Знаменское месторождение нефти


Краткая геологическая характеристика Знаменского месторождения — МегаЛекции

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

ПО КУРСУ : СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА ГАЗА И

ГАЗОКОНДЕНСАТА

 

НА ТЕМУ : ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

НА ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧКАХ

 

 

ГРУППА ГГ-00-02 ОЦЕНКА ДАТА ПОДПИСЬ
РАЗРАБОТАЛ Захаров А. Г.      
ПРОВЕРИЛ Павлюченко В. И.      

 

 

УФА 2003 год.

 

Государственный комитет Российской Федерации

По высшему образованию

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Кафедра

Студенту

 

 

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Дисциплина

Рассчитать и спроектировать

Исходные данные

 

Представить следующие материалы в указанные сроки

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

Дата выдачи 2003г.

Консультант Студент

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение,………………………………………………………….4

1. Краткая геологическая характеристика Знаменского

месторождения,…………………………………………………….6

2. Геологическое строение кизеловского горизонта

Знаменского нефтяного месторождения,………………………..12

3. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин,…………………………………………20

4. Сущность метода гидравлического разрыва пласта,………...22

5. Технология и техника проведения ГРП,………………………29

6. Выбор технологии ГРП,………………………………………..36

7. Оборудование, используемое при ГРП,………………………40

8. Расчёт гидравлического разрыва пласта,……………………..45

Заключение,………………………………………………….…..52

Список использованной литературы,………………………….53

 

Введение

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

 

Краткая геологическая характеристика Знаменского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Территория месторождений НГДУ « Аксаковнефть» обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью с линиями электропередач. Вблизи ряда месторождений проходят Куйбышевская железная дорога, шоссейные дороги с асфальтовым покрытием. В основном же дорожная сеть состоит из проселочных и улучшенных грунтовых дорог.

Климат района в значительной степени континетальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой и жарким летом. Господствующее направление ветров юго-восточное.

1.1.1 Орогидрография района

Дневная поверхность площади представляет собой холмистую равнину, изрезанную оврагами и речными долинами, с общим наклоном на северо-восток.

Наиболее крупными реками являются реки Дема, Ик с притоками Ря, Уршак. Из полезных ископаемых кроме нефти, важное значение в хозяйстве района имеют известняки, песчанники, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериалы.

1.1.2 Стратиграфия и тектоника

В соответствии с классификацией, группа месторождений НГДУ «Аксаковнефть» располагается в пределах таких структур первого порядка, как Татарский свод и юго-восточный склон Русской платформы.

На юго-восточном склоне Русской платформы месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабена и зоне горстовидных поднятий (Аскарово-Бекетовская полоса)

Знаменское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского Бижбулякского районов Башкортостана. На западе и на юго-западе площадь месторождения примыкает к Оренбургской области. С юго-востока к нему примыкает Шкаповское, а с северо-востока Белебеевское месторождение.

Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры длина 29 - 30 км, ширина 10 - 15 км.

Верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса - это основной продуктивный пласт месторождения, существующий в виде единой линзы с максимальными размерами 28 на 15 км и ещё ряда изолированных линз меньших размеров.

По данным микроскопических исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть разреза турнейского яруса, представлена известняками сгустково - комковатыми и мелкодетритово - сгустковыми, с весьма незначительной глинистостью (1 - 5%) и ограниченным окремнением, в различной степени перекристализованными, участками сульфатизированными.

Тип залежи - пластовая оводовая с высотой 6 - 25 м. Принятый ВНК колеблется в пределах -1290,2 - 1304,5 м.

Верхняя кровельная часть кизеловского горизонта турнейского яруса общей толщиной до 12 м продуктивна. В большинстве скважин пласт представлен одним монолитным пропластком, в единичных тремя и в части скважин двумя пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями толщиной 0,4 - 1,2 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 2,7 м.

1.2 Характеристика пластовых флюидов

Пористость коллекторов турнейского яруса Знаменского месторождения в целом определена по 1050 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 11%. Проницаемость определена по 819 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 0,008 мкм2. Проведены гидродинамические исследования в 46 скважинах, средняя проницаемость по 56 определениям равна 0,107 мкм2. Коэффициенты песчанистости и расчленённости, определенные по 630 скважинам, составляют соответсвенно 0,75 и 1,3 доли ед.

1.2.1 Свойства нефти

Свойства и состав нефти изучены по глубинным пробам и приведены в таблице 1.2.1.1

Таблица 1.2.1.1 - Параметры нефти Знаменского месторождения по пробам, отобранным в глубинных условиях (турнейский ярус)

№ п/п Параметры Значения
1. Количество проб
2. Количество скважин
3. Пластовое давление, МПа
4. Давление насыщения, МПа 4,8
5. Плотность, кг/м3  
  при пластовом давлении
  сепарированной нефти
6. Вязкость, мПа*с  
  при пластовом давлении 9,1
  сепарированной нефти 18,4
7. Газонасыщенность, м3/т 19,0
8. Объёмный коэффициент нефти 1,048
9. Пластовая температура, оС

1.2.2 Свойства пластовой воды

Водоносные горизонты в отложениях турнейского яруса приурочены к пористо -кавернозным и трещиноватым разностям известняков в средней и нижней пачках кизеловского горизонта. Тип вод хлокальциевый. Состав пластовой воды приведен в таблице 1.2.2.1.

Таблица 1.2.2.1 Состав пластовой воды по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

Компонент Содержание
    мг - экв на 100 г % экв
 
1. Хлор (Cl -) 303,99 49,89
2. Сульфат (SO4 2-) 0,16 0,02
3. Гидрокарбонат (HCO3 -) 0,5 0,03
4. Кальций (Ca 2+) 3,5
5. Магний (Mg 2+) 13,5 2,13
6. Кальций + Натрий (Ca 2+ + Na + ) 272,15 44,65

 

 

По Сулину вода относится к хлоридно -кальциевому типу

rNa/rCl = 0,76 - 0,94

кальцевой группе

rCl/rMg = 1,04- 5,6

хлоридной подгруппе

rSO4/rCl = 0,0001 - 0,003

 

Плотность воды  = 1155,5 кг/м3 .

 

1.2.3 Свойства газа

Все газы, растворенные в нефти имеют плотность больше единицы.

Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет - 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице 1.2.3.1.

Таблица 1.2.3.1 - свойства и состав попутного нефтяного газа по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

Компонент Доля в объёмных %
1. Сероводород (h3S) 4,1
2. Углекислый газ (CO2) 0,4
3. Азот (N2) + редкие 7,4
  в т.ч. Гелий (He) 0,034
  Аргон (Ar) 0,013
4. Метан (Ch5) 27,3
5. Этан (C2H6) 29,9
6. Пропан (C3H8) 21,1
7. Бутан (C4h20) 7,3
8. Пентан (C5h22) 1,7
9. Гексан (C6h24) + высшие 0,3

 

Плотность попутного газа примерно 1,1274 кг/м3.

1.3 Состояние разработки месторождения

На 01.01.2003 г. на балансе НГДУ « Аксаковнефть» находится 16 месторождений. В 2002 году осуществлялась разработка 15 -ти месторождений, из которых четыре месторождения находятся в первой стадии разработки, пять - в третьей, шесть - в четвертой.

Газовая добыча по НГДУ составила 1285,5 тыс.тонн нефти, при плане - 1270 тыс.тонн. План выполнен на 101,2 %.

