Лактыбай Очистка. Содержание введение Геологическая часть
 Скачать 437.5 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Введение 1. Геологическая часть 1.1 Геологическая характеристика месторождения 1.2 Тектоника 1.3 Нефтегазоносность 1.4 Свойства и состав нефти, растворенного газа и воды 1.5 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов 2 Технико-технологический раздел 2.1 Выбор скважин на месторождении Лактыбай 2.2 Анализ состояния системы ППД 2.3 Новая техника и технология очистка сточных вод 2.4 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт 2.5 Расчет времени разработки нефтяной залежи 3 Экономический раздел 3.1 Технико-экономические показатели 3.2 Казахско-Турецкие инвестиции на месторождении 3.3 Экономическая эфективность геологоразведочных работ 4 Охрана труда, окружающей среды и промышленная безопасность4.1 Техника безопасности при воздействии на пласт 4.2 Требования при закачке воды, пара, газа и воздухапод высоким давлением Заключение Список литературы Введение Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных – 10-12% и на долю ливневых – 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Залежи нефти большинства месторождений Урало-Поволжья многопластовые с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости и малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами, обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли качества закачиваемой воды. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и др ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения Месторождение Лактыбай находиться в Байганинском районе Актюбинской области Республики Казахстан . В орографическом отношении площадь работ располагается в пределах Предурального плато, к югу от песчаного массива Кокжиде. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину с редкой сетью балок и оврагов. Альтитуды скважин колеблятся от 150м. до 200м. Гидрографическая сеть представлена рекой Эмба, которая является главной водной артерией. Река имеет постоянный водоток, хорошо выработанную долину, которая полностью заливается весной в период снеготаяния. В летнее время река значительно мелеет. Вода в реке солоноватая и пригодна только для технических нужд. Долина реки широкая, в некоторых местах достигает 1,5-2 км. Река на всем протяжении имеет не больную глубину и песчаное дно. В климатическом отношении район работ относится к законе степей и полупустынь. Климат резко континентальный с сухим жарким летом и холодной зимой. Самым холодными месяцами являются январь и февраль. Минимальная температура воздуха в эти месяцы достигает -45 0С. Самым жарким месяцем является июль. Температура воздуха достигает +43 0С. Снеговой покров ложится обычно в середине ноября и сохраняется до конца марта. В начале зимы толщина снегового покрова бывает незначительной, но в течение зимы она увеличивается до 25см. в январе и феврале наблюдаются сильные ветры и бураны, во время которых снег сносится в пониженные участки рельефа. Глубина промерзания почвы достигает 1,3м. летом ветры несут песок и пыль. Среднегодовое количество атмосферных осадков не превышает 170мм. Растительность района бедная. Травяной покров, представленный полынью, ковылем и различными злаками обилен весной, к лету выгорает. По балкам встречаются заросли кустарника, а по берегам реки Эмба и на окраине песков растает тальник, жида, редко ветлы. Здесь водятся кабаны, встречаются волки, лисы, корсаки, зайцы, из травоядных - сайгаки, из пернатых - орлы, ястребы, куропатки, степные дрофы, гуси, утки и другие, из пресмыкающих - ужи и степные гадюки. В районе имеют распространения такие строительные материалы как глины, пески, суглинки. Пески используются как строительный и балластовый материал. Глины используются для приготовления глинистых растворов и для местного строительство. Суглинки используются для приготовления саманных кирпичей. Для хозяйственного водоснабжения севернее от месторождения разведан альбский водоносный комплекс в пределах песчаного массива Кокжиде. В этом массиве выделены водоносные горизонты четвертичных отложений поймы реки Эмба первой, второй и третьей надпойменных террас. Вода для