизонта 20 м. К нижнефоменскому подъярусу относятся отложения задонского и Елецкого горизонтов, которые залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Представлены отложения микрозернистыми доломитизированными со следами стиллолитов известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса в пределах 108-138 м. К среднефаменскому подъярусу относится данково-лебедянский горизонт, для которого характерно переслаивание серых микрозернистых и органогенных известняком с редкими брекчеевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина горизонта колеблется в пределах 55-78 м. В верхнефаменском подъярусе выделяются: озёркий, Хованский и зиганский горизонты, которые входят в состав заволжского надгоризонта. Представлены серыми тонкозернистыми известняками с прослоями доломитизированных известняков, с неровными поверхностями напластования. Толщина изменяется от 63 до 72 м. Каменноугольная система. Нижний карбон (С1) Турнейский ярус (С11) Подразделяется на два подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский. В первом выделяются: гумеровский, Малевский, упинский горизонты. Отложения ханинского надгоризонта представлены светло-серыми, тонкозернистыми известняками с примесью органогенного материала. Толщина горизонта от 20 до 50 м. Визейский ярус (С21) Подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний, которые входят в состав окского надгоризонта. Карбонатные разности представлены зернистыми перекристал- лизованными известняками разной степени доломитизированными и окремнелыми. Толщина горизонта 8-12 м. Михайловский и веневский горизонты сложены известняками и доломитами перекристаллизованными с прослоями аргиллитов. Толщина изменяется от 60 до 95 м. Серпуховский ярус. Подразделяется на нижний забарывский и верхний старобешевский надгоризонты. Нижний в свою очередь подразделяется на тарусский и стешевский горизонты, а верхний - на провинский, запалтюбинский и вознесенский горизонты. Сложен доломитами кристаллически-зернистыми, желтовато-серыми, трещиноватыми и кавернозными прослоями. Общая толщина достигает 150 м Средний карбон (С2). Представлен отложениями башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус. Подразделяется на краснополянский, северокельтменский, прикамский, черемшанский, мелекесский горизонты. Представлен светло-серыми органогенно-обломочными известняками с прослоями мелкозернистых и загипсованных доломитов. Толщина яруса 5-40 м. Верхний карбон (С3). Подразделяется на касимовский ярус и гжельский ярус. Касимовский ярус включает кревякинский, хамовнический, дорогомиловский горизонты. Гжельский ярус включает добрятинский, павлово-посадский, Ногинский горизонты. В нижней части верхний карбон сложен органогенно-обломочными доломитизированными известняками. В верхней части представлен светло-серыми микрокристаллическими гранулярными доломитами. Характерным является сильная загипсованность пород с редкими прослойками кремней. Толщина отложений достигает 120-145 м. Пермская система (Р). Нижняя Пермь (Р1). Ассесльский ярус. Подразделяется на холодноложский и шаханский горизонты. Представлен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных окремнелых доломитов. Толщина отложений от 65 до 74 м. Сакмарских и артинский ярусы. Сложены карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями глин и мергелей. Толщина изменяется от 18 до 200 м. Кунгурский ярус. Представлены пёстроцветными глинами песчаниками с редкими прослоями глинистых мергелей и известняков. Толщина отложений 100 м. 1.2 Коллекторские свойства пластов Повховское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя. В терригенных отложениях - горизонты ДIV, ДIII, ДII живетского яруса, Д1 -. пашийского, Д0 - кыновского горизонта франкского яруса, тульско-бобриковские отложения верейского яруса, тульско-бобриковские В горизонтах Д2, Д3, Д4 залежи, в основном пластовые, сводовые (Д2, Д3), литологически экранированные (Д3), содержат в подошве воду. В бобриковском горизонте Повховской площади также выявлены ряд залежей нефти, которые находятся в промышленной разработке. Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и алевролиты. Пористость (18-24%), проницаемость превышает 1 Дарси, средний дебит нефти 2-3 т/сут. Вязкость в пластовых условиях на порядок выше - 30-40 сПз, газовый фактор ниже 10270 м3/т. В газе содержится свободный сероводород 3,9-10,8%. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонта. Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнетательных скважин на 2-6 м ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах. В центральной части разрезающего ряда отметки подошвы «верхнего известняка» обычно на 1-8 м выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах. В целом по Повховской площади 7,5% скв имеют абсолютные оттиски подошвы «верхнего известняка» - 1430-1439,9 м, 55,9% скважин 1440-1449,9 м, 34% скважин 1450-1459,9 м и 26% скважин 1460-1463,0 м. Расчленение горизонта Д1 на пласты и принцип их корреляции. Верхняя граница горизонта Д1 проводится на подошве карбонатного прослоя (электрорепер «верхний известняк»), залегающего в основании кыновских слоёв. Нижняя - по кровле муллинских глин (электрорепер «глины»). Обе границы чётко фиксируются на электро-радиокаротажных диаграммах. Общая мощность горизонта Д1 более или менее чётко повсюду выделяются пять песчано-алевролитовых пластов, обозначаемых соответственно (сверху вниз) индексами «а», «б1+2», «б3», «в», «гд». Пласты разделены глинистыми прослоями непостоянной мощности. Снижение пластов «а» и «б1+2» фиксируются в отдельных скважинах, не образуя каких-либо зон или участков. На большей части площади глинистые прослои хорошо выдержаны и прослеживаются от скважин к скважине, что позволяет использовать их в качестве вспомогательных маркирующих горизонтов или реперов при корреляции разрезов скважин. Мощность глинистых слоёв колеблется от 0 (в местах слияния пластов) до 6-7 метров, чаще около 3-4 метров. Глины между пластами «а» и «б1+2» менее выдержаны, что иногда затрудняет корреляцию. В пределах контура нефтеносности пласт «а» представлен следующими литологическими разновидностями: Песчаники занимают часть площади, залегая, в основном, в виде линз различных размеров. Наиболее распространены песчаники в восточной части площади, где они местами образуют довольно значительные (в масштабах площади) поля. Алевролиты расположены по всей площади, образуя, более или менее, широкие зоны вокруг линз и полей песчаников, занимают они примерно площади в пределах контура нефтеносности. Неколлекторы занимают половину площади, образуя как отдельные небо льшие по ля, так и широ кие зо ны, разделяющие по ля и линзы алевро литы. Пласт «а». Является самым верхним и залегает по д реперо м «верхний известняк», о т ко то ро го о бычно о тделён про сло ем аргиллито в мо щно стью 0,2-3,0 м. Пласт в неко то рых скважинах делится на два про пластка. В 36,5% скважин о н сло жен песчаниками мо щно стью о т 1,6 до 8,2 м. в 19% скважин о н сло жен алевро литами, мо щно стью о т 1,0 до 4,8 м. в 44,5% скважин ко ллекто ра замещены практически непро ницаемыми глинистыми алевро литами. Ко ллекто рские сво йства пласта сильно меняются, но в о сно вно м ко ллекто ры залегают в виде линз, о кружённых алевро литами. Пласт «а» о тделён о т нижнего пласта «б» раздело м, сло женным глинистыми алевро литами и аргиллитами. Оба пласта рисутствуют в разрезе лишь в 24,4% скважин, причём в 53% скважин между ними есть. В 13% скважин раздел представлен глинистыми алевро литами, а в 87% скважин имеются и про сло и аргиллито в. Общая то лщина раздела изменяется о т 0 до 8,8 м. средняя то лщина про сло ев аргиллито в - 1,8 м. Пласт «б1+2». Пласт «б1+2» со сто ит из трёх про пластко в, разо бщённых про сло ями глинистых алевро лито в и аргиллито в. Нижний про пласто к, представленный песчаниками, присутствует в 25% про буренных скважин, а верхние, со о тветственно в 11% и 4%. Нижний про пласто к в 30,5% скважин сло жен песчаниками, в 17,5% - алевро литами и в 52% - глинистыми алевро литами. Песчаные ко ллекто ры пласта имеют то лщину о т 1,2 до 6,2 м, а алевро литы - о т 10 до 4,6 м. Песчаники залегают в виде удлинённых линз. Алевро литы пласта «б1+2» в о сно вно м о кружают песчаники. Средняя то лщина раздела между пластами «б1+2» со ставляет 2-7 м. Пласт «б3». Он со сто ит из о дно го про сло я. В 36% скважин сло жен песчаниками то лщино й о т 1 до 9 м, в 34% скважин – глинистыми алевро литами. В усло виях залегания ко ллекто ро в пласта «б3» мно го о бщего с пласто м «б1+2». 90% песчанико в со средо то чено в песчаных линзах. Ко ллекто ры пласта «б3» сло женные алевро литами, имеют бо лее широ ко е про стирание, чем у пласта «б2» и со держит бо лее 14 млн. т гео ло гических запасо в нефти. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||