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:

 

Первая, вторая стадии разработки.

Месторождение Исламгуловское, Згурицкое и Дмитриевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 0,9 % от начальных запасов НГДУ. Доля добычи нефти -0,6 %. Извлечено 1,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям 0,36 %.

Третья стадия разработки.

Пять месторождений - Знаменское, Белебеевское, Шафрановская, Каменское, Орловскакя с начальными извлекаемыми запасами 12,6 % от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 55,1 %. Отобрано 64,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,26 % и 6,4 % от остаточных извлекаемых запасов.

Четвертая стадия разработки.

Шесть месторождений - Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 86,5 % от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составило 44,3 %, отобрано 95,1 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,25 % и 5,5 % от остаточных.

Знаменское месторождение открыто в 1957 году, в карбонатах кизеловскго горизонта турнейского яруса. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961году. Эксплуатационное разбуривание начато в 1966 году.

Площадь находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти в объеме 486 тыс.т достигнута в 1992г. Суммарная добыча нефти на 01.01.2003г. составляет 7508,0 тыс.т или 55,9% от начальных извлекаемых запасов нефти. Жидкости отобрано с начала разработки 11478,5 тыс.т, воды закачано 27272,4тыс.м3. Отбор жидкости при этом компенсирован на 103,6%. Годовой темп отбора нефти равен 3,0% от начальных извлекаемых запасов.

Характер изменения по годам добычи нефти, жидкости, объёмов закачки воды, фонда скважин по пласту приведены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1-Основные показатели состояния разработки Знаменского месторождения (турнейский ярус) на 01.01.2003

Показатели Значение
1. Накопленная добыча нефти, тыс.т 7508,0
2. Добыча нефти, тыс.т 345,3
3. Добыча жидкости, тыс.т 594,9
4. Обводненность, (вес.), % 69,8
5. Среднесуточный дебит скважины по жидкости, т/сут  
  УЭЦН 123,3
  ШСНУ 4,2
  УЭДН 2,1
6. Накопленная закачка, тыс.м3 27272,4
7. Компенсация отбора закачкой, %  
  Текущая 103,6
  Накопленная 118,5
8. Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут 42,3

 

 

1.4 Характеристика фонда скважин

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

1. Электрогпогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости - 157,2 м3/сут.

2. Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости - 4,2 м3/сут.

В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.

В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс.тонн нефти.

Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице 1.5.1, всего на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН - 44, ШГН - 461.Всего нагнетательных скважин 284, в т.ч. действующих - 203, в бездействии - 10.

Таблица 1.4.1 Характеристика фонда скважин на 01.01.2003 Знаменского месторождения

Наименование Характеристика фонда скважин К - во скважин
1. Фонд добывающих Всего
    Действующих
    фонтанных -
    УЭЦН
    ШСНУ
    УЭДН
    Бездействующих
    В освоении -
    В консервации
2. Фонд нагнетательных Всего
    Действующих
    Бездействующих
    В освоении -
    Внутриконтурные
3. Специальные скважины Контрольные и пьезометрические
    Водозаборные
4. Ликвидированные и в ожидании ликвидации  

 

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 1.4.2.

 

Таблица 1.4.2 Сравнение фактических и проектных показателей разработки Знаменского месторождения

Показатели Проект Факт +,-
1. Годовая добыча нефти,т.т. 553,0 562,2 +9,2
2. Темп падения добычи нефти, % 8,0 5,6 -2,4
3. Темп отбора: от нач. извл. запасов,% 2,96 3,01 +0,05
  от остаточных извлекаемых запасов,% 6,6 6,7 +0,1
4. Годовой отбор жидкости, т.т. 1562,1 1862,9 +300,8
5. Закачка воды, т.м3 1693,0 1882,0 +189
6. Обводненность (вес.),% 64,6 69,8 +5,2
7. Среднесуточный дебит по нефти, т/сут 3,2 3,3 +0,1

 

 

megalektsii.ru

Геологическое строение кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения

2.1. Общие сведения о месторождении

Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области. Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры 30*15 км.

В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхне-пермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Залесенность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена р. Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3-5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января –150С, июля +190С.

Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются р.п. Приютово, д.д. Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, пос. им. 8-е Марта, д. Знаменка. Хорошо развита дорожная сеть. Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая р.п. Приютово с г. Уфой и Белебеем. Небольшие ж.д. станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.

Р.п. Приютово, где расположена база НГДУ Аксаковнефть, ведущее разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, с районными центрами Ермекеево, Бижбуляк и д. Тарказы. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево. Из местных строительных материалов имеются известняки, песчаники, гравий.

2.2. История открытия

В результате осуществления в регионе структурно-поискового и поисково-разведочного бурения, проведенного с 1953 по 1957 год.

В 1957 году поисково-разведочной скважиной 103 из карбонатных отложений каменноугольной системы турнейского яруса был получен промышленный приток нефти и открыто Знаменское нефтяное месторождение. В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарсовскую, Яновскую и Еременскую площади. Все эти площади были первоначально открыты по результатам геолого-разведочных работ, в 1983-1986 годах, как самостоятельные месторождения.

На этих месторождениях дополнительно в разрезе нижнего карбона были выявлены залежи нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта, заволжском горизонте, фаменском ярусе и терригенных пластах DI и DIV Девонской системы. Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км2.

2.3 Стратиграфия

На Знаменском месторождении глубоким бурением вскрыты пермские, каменноугольные, девонские и вендские (бавлинские) отложения. Стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится по унифицированной схеме стратиграфии 2000 г.

Вендские (Бавлинские) отложения

Додевонские отложения вскрыты значительным количеством скважин, но лишь в единичных скважинах вскрытая часть разреза превышает 50 м. Самая глубокая скважина 740 с забоем на глубине 5000 м. углубилась в них на 2850 м. Додевонские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, слюдистыми, глинистыми, плотными, с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, плитчато-слоистых, местами с зеркалами скольжения, а так же песчаниками от светло-серых до кирпично-красных с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

2.4. Основные сведения о тектонике месторождения

Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену и представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания на 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал [1].

Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Исключением является лишь его юго-западная часть – Яновская площадь, где происходит весьма резкое погружение почти всех отложений на юго-запад, что обусловлено имеющимися здесь дизъюнктивными нарушениями. Тектоническое строение месторождения иллюстрируется структурными картами по кровле сакмарского яруса, картой по кровле коллекторов турнейского яруса (практически совпадающей с кровлей яруса) и геологическими профилями по нижне-каменноугольным отложениям. Так как в работе рассматриваются залежи нефти в кизеловском горизонте турнейского яруса, то тектоническое строение Других горизонтов не приводится. По структурной карте отмечаются следующие особенности: наиболее высокое гипсометрическое положение занимает северная часть месторождения - Еременская площадь, оконтуренная изогипсой –1275м. Отсюда начинается плавное, но неравномерное погружение кровли турнейского яруса в южном направлении, причем региональная изогипса - 1300 м– оконтуривающая структуру, прослеживается только в 18-20 км к югу от изогипсы 1275 м, т.е. на расстоянии 20 км происходит погружение кровли турнейского яруса всего на 25 м. На фоне этого погружения прослеживается расширение изогипс, структурные выступы, террасы и носы, обусловленные наличием 10 локальных поднятий с амплитудой 5-10 м субширотной ориентировки. И только на юге месторождения, характер строения кровли турнейского яруса резко меняется в сторону относительно крутого погружения ее на юго-запад, осложненное наличием довольно контрастных структур и глубокого субмеридионального прогиба.