питья подвозится из поселка Жаркамыс и поселка Кемерши Литолого – стратиграфическая характеристика разреза. Возраст и литология пород, слагающих разрез месторождения Лактыбай изучены по разрезам скважин 14,15,16,27,28,32,34,36,37. наиболее подробно при этом описан комплекс каменноугольных отложений, в котором выявлены залежи нефти По литологическому составу, палеонтологическому и микрофаустическому определениям каменноугольные отложения представлены средним и нижним отделами. Нижний отдел представлен визейскими отложениями, которые в свою очередь делятся на 2 подъяруса. Нижневизейские отложения вскрыты скв. 15,16,32 и 34. наибольшая вскрытая толщина его (819м) в скв. 16. Разрез подъяруса слагается песчаниками, алевролитами, гравелитами, глинистыми породами. Песчаники граувакковые однорономассивные с линзами аргиллитов. Особенностью пород является их слабая и плохая сортировка. Аргиллиты массивные и тонкослойные с зеркалами скольжения. Строение микроагрегатное чешуйчато – микрозернистое и аморфное. Гравелиты и конгломераты песчанистые, неотсортированные, цемент пленочный. Они обычно образуют прослов в песчаниках. Алевролиты по внешнему виду и структурно- минерологическами особенностям подобно песчаникам. Верхневизейские отложения сложены переслаиваниями литологических пачек, представленных преимущественно обломочными породами. Пачки, сложенные глинистыми породами содержат аргиллиты с пропластками песчаников алевролитов, изредка гравелитов. Аргиллиты плотные, слоистые, в некоторых скважинах (скв. 27,32) и плитчатые и оскольчато – щебенчатые. Песчаники плотные, мелко и среднезернистые, глинисто – алевретистые, субграувакковые. Алевролит по структурно минералогическим свойствам и по внешнему виду подобны песчаникам. Грубозернистые разности обломочных пород отмечены в скважинах 15 и 16. Это гравелиты и конгломераты крепкосцементированные. Породы – коллекторы являются, в основном, мезомиктовые песчаники средней степенью сортировки с небольшим содержанием цементирующего материала. Процессы эпигенетической карбонатации значительно снижают емкость пород. Этим, видимо, и объясняется отсутствие коллекторов в отдельных скважинах. В целом породы осветляются снизу вверх, от черных до серых. Карбонатность увеличивается к верхним горизонтам, появляются прослои известняков. Глинистость увеличивается к востоку от скважин 27. Разрез скважины 32 несколько отличается от разрез других скважины. Он разделяется на 2 пачки: верхнюю, преимущественно глинистую (аргиллиты) с тонкими прослоями карбонатов и нижнюю глинистую (аргиллиты) с прослоями песчанистых пород. Аргиллиты субгоризантально – микро – тонкослоистые в различной степени уплотненные, известковистые. Известняки небольшой толщины, темные, реже светлые, серые, коричневатого цвета, характерна терригенная алевро – песчанистая примесь. Алевролиты слагают тонкие прослой среди глинистых пород, разнозернистые. Состав полевошпатово – кварцевый. Средний отдел каменноугольных отложений представлен башкирским и московским ярусами. Башкирский ярус представлен известняком с редкими прослоями аргиллитов краснополянского, прикамского и северокельтлинского горизонтов. Вышележащие горизонты размыты в условиях шельфового осадконакопления. Московский ярус представлен толщиной до 103м. Литология этих отложений аналогична башкирским отложениям. Верхний отдел карбона представлен карбонатным и терригенными породами толщиной до 200м. Пермская система представлена двумя отделами. Нижний отдел представлен четырьмя ярусами. Ассельские – это песчаноглинистые отложения толщиной 125-362м. Сакмарские отложения аналогичны нижележащим толщиной до 408м. Артинские отложения аналогичны нижележащим, толщиной до 490м. Аршинские отложения до 490м. – это песчаноглинистые породы с прослоями гравелитов и мелко- галечного материала. Кунгурский ярус представлен галогенными отложениями толщиной до 2850и. и сульфатно- терригенной породой с ангридитом толщиной до 80м. Верхний отдел пермской системы это сульфатно галогенные и сульфатно – терригенные отложения уфимского яруса, толщиной 200-250м, песчано- аргиллитовые отложения казанского яруса, толщиной 850-900м, песчанистые породы