При. курсовой проект Вайтиев Е.В. 2. 1. геологический раздел 4

• Название: 1. геологический раздел 4
• Дата: 04.05.2023
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: курсовой проект Вайтиев Е.В. 2.docx
• Тип: Литература; #1108080
• страница: 1 из 6

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4

Нефтегазоносность Арланского месторождения при проведении геологических съемок поверхностных нефтегазопроявлений не отмечалось. 9

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 10

14

14

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 14

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного Арланского месторождения 14

2.6 Процессы, происходящие в плате в результате эксплуатации скважин 30

3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения. 42

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 44

3.3 Расчет экономических показателей 44

Выручка от реализации: 44

Таблица 13 Экономическая эффективность проведения мероприятия закачки ББс 46

Литература 48

ВВЕДЕНИЕ

С каждым годом на Арланском месторождении всё большую актуальность приобретает проблема выработки остаточных запасов углеводородов.

Основные факторы влияющие на это: количество новых крупных месторождений вводимых в разработку и эксплуатацию снижается с 17 до 11%, также обводненность добытой продукции достигает 75-95% с ежегодным её приростом на 4-5%. Также стоит отметить, что при увеличении количества ремонтных работ, в том числе РИР на данном месторождении на 35-40% ежегодно – растет количество обводнившихся скважин в 1,5-2 раза быстрее чем планируется.

Наиболее важным фактором, который вносит наибольшие корректировки в дальнейшем развитии нефтяной промышленности нашей страны в целом, является неизбежное изменение структуры разрабатываемых залежей, в первую очередь это связано с тем, что всё большее кол-во вводимых в разработку продуктивных отложений являются сложнопостроенными, также большая часть нефтяных месторождений уже перешли на завершающую стадию разработки, когда основные запасы флюидов является трудноизвлекаемыми, а активные запасы составляют минимальную долю от оставшихся запасов.

Широкое применение традиционной технологии заводнения (основной метод разработки месторождений углеводородов в России) не обеспечивает эффективной выработки остаточных запасов из низкопроницаемых и высокообводненных пластов.

Одним из наиболее перспективных направлений в области разработки нефтяных месторождений, методами увеличения нефтеотдачи (МУН), несомненно, являются горизонтальные технологии бурения и добычи природных углеводородов.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Геолого-физическая характеристика Арланского месторождения.
Арланское месторождение в первые начали бурить в 1954г.,введено в промышленную разработку в 1958 г. 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. 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.

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.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

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.

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.


Рисунок 1 структурная карта Арланского месторождения.


1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

Пористость и проницаемость пластов Николо-Березовской площади определена почти по 600 образцов керна. Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строении продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке Николо-Березовской площади.

Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами :

• 
  - по зависимости пористость - при минимальной толщине песчаников 0,8 метров пористость составляет 15%;
  
• 
  - по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%;
  
• 
  - по результатам обработке материалов геофизических исследований скважин - нижний предел пористости 14-16%;
  
• 
  - по приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине работающих пластов 1-1,2 метров, нижний предел составляет 14-16%;
  

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновые данные из 9 скважин, пробуренных со вскрытием продуктивных пластов раствором на нефтяной основе.

Средние значения нефтенасыщенности составили на Николо-Березовской площади - 82%. При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6.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 VI₀ 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 IV₀ 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.

Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65мкм². Нефтенасыщенность 72-73% [4]


Нефтегазоносность Арланского месторождения при проведении геологических съемок поверхностных нефтегазопроявлений не отмечалось.

В процессе бурения структурных и глубоких скважин на смежных территориях нефте и газо проявле­ния различной интенсивности (от слабых до промышленных залежей) ус­тановлены в фаменских, турнейских, визейских, башкирских, артинских терригенных и карбонатных отложениях.

Единая мощная газонефтяная залежь отложений- франско-турнейского возраста открыта на Арланском месторождении. По данным промыслово-геофизических исследований и керна разрез залежи сложен чередованием низкопористых плотных прослоев карбонатных по­род с пористыми, каверново-пористыми и трещиноватыми разностями их. ВНК залежи условно принят на отметке минус 1935 м, высота залежи 240 м. Залежь массивная. Размеры залежи 5х7 км. Дебит в скважине 130 на 7 мм штуцере составил 42 т/сут нефти при газовом факторе 663 м³/сутки.

Промышленные залежи нефти и газа открыты в фаменских отложениях на Арланском месторождении. Дебиты составили 12-100 т/сутки. Удельный вес нефти 0,898 г/см³.Залежи пластово-сводовые.

На Арланском месторождении в параметрической скважине №1 получена нефть сильно газированная в объеме 0,028м³ из турне-фаменских отложе­ний (инт. 1758,5-1774,5 м и 1756-17687 м).

Пористость продуктивных пластов в карбонатных отложениях ко­леблется от 12 до 20%, проницаемость от 0 до 400 мд. Общая мощность пачки проницаемых известняков 40 м, нефтенасыщенная верхняя часть -14 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов и терригенных от­ложений не высокие. Пористость от 5 до 20%, проницаемость до 230 мд. тульского горизон­та.

На Арланском месторождении из пласта получены притоки газа и нефти. Залежь массивного типа, высота залежи 50 м.

На Арланском месторождении нефти из пласта в скв.37 через колонну испытан интервал 1205-1220 м и получен приток нефти дебитом 25 т/сут через 5 мм штуцер.

Залежь нефти на Арланском месторождении связана с прослоями по­ристых органогенно-детритовых известняков (пласты Вз и В₄), перекры­тых и подстилаемых аргиллитами и глинистыми известняками. Пласт испытывали в скв. 134 получено 7,4 м³/сут нефти. Залежь пластово-сводовая, высота ее 30 м.