Абсолютные отметки водо-нефтяного контакта (ВНК) ступенчато погружаются в юго-западном направлении с –1268 м на Еременской площади, до –1274 м На Городецкой, -1291м и –1304,5м на Знаменской, -1305,5м на Тарасовской и 1335,2 м на самой крайней залежи – Яновской площади. Таким образом с северной части месторождения до южной ВНК погружается на 67 м. Такое формирование водонефтяных контактов обусловлено структурно-литологическим фактором и даже, в большей степени, литологическим.

Наряду с наличием между куполами неглубоких прогибов, имеются значительные зоны выклинивания и замещения коллекторов плотными разностями, что видно на карте изопахит. Характерной особенностью является приуроченность к повышенным абсолютным отметкам кровли кизеловского горизонта наибольших нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта. Контуры же нефтеносности, в основном, контролируются зонами замещения или выклинивания коллектора [5].

 

2.5 Нефтенасыщенная толщина пласта

Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является нефтенасыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.

Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров – 44,8%.

 

2.6 Пористость пласта

Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу. Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.

Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам. Открытая пористость составила по изначально нефтенасыщенным 10,8% (1036 определения), по водонасыщенным 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%. По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%. С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.

По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%). Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

megalektsii.ru

Отчет: "Геологическое исследование Знаменского месторождения"

Выдержка из работы

Общие сведения о месторождении

Территория месторождений НГДУ «Аксаковнефть» обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью с линиями электропередач. Вблизи ряда месторождений проходят Куйбышевская железная дорога, шоссейные дороги с асфальтовым покрытием. В основном же дорожная сеть состоит из проселочных и улучшенных грунтовых дорог.

Климат района в значительной степени континетальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой и жарким летом. Господствующее направление ветров юго-восточное.

Орогидрография района

Земная поверхность площади представляет собой холмистую равнину, изрезанную оврагами и речными долинами, с общим наклоном на северо-восток.

Наиболее крупными реками являются реки Дема, Ик с притоками Ря, Уршак. Из полезных ископаемых кроме нефти, важное значение в хозяйстве района имеют известняки, песчаники, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериалы.

Стратиграфия и тектоника

В соответствии с классификацией, группа месторождений НГДУ «Аксаковнефть» располагается в пределах таких структур первого порядка, как Татарский свод и юго-восточный склон Русской платформы.

На юго-восточном склоне Русской платформы месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабена и зоне горстовидных поднятий (Аскарово-Бекетовская полоса)

Знаменское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского Бижбулякского районов Башкортостана. На западе и на юго-западе площадь месторождения примыкает к Оренбургской области. С юго-востока к нему примыкает Шкаповское, а с северо-востока Белебеевское месторождение.

Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры длина 29 — 30 км, ширина 10 — 15 км.

Верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса — это основной продуктивный пласт месторождения, существующий в виде единой линзы с максимальными размерами 28 на 15 км и ещё ряда изолированных линз меньших размеров.

По данным микроскопических исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть разреза турнейского яруса, представлена известняками сгустково — комковатыми и мелкодетритово — сгустковыми, с весьма незначительной глинистостью (1 — 5%) и ограниченным окремнением, в различной степени перекристализованными, участками сульфатизированными.

Тип залежи — пластовая сводовая с высотой 6 — 25 м. Принятый ВНК колеблется в пределах -1290,2 — 1304,5 м.

Верхняя кровельная часть кизеловского горизонта турнейского яруса общей толщиной до 12 м продуктивна. В большинстве скважин пласт представлен одним монолитным пропластком, в единичных тремя и в части скважин двумя пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями толщиной 0,4 — 1,2 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 2,7 м.

Характеристика пластовых флюидов

Пористость коллекторов турнейского яруса Знаменского месторождения в целом определена по 1050 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 11%. Проницаемость определена по 819 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 0,008 мкм2. Проведены гидродинамические исследования в 46 скважинах, средняя проницаемость по 56 определениям равна 0,107 мкм2. Коэффициенты песчанистости и расчленённости, определенные по 630 скважинам, составляют соответсвенно 0,75 и 1,3 доли ед.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным пробам и приведены в таблице.

Таблица — Параметры нефти Знаменского месторождения по пробам, отобранным в глубинных условиях (турнейский ярус)

№ п/п

Параметры

Значения

1.

Количество проб

26

2.

Количество скважин

18

3.

Пластовое давление, МПа

14

4.

Давление насыщения, МПа

4,8

5.

Плотность, кг/м3

при пластовом давлении

855

сепарированной нефти

873

6.

Вязкость, мПа·с

при пластовом давлении

9,1

сепарированной нефти

18,4

7.

Газонасыщенность, м3/т

19,0

8.

Объёмный коэффициент нефти

1,048

9.

Пластовая температура, ?С

29

Свойства пластовой воды

Водоносные горизонты в отложениях турнейского яруса приурочены к пористо -кавернозным и трещиноватым разностям известняков в средней и нижней пачках кизеловского горизонта. Тип вод хлорокальциевый. Состав пластовой воды приведен в таблице.

Таблица — Состав пластовой воды по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

Компонент

Содержание

мг — экв на 100 г

% экв

1

2

3

1.

Хлор (Cl -)

303,99

49,89

2.

Сульфат (SO42-)

0,16

0,02

3.

Гидрокарбонат (HCO3-)

0,5

0,03

4.

Кальций (Ca 2+)

22

3,5

5.

Магний (Mg 2+)

13,5

2,13

6.

Кальций + Натрий (Ca 2+ + Na+)

272,15

44,65

По Сулину вода относится к хлоридно-кальциевому типу

rNa/rCl = 0,76 — 0,94

кальцевой группе

rCl/rMg = 1,04- 5,6

хлоридной подгруппе

rSO4/rCl = 0,0001 — 0,003

Плотность воды с = 1155,5 кг/м3.

Свойства газа

Все газы, растворенные в нефти имеют плотность больше единицы.

Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет — 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице.

Таблица — свойства и состав попутного нефтяного газа по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

Компонент

Доля в объёмных %

1.

Сероводород (h3S)

4,1

2.

Углекислый газ (CO2)

0,4

3.

Азот (N2) + редкие

7,4

в т.ч. Гелий (He)

0,034

Аргон (Ar)

0,013

4.

Метан (Ch5)

27,3

5.

Этан (C2H6)

29,9

6.

Пропан (C3H8)

21,1

7.

Бутан (C4h20)

7,3

8.

Пентан (C5h22)

1,7

9.

Гексан (C6h24) + высшие

0,3

Плотность попутного газа примерно 1,1274 кг/м3.

Состояние разработки месторождения

На 01. 01. 2003 г. на балансе НГДУ «Аксаковнефть» находится 16 месторождений. В 2002 году осуществлялась разработка 15 -ти месторождений, из которых четыре месторождения находятся в первой стадии разработки, пять — в третьей, шесть — в четвертой.

Газовая добыча по НГДУ составила 1285,5 тыс. тонн нефти, при плане — 1270 тыс. тонн. План выполнен на 101,2%.

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:

Первая, вторая стадии разработки.

Месторождение Исламгуловское, Згурицкое и Дмитриевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 0,9% от начальных запасов НГДУ. Доля добычи нефти -0,6%. Извлечено 1,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям 0,36%.