татарского яруса, толщиной выше 1500м. Мезозойские отложения сложены породами триасового, юрского, мелового комплексов. Триас сложен пестроцветными песчано- гравийными, в верхней части глинистыми породами нижнего отдела толщиной 45-97м. и песчаными в верхней части, с прослоями бурого угля толщиной 120-300м. средней юры. Меловая система представлена пестрацветными отложениями валанжина + готерива толщиной до 90м, баррема - до 200м, морскими отложениями апта до 80м, и песчаными отложениями альба толщиной 275м. Верхний отдел меловой системы сложен карбонатами сантон – турона, кампанского и маастрихского ярусов. Палеогеновая система представлена песчано-глинистыми породами, толщиной 30-50м. покрытыми песками и суглинками. Тектоника В тектоническом отношении месторождение Лактыбай расположено в пределах Восточного борта Прикаспийской впадины в полосе сочленения Жаргамысского свода и Примугаджарской зоны. Поднятие Лактыбай располагается также в пределах бровки и склона карбонатного уступа КТ-П. По горизонту П2 поднятие оконтуривается изогипсой – 3600м и имеет размеры 3км х 1,75км при амплитуде 100м. Свод поднятие оконтуривается изогипсой 3400м. По горизонту П2 поднятие увеличивается и представляет собой складку замкнутую по изогипсе – 3900м. Осложнена она двумя поднятиями меридианального направления, оконтуренными изогипсами – 3800м имеющими размеры – западное 0,7х 4км и восточное 1,7х3,5км с амплитудами соответственно 60 и 170м. Складка осложнена на западе надвиговым разрывом меридианального направления. Поднадвиговое крыло складки опущено приблизительно на 500-600м и оконтурено изогипсой 4500м, заключающей в себе два поднятия, амплитудой 150м. 1.3 Нефтегазоносность Первые сведения о нефтегазоносности месторождения получены при отборе керна в виде примазок, выпотов и запахов нефти. На настоящий период на месторождении пробурено 9 скважин, 6 из которых дали нефть, одна скважина дала воду и 2 скважины не дали притока флюида. На основании ГИС и других геолого – промысловых данных на месторождении в настоящее время прослежены 5 горизонтов. Они приурочены в верхневизейским отложениям каменноугольной системы. С учетом продуктивности площадного распространения и литологического состава эти горизонты рассматриваются в качестве самостоятельных объектов подсчета, характеристика по которым приводится ниже. I. Продуктивный горизонт получил распространение по всей площади месторождения. За горизонт взята нижняя часть карбонатной пачки. При опробовании горизонта в скважине 32 (интервал 4560-4540м) получено приток нефти при 7-ми мм штуцере 344м3/сут и 18200 м3/сут газа, а в скважине 34 (интервал 4575-4542м) получено 53 м3/сут нефти при 5-ти штуцере при совместном опробовании с П горизонтом. При опробовании горизонта в скважинах 14,15,16 получены небольшие притоки нефти (дебиты 0,1-0,66 м3/сут) при динамических уровнях. При опробовании скважины 28 получена вода. В настоящее время промышленная продуктивность горизонта связана с надвиговым крылом . Общая толщина горизонта в скважине 32-46м, в скважине 34-39м. Эффективная толщина в СКВ. 32 составляет 9,8м, пористость по данным ГИС 5-6,4%, а насыщенность 65,6%. В СКВ. 34 эффективная толщина равна 6,6м, пористость по данным ГИС 5%, нефтенасыщенность 65,8%. Водонефтяной контакт принят по подошве коллекторе в СКВ.34 на отметке- 4387,6м. Залетающая непосредственно под карбонатами песчаная пачка выделена и опробована в СКВ.14. Приток нефти составил 1,7 м3/сут на 3-х мм штуцере. Пласты, выделенные в этой части разреза, отнесены к горизонту 1-А. Залежь получила распространение только в районе СКВ.14. Это два линзовидных пропластка с пористостью по данным ГИС 14,4%, нефтенасыщенностью -53%. II продуктивный горизонт прослеживается во всех пробуренных скважинах месторождения. Толщина его изменяется от 30м (СКВ.34) до 57м (СКВ.15). Залежь распространена в обоих блоках. В первом блоке из интервала 4595-4612м в скважине 34 получен приток нефти 51,5 м3/сут газа при 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора в этой скважине 8,2м. расчленен он на 2 пропластка, пористость его по данным ГИС 13,3%, нефтенасыщенность- 62,4%. Коллектор в