Отчет. Характеристика
 Скачать 1.22 Mb.
|
|
1. Р  АЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙРазвитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти Qн: подъем – высокий уровень – падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира. Ее графическое изображение в американской литературе получило название «колокол Хабберта» (рис.3.1).  Стадия I на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения. Стадия II (плато на кривой) – период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости. Стадия III (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85 %). Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой Qн при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов. Стадия IV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности скважинной продукции с большими темпами отбора жидкости и базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадии IV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.  1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕЗеленогорская площадь является одной из центральной площадей Ро-машкинского нефтяного месторождения и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юга-востока - Восточно-Лениногорской, с юга-запада - Южно-Ромашкинской, с западной - Павловской и с севера - Восточно-Сулеевской площадями. Площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на восток-на 19 км. В административном отношении Зеленогорская площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарской АССР с ближайшим населенным пунктами р.п. Актюба, Микулино, Ка-рабаш. По территории Зеленогорской площади протекает р.Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево - Альметьевск, Бугульма - Актюба. В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280м. Преобладающее направление ветров юго-западное. Климат континентальный с колебанием температуры от +32 до - 40°С.  1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ1.2.1 Характеристика геологического строения Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Основной эксплуатационный объект представлен продуктивными отложениями пашийского (Д1) горизонта, залегающего на глубине 1700- 1760м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, углы падения пластов не превышает 2°. Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений. Продуктивные отложения представлены терригенными породами, которые по фильтрационно-емкостным свойствам подразделяются на песчаники и алевролиты. В эксплуатационном объекте выделены семь пластов, которые индексируются сверху вниз "a1", " б1+2", "б3", "в", "г1", "г2+3" и "д". Особенности геологического строения пластов отображают карты распространения коллекторов, которые в дальнейшем послужили основой для построения карт разработки и расстановки проектных скважин. При определении насыщенности коллекторов использована методика Н.Н.Сахранова. Абсолютная отметка ВНК меняется от -1485,0 м до -1494,9 м и в среднем составляет -1489,2м. В пределах месторождения отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями ее среднего отдела и терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.  Средний девон (D2). В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского (D21) и живетского (D22) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D2bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенными в основном на территории его южных и центральных площадей. Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно песчаная (пласт Дv) и перекрывающая ее -карбонатно-аргиллитовая.Пласт Дv сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречаются прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала. Песчаники и алевролиты слабо сцементированы. Толщина песчаного пласта изменяется от 2-х до 6-ти метров. В кровле и подошве пласта могут наблюдаться выдержаные прослои оолитовых и шамозито-сидеритовых руд. Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер "нижний известняк", с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщина бийского горизонта достигает 30-36 метров. В живетском ярусе (D22) выделяется старооскольский горизонт (D2st) объединяющий в своем составе воробьевские - D2 vb (пласт Дiv), ардатовские- D2ar (пласт Д lll) муллинские -D2ML (пласт Д ll) слои. Пласт Дlv представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчанниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевролитовых пород, с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента (в северной части месторождения) с уменьшением их толщины, достигающей 30 метров, с юга на север. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом Дiv. Пласт Дlll выделен в пределах нижней пачки ардатовских слоев и слагается глинистыми алевролитами. Толщина пласта может достигать 10-12 метров. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо  выдержанный по площади месторождения электрорепер "средний известняк", который представлен буровато-серыми, темно-серыми органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами. По водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Общая толщина образований подъяруса может достигать 200-250 метров.Выделенный в составе фаменского яруса (D32) нижнефаменский подъярус (D32l) представлен задонским (D3 zd) и елецким (D3el), горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложен светлосерыми известняками микрозернистыми, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса достигает 150 метров. Для отложений данково-лебедянского (D3d+lb) горизонта среднефаменского подъяруса (D32 2) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелкокавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуро-стилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые. Толщина горизонта составляет около 50 метров. В верхнефаменском подъярусе (D323) выделяется заволжский горизонт (D3zv), который сложен известняками серыми и светло-серыми; в основном тонкозернистыми, с неровными поверхностями на пластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Толщина горизонта 50-80 метров. 1.2.2 Основные параметры пласта Для определения коллекторских свойств продуктивных пластов и дальнейшего использования их в технологических расчетах использованы результаты исследования скважин геофизическими методами. Из таблицы 2.2.1 видно, что определение фильтрационно-емкостных и других свойств пород коллекторов по данным лабораторного изучения керна проведено по данным  5% скважин от пробуренного фонда [3]. Объем информации, полученной по результатам геофизических исследований скважин, существенно больше. В связи с этим полученные средние величины основных параметров отличаются по абсолютным значениям.С учетом имеющейся информации по методам исследований основные характеристики параметров объекта разработки приняты для проектирования по данным геофизических исследований. Таблица 2.2.1 Характеристика параметров пласта
 Продолжение таблицы 2.2.1
Толщины пластов. Средневзвешенная толщина горизонта Д] составляет 37,0 м и изменяется от 7,2 до 56,0 м (табл. 2.2.2.). Абсолютная величина толщины нефтенасыщенного коллектора составляет 9,4 м при диапазоне изменения от 1,0 до 30,8 м, т.е. на долю нефтеносных коллекторов приходится 25,4% от общей толщины горизонта. По скважинам нефтенасыщенные и эффективные толщины меняются существенно.  Толщины пластов
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||