Третья стадия разработки.

Пять месторождений — Знаменское, Белебеевское, Шафрановская, Каменское, Орловскакя с начальными извлекаемыми запасами 12,6% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 55,1%. Отобрано 64,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,26% и 6,4% от остаточных извлекаемых запасов.

Четвертая стадия разработки.

Шесть месторождений — Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 86,5% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составило 44,3%, отобрано 95,1% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,25% и 5,5% от остаточных.

Знаменское месторождение открыто в 1957 году, в карбонатах кизеловскго горизонта турнейского яруса. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961 году. Эксплуатационное разбуривание начато в 1966 году.

Площадь находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти в объеме 486 тыс. т достигнута в 1992 г. Суммарная добыча нефти на 01. 01. 2003 г. составляет 7508,0 тыс. т или 55,9% от начальных извлекаемых запасов нефти. Жидкости отобрано с начала разработки 11 478,5 тыс. т, воды закачано 27 272,4тыс. м3. Отбор жидкости при этом компенсирован на 103,6%. Годовой темп отбора нефти равен 3,0% от начальных извлекаемых запасов.

Характер изменения по годам добычи нефти, жидкости, объёмов закачки воды, фонда скважин по пласту приведены в таблице.

Таблица -Основные показатели состояния разработки Знаменского месторождения (турнейский ярус) на 01. 01. 2003

Показатели

Значение

1.

Накопленная добыча нефти, тыс. т

7508,0

2.

Добыча нефти, тыс. т

345,3

3.

Добыча жидкости, тыс. т

594,9

4.

Обводненность, (вес.), %

69,8

5.

Среднесуточный дебит скважины по жидкости, т/сут

УЭЦН

123,3

ШСНУ

4,2

УЭДН

2,1

6.

Накопленная закачка, тыс. м3

27 272,4

7.

Компенсация отбора закачкой, %

Текущая

103,6

Накопленная

118,5

8.

Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут

42,3

Характеристика фонда скважин

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

1. Электрогпогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости — 157,2 м3/сут.

2. Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости — 4,2 м3/сут.

В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.

В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс. тонн нефти.

Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице, всего на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН — 44, ШГН — 461. Всего нагнетательных скважин 284, в т. ч. действующих — 203, в бездействии — 10.

Таблица Характеристика фонда скважин на 01. 01. 2003 Знаменского месторождения

Наименование

Характеристика фонда скважин

К — во скважин

1.

Фонд добывающих

Всего

1079

Действующих

493

фонтанных

-

УЭЦН

44

ШСНУ

461

УЭДН

5

Бездействующих

10

В освоении

-

В консервации

36

2.

Фонд нагнетательных

Всего

284

Действующих

203

Бездействующих

17

В освоении

-

Внутриконтурные

64

3.

Специальные скважины

Контрольные и пьезометрические

44

Водозаборные

86

4.

Ликвидированные и в ожидании ликвидации

126

Таблица- Сравнение фактических и проектных показателей разработки Знаменского месторождения

Показатели

Проект

Факт

+, —

1.

Годовая добыча нефти, т.т.

553,0

562,2

+9,2

2.

Темп падения добычи нефти, %

8,0

5,6

-2,4

3.

Темп отбора: от нач. извл. запасов,%

2,96

3,01

+0,05

от остаточных извлекаемых запасов,%

6,6

6,7

+0,1

4.

Годовой отбор жидкости, т.т.

1562,1

1862,9

+300,8

5.

Закачка воды, т. м3

1693,0

1882,0

+189

6.

Обводненность (вес.),%

64,6

69,8

+5,2

7.

Среднесуточный дебит по нефти, т/сут

3,2

3,3

+0,1

Геологическое строение Кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения

Общие сведения о месторождении

Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области. Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры 30*15 км.

В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхне-пермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Залесенность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена р. Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3−5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января -150С, июля +190С.

Среднегодовое количество осадков 400−500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются р.п. Приютово, д.д. Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, пос. им. 8-е Марта, д. Знаменка. Хорошо развита дорожная сеть. Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая р.п. Приютово с г. Уфой и Белебеем. Небольшие ж.д. станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.

Р.п. Приютово, где расположена база НГДУ Аксаковнефть, ведущее разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, с районными центрами Ермекеево, Бижбуляк и д. Тарказы. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево. Из местных строительных материалов имеются известняки, песчаники, гравий.

История открытия

В результате осуществления в регионе структурно-поискового и поисково-разведочного бурения, проведенного с 1953 по 1957 год.

В 1957 году поисково-разведочной скважиной 103 из карбонатных отложений каменноугольной системы турнейского яруса был получен промышленный приток нефти и открыто Знаменское нефтяное месторождение. В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарсовскую, Яновскую и Еременскую площади. Все эти площади были первоначально открыты по результатам геолого-разведочных работ, в 1983—1986 годах, как самостоятельные месторождения.

На этих месторождениях дополнительно в разрезе нижнего карбона были выявлены залежи нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта, заволжском горизонте, фаменском ярусе и терригенных пластах DI и DIV Девонской системы.

Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км2. В непосредственной близости к юго-востоку от него расположено Шкаповское, а к северо-востоку Белебеевское месторождения.

Стратиграфия

На Знаменском месторождении глубоким бурением вскрыты пермские, каменноугольные, девонские и вендские (бавлинские) отложения. Стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится по унифицированной схеме стратиграфии 2000 г.

Вендские (Бавлинские) отложения

Додевонские отложения вскрыты значительным количеством скважин, но лишь в единичных скважинах вскрытая часть разреза превышает 50 м. Самая глубокая скважина 740 с забоем на глубине 5000 м. углубилась в них на 2850 м. Додевонские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, слюдистыми, глинистыми, плотными, с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, плитчато-слоистых, местами с зеркалами скольжения, а так же песчаниками от светло-серых до кирпично-красных с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Девонская система. Нижний и средний отдел

Девонские отложения залегают на размытой поверхности вендских отложений. Разрез начинается осадками такатинского горизонта эмского яруса.

Эмский ярус

Подразделяется на такатинский и койвенский горизонты.

Такатинский горизонт

В составе такатинских отложений преобладают песчано-гравийные породы кварцевого и кварцево- полевошпатового состава, подчиненное значение имеют глинистые алевролиты и аргиллиты в виде рослоев среди песчаников и гравелитов. Вверх по разрезу такатинские отложения без видимых следов перерыва сменяются песчаными образованиями койвенского горизонта, поэтому верхняя граница такатинского горизонта проводится довольно условно по появлению мелкозернистых разностей пород, увеличению глинистых прослоев. Толщина такатинских отложений 5 — 8 м.

Койвенский горизонт

Отложения этого горизонта обычно представлены алевролитами серыми, темно-серыми, глинистыми, кварцевыми, реже аргиллиты темно-серые, слоистые. Известняки коричневато-серые, глинистые, с частыми обломками кораллов и брахиопод. В промысловой практике рассматриваемые песчаники такатинского и койвенского горизонтов выделяются как песчаный пласт Д-5. Суммарная толщина песчаников пласта Д-5 колеблется от 12 до 18 м.

Эйфельский ярус

Подразделяется на бийский горизонт и афонинскую свиту.

Бийский горизонт

Представлен карбонатными породами, известными как репер «нижний известняк», и по литолого-геофизической характеристике подразделяется на нижнюю и верхнюю пачки.