скважине 34 изучен по 9-ти представленным образцам. Это мелко-среднее – крупнозернистые разности, открытая пористость составляет 11,75-16,64%, среднее значения – 14,1%, параллельная газопроницаемость (1,1-11,07) х 10-15, среднее значение 3,9 х 10-15 м2. В скважине 32 по данным ГИС коллектор отсутствует. Водонефтяной контакт для 1 блока принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 34 и равен – 4453,8м. К югу от скважины 34 по данным сейсморазведки расположено поднятие Кокбулак в пределах которого ожидается развитие этой выделенной залежи. Во II блоке горизонт опробован в 6-ти скважинах, в двух из них притока не получено, в скважине 16 получен небольшой приток, а в трех скважинах 27,37,14 получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит получен в скважине 37 и равен 228 м3/сут нефти и 13500 м3/сут газа три 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора II блока меняется от 3,0 м (СКВ. 14) до 15,4м (СКВ.27). В скважине 37 она равна 11,6м. В остальных скважинах блока коллектор замещен непроницаемыми породами. Коллектора во II блоке изучены в скважине 27 по 9-ти образцами песчаника, открытая пористость которых изменяется от 13,5 до 17,07%. Среднее значение 15,06%. Газопроницаемость определена по 7-ми образцам. Значение проницаемости в параллельном напластованию направлении меняется от 31,3 х 10-15 до 232,9 х 10-15, среднее значение 132,3 х 10-15 м. Карбонатность песчаников невысокая и составляет 4-9%. В скважинах 14,16,37 проанализированные образцы не характеризуют продуктивную часть разреза. Они отобраны ниже продуктивной части разреза или отобраны плотные разности. Водонефтяной контакт по блоку принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке -3945,5м. III продуктивный горизонт прослеживается по всей площади месторождения. Толщина его колеблется от 15м до 51м.Почти по всей площади горизонт по материалам ГИС и исследованиям керна обладает низкими коллекторскими свойствами и только в скважине 27 получен небольшой приток нефти. Приток нефти составил 0,5 м3/с при штуцере 2,5мм. Пористость коллектора по данным ГИС 13,5%, нефтенасыщеность -57%. Пористость мелко- среднезернистых песчаников по исследованиям керна (5 обр. из СКВ.27) изменяется от 12,7% до 17,98%. Газопроницаемость в параллельном направлении (2,1-16,1) х 10-15м2. В этом же отборе керна отмечено несколько образцов высокопористых пород проницаемостью от долей миллидарси до 12,3 х 10-15м2. Коллектор, выделенный в скважине 27, имеет толщину 7,6м разбит на 4 пропластка. Водонефтяной контакт принят условно по подошве коллектора на отметке 3932,4м. IV продуктивный горизонт вскрыт всеми скважинами месторождения. Толщина горизонта сильно колеблется от 19м (СКВ.14) до 96м (СКВ.32). В первом блоке опробована скважина 34. Дебит ее небольшой 1,0 м3/с переливом. Коллектор в этой скважине толщиной 10,8м по данным ГИС имеет пористость 11,6%, а насыщенность 48%. Коллекторские свойства этого блока по керну не изучены. Водонефтяной контакт принят условно по подошве продуктивного пласта в скважине 34 на отметке -4602м. Во II блоке коллектора выделены СКВ.27,14,37 толщиной 2,8м, 10,4м, 16,6м соответственно. Средневзвешенная пористость в этом блоке по данным ГИС 14,2%, насыщенность 49,2%. Коллекторские свойства изучены по 6-ти образцам скважины 27. Это разнозернистые песчаники с открытой пористостью 11,44-19,02%, среднее значение 16,5%. Газопроницаемость их (2,9-49,9) х 10-15 м2. Карбонатность 7,4-14,6%. Опробованы в блоке 3 скважины. Наибольший дебит получен в скважине 27-15м3/с нефти и 2071 м3/сут газа при 8-ми мм штуцере. В скважине 14 получен небольшой приток нефти (1,4 м3/сут) переливом и по скважине 37 получены пленки нефти. Водонефтяной контакт условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке – 4080,3м. V горизонт вскрыт 8-ю скважинами и имеет распространение по всей площади. Толщина его изменяется от 13м до 74м. Залежь нефти выявлена только во II блоке. Коллектор по данным ГИС выделен в скважине 16, при опробовании дал небольшой приток нефти. Дебит нефти -0,4м3/сут при 3-х мм штуцере. ВНК условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 16 а отметке – 4087м. |