СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”
.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения
.3 Стратиграфия и тектоническое строение
.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов
.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов
. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения
.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки
.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин.
.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов.
.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей.
.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта.
3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.
3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласта.
.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи
.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»
.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели
.4.1 Физико-химические методы
.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ
.4.3 Оценка эффективности применения МУН
.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки
3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин
3.4.7 Технология применения ОГОТ
.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»
.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)
3.5 Гивпано-кислотная обработка.
Экономическая эффективность ГКО.
Заключение
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Особенностью текущего состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Башкортостана является существенное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасся нефти вследствие значительной выработки наиболее активных в терригенных коллекторах крупных и средних месторождений, находящихся в длительной эксплуатации; увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам со сложным геологическим строением и водоплавающими зонами, залежами с карбонатными коллекторами и аномальными свойствами нефтей повышенной вязкости.
Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95 %) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34,7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной - 41.8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов 82,8%.
Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки таких месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и стабилизации ее добычи.
Важность проблемы возрастает в связи с повышением эффективности доразработки заводнением длительно эксплуатируемых месторождений, в которых сосредоточены более половины остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание новых подходов к разработке технологий воздействия на пласт, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
За последние годы на месторождениях Башкортостана достигнуты определенные успехи в развитии и промышленном внедрении современных методов повышения степени нефтеизвлечения из трудноизвлекаемых запасов.
Так, доля добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) всего к общей добыче нефти по АНК Башнефть за последние 5 лет (2006 -2011 годы) составила 7,2% или 5 млн. т. Одно из ведущих мест в способах воздействия на пласт занимают новые (третичные) физико-химические и микробиологические МУН, а также их различные модификации. Доля дополнительной добычи нефти за счет их применения при этом составила в среднем 6,0 % (около 3 млн. т).
В последние годы промышленное применение для извлечения остаточной нефти из обводненных месторождений Башкортостана нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), систематическое внедрение которых начато с 1986г.
Регулярно проводятся научные исследования по созданию и обоснованию усовершенствованных технологий воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти с учетом выработанности объектов, разрабатываются основные требования и критерии эффективного их применения и инструкции по их применению, согласованные с Башкирским округом Госгортехнадзора.
Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.
Ряд новых ОГОТ прошли опытно-промысловые испытания в различных геолого-физических условиях на многих нефтяных залежах и месторождений АНК Башнефть и рекомендованы к промышленному применению, некоторые перспективные находятся на стадии ОПР.
Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, для дальнейшего расширения объемов применения МУН на месторождениях Башкортостана разработана перспективная программа на последующие годы.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”
Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская рисунок 1.1. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ "Арланнефть", “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и "Чекмагушнефть" (Юсуповский участок Новохазинской площади).
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р.Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана “ О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая - 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие - 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10-15км.
Рельеф местности равнинный, холмистый. Поверхностный покров местности разнообразен: лесной массив, заболоченные участки, степной массив (земли сельскохозяйственного назначения).
Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.
Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.
Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем”.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения «Арланнефть»
1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения
Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой.
Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:
внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами;
в верхней части - карбонатными отложениями.
Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.
В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.
В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.
1.3 Стратиграфия и тектоническое строение
Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516м (скв.7000). Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Основные продуктивные пласты относятся к следующим системам и горизонтам:
каменноугольная система, нижнекаменноугольная подсистема, турнейский ярус.
Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.
Черепетский и кизеловский горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.
Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.
Визейский ярус
Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5 м, иногда размыты.
Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.
Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.
Бобриковский горизонт - песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.
Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.
Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.
Серпуховский надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95-125 м.
Средний карбон, башкирский ярус
Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.
Московский ярус
Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.
Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.
Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.
Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.
Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.
По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.
На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.
Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются.
1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов
ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени - известняков.
В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские).0днако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.
Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:
.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);
. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);
. Широкое развитие глинистых и углистых пород;
. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;
. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);
.Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV).
Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской.
Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Арланской -17, на Новохазинской - 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади - 76%, Николо-Березовской - 72%.
Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской - 0,367, Новохазинской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.
Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Арланской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).
Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.
Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади.. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской - 24%, Николо-Березовской - 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86 %. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.
Пласт II - основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской -1,5, Николо-Березовской - 0,84, Новохазинской - 1,6 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской - 0,87, Николо-Березовской - 0,82, Новохазинской - 0,85 дол.ед. |
Скачать 2.97 Mb.