Нижняя пачка сложена темно-серыми известняками, органогенно-обломочными, криноидными, с тонкими прослоями буровато-серого доломита. Отмечается закономерное сокращение мощности пачки в северо-северо-западном направлении от 14 до 8 м.

Верхняя пачка в основании и в кровле сложена сильно глинистыми известняками с тонкими пропластками известковистых аргиллитов. В основной, средней части пачки залегают известняки серые и темно-серые, плотные, кристаллические и органогенно-обломочные с остатками криноидей, птеропод и остракод. Толщина пачки 8 — 12 м.

Афонинская свита

Отложения афонинской свиты сложены известняками, внешне не отличающихся от нижележащих осадков бийского горизонта и так же относятся к реперу «нижний известняк». В известняках часто встречаются тонкие трещины, выполненные кальцитом. Толщина горизонта достигает 12 м. Участками кровля Афонинских слоев размыта и мощность сокращается до 4−6 м.

Живетский ярус

В составе живетског яруса выделяются воробьевский, ардатовский и муллинский горизонты.

Воробьевский горизонт

Отложнния воробьевского горизонта, Развитые почти повсеместно на Шкаповском месторждении, расчленяются на две литологические пачки: песчано-алевролитовую и аргиллито-карбонатную.

Разрез песчано-алевролитовой пачки обычно начинается темно-серыми аргиллитами мощностью 1−2 м. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые породы, индексируемые в промысловой практике как нижняя пачка пласта Д-4. Песчаники кварцевые, разнозернистые, преимущественно средне-и крупнозернистые, содержащие примесь гравийных зерен. Толщина коллекторов нижней пачки в среднем составляет 3 м.

Аргиллито-карбонатная пачка сложена темно-серыми аргиллитами толщиной до 5 м. с пластом известняка в кровельной части. Известняки темно-серые, мелкокристаллические, сильно глинистые, мощностью до 2,5 м.

Ардатовский горизонт

Отложения ардатовского горизонта по литологической характеристике подразделяются на три пачки: алевролито-песчаную, аргиллитовую и карбонатную.

Алевролито-песчаная пачка представлена песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые (от мелкозернистых до гравийных), на отдельных участках нефтенасыщенные.

Аргиллитовая пачка отличается постоянством мощности (8−10 м.) и сложена почти исключительно серыми аргиллитамитонкоплитчатыми, содержащими большое количество алевролитовой примеси.

Карбонатная пачка представлена известняками буровато-серыми, темно-серыми, скрытокристаллическими, трещиноватыми, неравномерно глинистыми, с прослоями черных мергелей и известковистых аргиллитов вкровле пачки. Толщина пачки 4−13м.

Муллинский горизонт

В составе муллинского горизонта выделяются две литологические пачки: терригенная и карбонатная.

Терригенная пачка слагает большую часть разреза муллинского горизонта и представлена аргиллитами темно-серыми. Тонкоплитчатыми, содержащими прослои плотных глинистых алевролитов в юго-западной части месторождения. На остальной части характерным является наличие песчаников Д-2.

Песчаники светло-серые, мелкозернистые, обычно алевритистые, неравномерно глинистые. Песчанистые породы имеют невыдержанное развитие как по простиранию, так и по разрезу. Отмечается увеличение песчанистости разреза в северо-западном направлении и всвязи с этим общей мощности пачки. Толщина песчаников меняется от 0 до 15 м., а всей пачки — от 19 до 29 м.

Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми, микрокристаллическими, с фауной брахиопод и остракод. Толщина пачки колеблется от 2 до 10 м. при общем увеличении в южном и юго-западном направлениях. Резкое сокращение мощности пачки до 2−3 м. на отдельных участках связано с ее размывом в послемуллинское время. Общая толщина муллинского горизонта меняется от 29 до 37 м.

Верхнедевонский отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт

Отложения пашийского горизонта подразделяются на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя пачка характеризуется значительной литологической изменчивостью слагающих ее пород. На аргиллитах, а местами непосредственно на известняках муллинского горизонта залегают песчано-алевролитовые породы нижней пачки пласта Д-1. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, неравномерно глинистые.

В кровле пачки обычно залегают аргиллиты буровато-серые, неравномерно алевритистые, толщиной 1−3 м. Однако на значительных участках аргиллиты отсутствуют (размыты) и песчано-алевролитовые породы нижней пачки сливаются с вышележащими песчаниками средней пачки пласта Д-1. Толщина нижней пачки изменяется от 0 до 10 м.

Средняя пачка представлена в основном песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, хорошо отсортированные, мелкозернистые. Толщина пачки от 9 до 22 м.

Верхняя пачка представлена в основном чередованием аргиллитов серых, темно-серых с глинистыми алевролитами. Местами алевролиты переходят в глинистые песчаники мощностью 1,5−2 м. Песчаники залегают в виде небольших линз и узких полос. Максимальная мощность этой песчаной пачки равна 6 м. Общая толщина верхней пачки колеблется от 15 до 13 м.

Кыновский горизонт

Отложения кыновского горизонта представлены в основном карбонатно-аргиллитовыми пордами. В нижней части горизонта залегают известняки буровато-серые и серые, кристаллические, обычно расчлененные на 2 прослоя аргиллитовым пропластком. Нижний прослой известняка в северо-западной части месторождения замещается известковыми аргиллитами. Вверх по разрезу известняки перекрываются пачкой зеленовато-серых и шоколадно-коричневых тонкослоистых аргиллитов, среди которых отмечаются прослои глинистых алевролитов, редко песчаников. Выше прослеживается маломощный карбонатный прослой, над которым, в свою очередь, располагается следующая пачка аргиллито-алевролитовых пород с пропластком глинистых известняков в верхней части. Встречаются прослои песчаников. Завершаются отложения кыновского горизонта карбонатными породами. Общая мощность кыновского горизонта изменяется от 27 до 35 м.

Среднефранский подъярус

Саргаевский горизонт

Слагается известняками серыми и зеленовато-серыми с прослоями зеленых глин, с фауной брахиопод, остракод и птеропод. Толщина горизонта 3−5 м.

Доманиковый горизонт

Сложен известняками темно-серыми, плотными, глинистыми, мелкокристаллическими, окремнелыми и мергелями черными, битуминозными. На каротажных диаграммах они выделяются по большим значениям сопротивления. Мощность от 10 до 20 м.

Верхнефранский подъярус

Разделяется на мендымский и Воронежский+Евланский+Ливенский горизонты.

Мендымский горизонт

Представлен буровато-серыми, кристаллическими, местами глинистыми известняками с фауной брахиопод. Толщина изменяется от 17 до 30 м.

Воронежский+Евланский+Ливенский горизонт

Представлен известняками светло-серыми, серыми и коричневато-серыми, скрытокристаллическими, глинистыми, плотными, доломитизированными и сульфатизированными, прослоями белыми, мелоподобными, и органогенно-обломочными, кавернозно-пористыми.

Внижней части разреза на отдельных участках встречаются прослои темно-серых битуминозных известняков и мергелей. Суммарная мощность горизонта от 70 до 140 м.

Фаменский ярус

Подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний.

Нижнефаменский подъярус

Представлен доломитами и известняками. Доломиты буровато-серые, тонко-и мелкокристаллические, сульфатизированные, иногда мелкокавернозные. В подошве яруса отмечается известковистая брекчия, состоящая из обломков темно-серого афонитового известняка размерами 0,8−4 см., сцементированным коричневым мелкокристаллическим известняком. Мощность прослоев брекчии достигает 14 м. Мощность подъяруса от 106 до 133 м.

