Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
 Скачать 2.54 Mb.
|
I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ1.1. Геолого-физическая характеристика Орьебашского месторожденияОрьебашское нефтяное месторождение находится на территории Янаульского и Калтасинского районов Башкортостана. В 8 - 12 км к западу от него Арланское месторождение, на юго-востоке оно граничит с Кузбаевским месторождением (рис.1). Терригенная толща нижнего карбона залегает между известняками турнейского яруса и тульского горизонта. Она показана чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев, относимых по возрасту к косьвинскому, радаевскому, бобориковскому и тульскому горизонтам. Граница радаевских и бобориковских отложений прослеживается нечетко, поэтому эти горизонты просматриваются совместно. При подготовке к проведению работ по реагентной разглинизации на месторождениях был подвергнут анализу большого фонда скважин. На основе изучения геофизического материала были подобраны скважины, весовая глинистость продуктивного горизонта в которых превышает 5 %. Все обрабатываемые объекты приурочены к терригенной толще нижнего карбона. Общая мощность терригенной толщи нижнего карбона изменяется преимущественно от 38 до 48 м. В разрезах эрозионно-карстового типа мощность терригенной толщи возрастает до 104 м. Вследствие анализа отобранных при свабировании проб скважинной продукции четко сложилось наличие взвеси твердых глинистых частиц, выносимых из ПЗП. По данным НГДУ-1 результатом выноса глинистых составляющих явилось увеличение коэффициента продуктивности подвергнутых воздействию скважин на величину от 0,2 до 0,6 м3 /(сут∙МПа). Данное повышение продуктивности соответствует ожидаемым показателям применяемой технологии. Тем не менее оценка промыслового эффекта от проведения реагентной разглинизации осложнялась тем, что на обеих месторождениях динамика пластового давления в зоне опытных скважин характеризуется общим падением на протяжении всего времени проведения опытных работ Турнейский ярус. Продуктивной является верхняя часть разреза, сложенная известняками кристаллическими и органогенными, прослоями глинистыми, сульфатизированными, часто со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными темно-серым глинистым веществом, реже кальцитом. Коллекторами являются пористые и пористо-кавернозные разности известняков, залегающие в виде различных по мощности прослоев среди плотных разностей пород. Максимальная нефтенасыщенная мощность турнейских известняков 8,8 м. Пористость турнейских известняков определялась по геофизическим данным и в среднем равна 13,55 %. Пористость по керну равна 10,0 %, проницаемость очень мала, максимальные значения достигают 0,001 мкм2. Проницаемость средняя по 11 образцам керна 0,0004 мкм2. Проницаемость по ГДИ равна 2,611 мкм2. Регулирование разработки нефтяных месторождений, находящихся на ранних и средних стадиях разработки, сопряжено с определенными трудностями, свя-занными с недостатком геолого-физического и промыслового материала. Классификация обширной выборки объектов разработки с помощью метода главных компонент с выделением «родственных» объектов путем нахождения между ними эвклидова расстояния в многомерном пространстве главных компонент открывает широкие возможности для сравнения, контроля и анализа технологических показателей разработки объектов, находящихся на разных стадиях разработки, но характеризующихся достаточно близкими геолого-физическими условиями внутри продуктивных пластов.  Рис. 1 Обзорная карта района Орьебашского месторождения 1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторовКоллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2 Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516м (скважина 7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, Среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. В тектоническом отношении Орьебашское месторождение размещен на северо-западном склоне краевой части Башкирского свода. Оно приурочено к нескольким локальным поднятиям, из которых основными являются Орьебашское и Чераульское. Структурные планы поднятий по девонским, каменноугольным и нижнепермским отложениям в общем соответствуют. Тем не менее, более четкое соответствие отмечается между структурными планами карбона и нижнего керна. Представление о современном тектоническом строении месторождения дают структурные карты (рис. 2). Карта нефтенасыщенных толщин верейского горизонта (рис. 3). Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и Среднего (московский ярус) каменноугольного возраста. На месторождении продуктивными являются 2 толщи:, пласты песчаников ТТНК, карбонатные коллектора московского яруса (каширский, верейский, и башкирские горизонты). ТТНК является основной продуктивной толщей. Сложена толща переслаивающими пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей и в меньшей степени – известняков. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определяется как визейский и лишь самая нижняя ее часть (нижняя аргиллитовая) относится к верхнетурнейским отложениям (кизеловский горизонт). В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Литологический состав пород, слагающих терригенную толщу, весьма разнообразный: аргиллиты, алевролиты, песчаники и глинистые известняки. Глинистые породы представлены аргиллитами. Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые. В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов доломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечиванию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутствием исследований по керну с определением процентного содержания доломитов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для определения доломитизации - достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка. Промышленно нефтеносными на Орьебашском месторождении являются карбонатные пласты каширского (пласты Скш2, Скш3, Скш4) и верейского (пласты Св1, Св3) горизонтов, башкирского яруса (пласт Сбш), продуктивная пачка кизеловского горизонта (СТкз) и песчаники пласта DI пашийского горизонта  Рис.2 - Схематический геологический профиль продуктивных отложений ТТНК, Турнейский ярус .3 Карта нефтенасыщенных толщин верейского горизонта Стержневым плодотворным объектом на Орьебашском месторождении является терригенная толща нижнего карбона: тульский (пласты СII, CIV0, CIV, CV, CVI0,) и бобриковский (пласт CVI) горизонты. Каширский горизонт разработки приурочен к самой верхней части каширского и нижней части подольского горизонтов Среднего карбона. Литологически отложения представлены карбонатными породами. Глубина залегания объекта 800-900 м. По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов карбонатная толща Среднего девона расчленяется на 7 пачек (1-7), которые полностью нефтеносны на Орьебашевском горизонте. Каширский горизонт (пласты Скш2, Скш3, Скш4) Пласт Скш4. Коэффициент распространения коллекторов равен 1. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 10,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 7,2 и в среднем составляет 3,0 м. Число пористых прослоев в пласте Скш2 изменяется от 1 до 9, расчлененность равна 4,0. Доля коллектора в разрезе равна 0,30. Прослои-коллекторы изменчивы в мощности, они слабо коррелируются даже в соседних скважинах. Верейский горизонт (пласты Св1 и Св3) Пласт Св1 залегает в кровле горизонта, а пласт Св3 в его основании. В интервале между ними залегают плотные глинистые известняки с прослоями аргиллитов. Башкирский ярус (пласт Сбш) Продуктивный пласт Сбш залегает в верхней части башкирского яруса. По промыслово-геофизическим материалам в разрезах изученных скважин выделяется от двух до девяти пористых прослоев, расчлененность равна 3,6. Суммарная толщина прослоев изменяется от 1,8 до 10,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 6,0 м и в среднем составляет 2,3 м. Доля коллектора в разрезе 0,44. Залежи нефти Среднего карбона Среднего карбона приурочены к слобоассиметричному поднятию северо-западного простирания. Отметки ВНК и размеры залежей по пластам следующие: Таблица 1
Причины неоднородности распределения промышленной нефтеносности, наряду с фактором структурно - фациальных условий осадконакопления, являются особенности Среднего карбона нефти. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Орьебашского месторождения представлена в таблице 2. Таблица 2
Продолжение таблицы 2
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||