Среднефаменский подъярус

В состав среднефаменского подъяруса входит пачка «Д», которая представлена известняками серыми, тонкокристаллическими и пелитоморфными, плотными, крепкими, неравномерно глинистыми, часто вертикально- трещиноватыми с прослоями пористых органогенных известняков и доломитов.

Часто в породах встречаются включения голубовато-белого ангидрита и тонкие прослои черных слоистых аргиллитов. Толщина пачки «Д» от35 до80 м.

Верхнефаменский подъярус

Сложен известняками серыми, темновато-серыми, тонкокристаллическими и пелитоморфными, прослоями глинистыми. Известняки участками трещиноватые и кавернозные. К пористо-трещиноватым разностям риурочены нефтепроявления. Толщина подъяруса изменяется от 50 до 65 м.

Каменноугольная система

Нижнекаменноугольный отдел

Турнейский ярус

Ханинский надгоризонт

Представлен Упинским+Малевским горизонтом. Известняки серые и светло-серые пелитоморфные и кристаллические, редко органогенно-шламовые, прослоями глинистые, преимущественно плотные, на отдельных участках в верхней части разреза неравномерно-пористые, неравномерно пропитаны нефтью. Толщина от 8 до 20 м.

Шуриновский надгоризонт

Представлен Черепетским и Кизеловским горизонтами.

Черепетский горизонт

Представлен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-шламовыми и пелитоморфными, с прослоями кавернозно-пористого доломита. Породы неравномерно-пористые и плотные. Плотные разности неравномерно пропитаны нефтью. Толщина от 10 до 30 м.

Кизеловский горизонт

По данным исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть отложений кизеловского горизонта, представлена известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными, крепкими, неравномерно пористыми, неравномерно пропитанными нефтью, преимущественно среднезернистыми и мелкозернистыми, сгустково-комковатыми, мелкодетритово сгустковыми, с незначительной глинистостью (до 5%) и ограниченным окремнением, развитым по отдельным органическим остаткам, в различной степени перекристаллизованными, участками сульфатизированными, с тонкорассеянной примесью и редкими мелкими стяжениями пирита.

Содержащиеся в известняках раковины организмов и мелкий детрит представлены в основном фораминиферами, водорослями, реже криноидеями размерами 0,008−0,4 мм., которые имеют хорошо окатанную форму и относительно равномерное распределение в породе. Указанные форменные элементы сцементированы мелкозернистыми (до 0,02 мм.) кальцитом, составляющим в наиболее пористых разностях известняков в среднем 18−20% компонентного состава породы. В известняках с уплотненной структурой цемент сложен в преобладающем объеме микрозернистым кальцитом и характеризуется как правило, базальным типом строения. Для большей части исследуемых пород тип цемента контактово-поровый, часто осложненный инкрустационными выделениями кристаллического кальцита. Толщина кизеловского горизонта 10−30 м.

Визейский ярус

Кожимский надгоризонт

Включает в себя бобриковский +радаевский горизонт и косвинский горизонт.

Косвинский горизонт

Представлен аргиллитами черными, окремнелыми, с линзами и прослоями известняков и кремней. Толщина от5 до 10 м.

Бобриковский +Радаевский горизонт

Подразделяется на две пачки: верхнюю и нижнюю. Нижняя пачка сложена преимущественно песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые и темно-бурые, мелкозернистые, кварцевые, плотные, пористые. Пористые темно-бурые разности насыщены нефтью. Алевролиты серые, темно-серые, плотные. Светло-серые разности не заглинизированные, участками пропитаны нефтью.

Верхняя пачка сложена темно-серыми, черными аргиллитами, углистыми, тонкослоистыми, с обуглившимися растительными остатками. Общая толщина от 8 до 30 м.

Окский надгоризонт

Тульский горизонт

Известняки темно-серые, почти черные, тонкокристаллические, прослоями органогеннодетритусовые, местами окремнелые, с пропластками мергеля и черных аргиллитов. Мощность 30−35 м.

Веневский+Михайловский+Алексинский горизонт

Доломиты и известняки. Доломиты серые, коричневато-серые, мелкокристаллические, местами кавернозно-пористые, сульфатизированные. Известняки черные, коричневато-серые, тонкокристаллические, пористо-кавернозные, глинистые, участками доломитизированные, прослоями серые, органогенно-обломочные и кристаллические. Поры и пустоты в породах часто заполнены ангидритом и гипсом. Толщина 35−150 м.

Серпуховский ярус

Доломиты светло-серые, сахаровидные, крупнокристаллические, сульфатизированные, плотные, часто кавернозно-пористые, с включениями кремня. В нижней части яруса доломиты серые и коричневато-серые, Тонко кристаллические, прослоями тонкопористые, часто сульфатизированные (ангидрит, гипс), с подчиненными прослоями известняков светло-серых, тонкокристаллических, плотных и участками органогенно-обломочных, пористых. Толщина 160−250 м.

Средний каменноугольный отдел

Башкирский ярус

Известняки от светло-серых добелых, пелитоморфные, и органогенно-обломочные с частыми стилолитовыми швами, кальцитизированные, в нижней части с подчиненными прослойками белых доломитизированных известняков. Мощность от 30 до 80 м.

Московский ярус

Верейский горизонт

Горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Аргиллиты развиты преимущественно в верхней части горизонта.

Известняки и доломиты серые, зеленовато-серые, органогенно-обломочные, перекристаллизованные и тонкокристаллические, глинистые, участками пористые.

Аргиллиты зеленовато-серые, темно-серые, слоистые с пропластками алевролита. Мощностьгоризонта 30−50 м.

Каширский горизонт

Представлен в нижней части чередованием известняков и доломитов, в верхней — доломитами. Доломиты светло-серые, крупнокристаллические, сульфатизированные. Известняки светло-серые, органогенно-обломочные, перекристаллизованные, пористые, сульфатизированные, прослоями пелитоморфные. Толщина от 65 до 115 м.

Подольский горизонт

Известняки светло-серые, пелитоморфные, прослоями органогенно-обломочные, перекристаллизованные, участками окремнелые и известняки доломитизированные, светло-серые, плотные, скрытокристаллические. С включениями кремня. Мощность 55−80 м.

Мячковский горизонт

Доломиты коричневато-серые, тонкокристаллические, мелкокавернозные с включением кремня. Известняки светло-серые. Почти белые, плотные, органогенно-обломочные, пелитоморфные, глинисые, прослоями пористые, участками окремнелые. Толщина горизонта 100−150 м.

Верхний каменноугольный отдел

Отложения верхнего карбона представлены известняками светло-серыми, тонко-и мелкокристаллическими, прослоями пористыми, сульфатизированными, с редкими прослоями доломитов. Мощность отдела 100−180 м.

Пермская система

Нижний отдел

Сакмарский ярус

Представлен известняками и доломитами. Известняки серые, светло-серые, коричневато-серые, тонкокристаллические, доломитизированные, преимущественно глинистые, плотные и тонко-кавернозно-пористые, часто сульфатизированные.

Доломиты серые, тонкокристаллические, плотные и мелко-кавернозно-пористые, часто сульфатизированные. Пористые разности доломитов и известняков в верхней части разреза участками иропитаны нефтью. Толщина 65−180 м.

Артинский ярус

Известняки и доломиты коричневато-серые, серые и светло-серые, тонкокристаллические, плотные и органогенно-обломочные, пористые. Плотные разности часто глинистые, сульфатизированные.

В нижней части разреза часто встречаются прослои ангидритов мощностью до 25 м. Пористые разности карбонатов верхней части яруса часто пропитаны или окрашены нефтью. Толщина яруса от 20 до 60 м.

Кунгурский ярус

Отложения кунгурского яруса залегают на размытой поверхности пород артинского возраста. Ярус подразделяется на два горизонта: филипповский и иренский.

Нижняя часть яруса (филипповский горизонт) представлен доломитами оолитовыми и ангидритами. Доломиты светло-серые, тонкопористые, часто окрашены нефть в коричневый цвет.

Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, прослоями глинистые, с линзовидными тонкими прослойками оолитовых доломитов. Вразрезе толщи выделяются два выдержанных по толщине пласта оолитовых доломитов, являющихся реперами К-3 и К-4 филипповского горизонта Толщина 65−130 м.

Иренский горизонт

Разделяется на три свиты: подсоленосную, соленосную и гипсоангидритовую.

Подсоленосная свита: переслаивание ангидритов и доломитов. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, участками с глинистыми прослоями. Доломиты коричневато-серые, пелитоморфные, плотные, прослоями оолитовые, пористые, плитчатые, сульфатизированные. Толщина 35−50 м.

Соленосная свита: ангидриты, доломиты, соли. Соли серые. кристаллические, перемятые с глинистым веществом. Мощность солей достигает 80 м. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, плотные, с включениями гипса. Доломиты серые, пелитоморфные, местами глинистые, плотные, часто сульфатизированные. Толщина 55−200 м.

Гипсо-ангидритовая свита: гипсы белые, участками и прослоями переходящие в ангидриты серые, кристаллические, с редкими прослоями глинистых сульфатизированных доломитов. Толщина 15−60 м.

Верхнепермский отдел

Уфимский ярус

Делится на два горизонта: соликамский и чишминский.

Соликамский горизонт: Песчаники и глины красноокрашенные, сульфатизированные. В нижней части прослоев иногда содержат прослои глинистых карбонатов: известняков, доломитов, мергелей, реже- глинистые ангидриты. Мощность от 15 до 20 м.

Чишминский горизонт: глины, песчаники, реже алевролиты с подчиненными прослоями известняков серых, плотных, глинистых, пелитоморфных. Глины кирпично-красные. коричневые. известковистые, неравномерно песчанистые, прослоями загипсованные. Песчаники коричневато-серые, буровато-серые, розовато-коричневые, зеленовато-серые, разнозернистые, пористые, часто глинистые. Толщина 105−225 м.

Казанский ярус

Разделяется на нижний подъярус, к которому относится спириферовый горизонт, и верхний подъярус, включающий в себя свиту «А», «В+С» и «Д».

Спириферовый горизонт: представлен аргиллитами темно-серыми, с прослоями глинистых песчаников, а так же мергелей и известняков. Толщина 40−80 м.

Свита «А»: сложена известняками серыми и светло-серыми, плотными, тонкокристаллическими, участками окремнелыми, часто трещиноватыми. Встречаются прослои доломитов серых, пелитоморфных, плотных. Толщина от 10 до80 м.

Свита «В+С»: переслаивание светло-коричневых аргиллитов, алевролитов, светло-серых, серых известняков, мергелей и коричневато-красных, а также серых песчаников.

Аргиллиты и алевролиты слоистые, часто песчанистые, чередуются с прослоями песчаников.

Известняки пелитоморфные, в различной степени глинистые, часто сульфатизированные и окремнелые.

Песчаники мелко-и среднезернистые, пористые, с прослоями алевролитов. Мощность от 20 до 100 м.

Свита «Д»: Аргиллиты, алевролиты коричневые, с прослоями светло-серых мергелей, известняков и реже песчаников. Толщина 30−120 м.

Татарский ярус

Отложения татарского яруса распространены на ограниченной площади. Они слагают наиболее высокие вершины водоразделов.

Ярус представлен песчаниками розовато-серыми, зеленовато-серыми, красновато-бурыми, мелкозернистыми, с прослоями глин кирпично-красных, фиолетовых, известняков и мергелей светло-серых. Мощность до 36 м.

Четвертичная система

На верхнепермские отложения ложатся осадки четвертичного возраста. Породы представлены песками и галечниками бурого и желто-бурого цвета, суглинками, глинами, почвенным слоем. Толщина 10−15 м.

Основные сведения о тектонике месторождения

Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену и представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания на 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал.

Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Исключением является лишь его юго-западная часть — Яновская площадь, где происходит весьма резкое погружение почти всех отложений на юго-запад, что обусловлено имеющимися здесь дизъюнктивными нарушениями. Тектоническое строение месторождения иллюстрируется структурными картами по кровле сакмарского яруса, картой по кровле коллекторов турнейского яруса (практически совпадающей с кровлей яруса) и геологическими профилями по нижне-каменноугольным отложениям. Так как в работе рассматриваются залежи нефти в кизеловском горизонте турнейского яруса, то тектоническое строение других горизонтов не приводится. По структурной карте отмечаются следующие особенности: наиболее высокое гипсометрическое положение занимает северная часть месторождения — Еременская площадь, оконтуренная изогипсой -1275м. Отсюда начинается плавное, но неравномерное погружение кровли турнейского яруса в южном направлении, причем региональная изогипса — 1300 м- оконтуривающая структуру, прослеживается только в 18−20 км к югу от изогипсы 1275 м, т. е. на расстоянии 20 км происходит погружение кровли турнейского яруса всего на 25 м. На фоне этого погружения прослеживается расширение изогипс, структурные выступы, террасы и носы, обусловленные наличием 10 локальных поднятий с амплитудой 5−10 м субширотной ориентировки. И только на юге месторождения, характер строения кровли турнейского яруса резко меняется в сторону относительно крутого погружения ее на юго-запад, осложненное наличием довольно контрастных структур и глубокого субмеридионального прогиба.

Абсолютные отметки водо-нефтяного контакта (ВНК) ступенчато погружаются в юго-западном направлении с -1268 м на Еременской площади, до -1274 м На Городецкой, -1291м и -1304,5 м на Знаменской, -1305,5 м на Тарасовской и 1335,2 м на самой крайней залежи — Яновской площади. Таким образом с северной части месторождения до южной ВНК погружается на 67 м. Такое формирование водонефтяных контактов обусловлено структурно-литологическим фактором и даже, в большей степени, литологическим.

Наряду с наличием между куполами неглубоких прогибов, имеются значительные зоны выклинивания и замещения коллекторов плотными разностями, что видно на карте изопахит. Характерной особенностью является приуроченность к повышенным абсолютным отметкам кровли кизеловского горизонта наибольших нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта. Контуры же нефтеносности, в основном, контролируются зонами замещения или выклинивания коллектора.

Нефтенасыщенная толщина пласта

Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является нефтенасыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.

Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров — 44,8%.

Пористость пласта

Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ «Аксаковнефть» и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу. Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.

Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам. Открытая пористость составила по изначально нефтенасыщенным 10,8% (1036 определения), по водонасыщенным 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%. По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%. С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.

По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%). Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице.

Статистическое распределение пористости

Интервал пористости

Середина интервала,%

Количество

Частость, Z%

8−9

9−10

10−11

11−12

12−13

13−14

> 14

8,5

9,5

10,5

11,5

12,5

13,5

14,5

8

61

106

125

73

24

3

2,0

15,3

26,5

31,3

18,2

6

0,7

Всего

400

100

Распределение подчиняется нормальному закону, наиболее часто встречающаяся пористость составляет 9−14%. Доля ее в общем объеме выборки — 91%. В результате анализа автором установлена зависимость открытой пористости от нефтенасыщенной толщины пласта.

Зависимость пористости от нефтенасыщенной толщины пласта

Интервал изменения нефтенасы-щенной толщины, м

Средняя пористость, m%

0−2

2−4

4−6

6−8

8−10

10,75

11,10

11,73

12,78

13,94

Всего

11,0

При увеличении нефтенасыщенной толщины от минимальной 1 м до максимальной 10 м пористость растет с 10,7% до 13,9% т. е. почти на 30%.

Проницаемость пласта

Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ «Аксаковнефть» путем анализа образцов керна из 110 скважин. Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм2. Анализом установлено, что изначально нефтенасыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водонасыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм2. По 133 водонасыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм2.

Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм2, относящийся по отраслевой классификации к трудноизвлекаемым, встречается в 95% скважин.

Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудноизвлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.

При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5−8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.

Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.

Образцы керна, с такой пористостью имели нефтенасыщенность. Практически, в результате эксплуатационного разбуривания залежи, в скважинах, имеющих пористость 6−8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию. Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6−8%, не вызывало технологических затруднений. Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0−6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70−80 м3/сутки.

Нефтенасыщенность пласта

По керну нефтенасыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтенасыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.

Остаточная нефтенасыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д.е. (479 определений).

Остаточная нефтенасыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтенасыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице.

Остаточная нефтенасыщенность начинает интенсивно увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм2.

Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости

Интервал проницаемости,

мкм2

Количество

образцов

Проницаемость

мкм2

Остаточная нефтенасыщенность

н

0,001−0,0025

0,0025−0,005

0,005−0,010

0,010−0,020

0,020−0,030

0,030−0,040

0,040−0,050

0,050−0,060

0,060−0,080

0,080−0,100

0,100−0,120

0,140−0,160

31

40

31

31

25

15

9

3

4

6

3

2

0,0018

0,0041

0,0074

0,0151

0,0271

0,0351

0,0452

0,0571

0,0705

0,0918

0,1122

0,1502

28,02

29,46

27,6

27,5

28,3

26,2

25,4

24,0

25,0

25,5

26,0

25,0

Физико-химические характеристики пластовых жидкостей

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:

Плотность — 855 кг/м3

Содержание серы — 2%

Содержание парафина — 3,3−4,7%

Содержание смол — 11,8%

Газовый фактор — 19 м3/т

Вязкость — 9−12 м/Па·с

Давление насыщения — 5,0 Мпа

Температура — 18−300С

Пластовое давление — 14,2 Мпа

По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160−1118 кг/м3, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S1 S2 A2. Химический состав пластовых вод приведен в таблице.

Физико-химические показатели пластовой воды

Пласт

Содержание ионов мг/л

Плот-ность

Fe

Cl

SO42

HCO3

Ca+2

Mg+2

Cl +Na

Na/Cl

ТКЗI

1,169

0,016

158 723

684

206

8461

5396

7521

0,805

Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ

На данный момент на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Аксаковнефть» большая часть скважин (добывающих) — 843 скважин — эксплуатируются при помощи ШСНУ, с дебитом на 1 скважину нефти — 1,9 т/сут., жидкости — 3,8 м3/сут.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются станки качалки как Российских, так и зарубежных заводов-производителей. Из станков качалок (СК) зарубежного исполнения наиболее распространены СК следующих заводов-изготовителей:

— «Vulcan», Bucuresti, Romania.

— «Lufkin Industries», Texas, USA.

Из С К Российского исполнения в нашем НГДУ наиболее часто используются:

СК8−3-5500;

7СК8−3-4000;

6СК6−3-3500.

Технические данные Российских СК

Технические характеристики

6СК6−3-3500

7СК8−3-4000

СК8−3-5500

Максимальная нагрузка на устьевом штоке, кН, кгс

60(6000)

80(8000)

80(8000)

Длина хода устьевого штока, м

1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0

Допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН·м (кгс·м)

35(3500)

40(4000)

55(5500)

Число качаний балансира в мин.

3,0−8,5

2,0−8,5

2,0−8,5

Система уравновешивания

кривошипная

кривошипная

кривошипная

Тип редуктора

цилиндрический 3-х ступенчатый

2-х ступенчатый

Передаточное число

51,45

37,18

51,45

Объем масла в картере, л

70−120

60−70

70−120

Масса редуктора (с сухим картером), кг:

стальной картер

алюминиевый картер

чугунный картер

2710

2240

3500

2160

2400

3500

2710

2400

3500

Привод редуктора

Клиноременная передача

Тип клинового ремня

С (В)-4000-ТХЛ-2

С (В)-4000-ТХЛ-2

С (В)-4000-ТХЛ-2

Количество клиновых ремней, шт.

6

6

6

№ Эл. Двигателя, кВт

15−18,5

22−30

22−30

Подвеска устьевого штока, тип

ПСШ 15 ТУ26−16−54

Пульт управления

ПУСК01

ПУСК10

ПУСК01

Питание эл. оборудования:

напряжение, В

частота, Гц

380

50,60

380

50,60

380

50,60

Габаритные размеры привода, мм: длина

ширина

высота

6925

2250

5355

6925

2278

5355

6925

2250

5355

Уровень шума привода, дБ

Не более 90

Масса привода, кг

13 000

11 790

13 000

Средняя наработка на отказ, ч

4000

Средний ресурс до первого КРС, ч

80 000

60 000

80 000

Полный средний срок службы, ч

13 000

В состав базового привода СК8−3-5500 входят следующие основные части: рама 19, стойка 3, балансир 1, траверса 14, шатун 6, кривошип 16, подвеска устьевого штока 20, редуктор 15, тормоз 13, ограждение 18, площадка верхняя 2, смотровая площадка 7, противовес 17; остальные части привода являются либо приборами для обслуживания привода, либо крепежными элементами: кронштейн с выключателем 4, упор 5, ведомый шкив 8, электродвигатель 9, ведущий шкив 10, плита поворотная 11, ремень 12, ось 21, стяжка 22, головка балансира 23, пульт управления 24, опора балансира 25, рукоятка тормоза 26.

По особому заказу может поставляться зажим устьевого штока и приспособление для монтажа и демонтажа кривошипа, съемник для шкивов.

Зажим устьевого штока используется при ремонтных и профилактических работах для удержания колонны штанг. Момент затяжки болтов зажима 150−200 Н·м (15−20 кгс·м).

Редуктор трехступенчатый, с цилиндрическими прямозубыми колесами на быстроходной ступени и с шевронными зубчатыми на тихоходной ступени. Корпус редуктора имеет горизонтальную плоскость разъема, которая проходит через оси ведущего 10 и ведомого 3 валов. Валы редуктора установлены на роликовых сферических двухрядных подшипниках. Смазка подшипников комбинированная: разбрызгиванием и принудительным подводом масла по направляющим лоткам. В лотки масло забирается из картера редуктора черпаками, закрепленными на шестернях ведомого вала.

Подвеска устьевого штока предназначена для передачи усилия от привода на устьевой шток. Для установки в подвеске гидравлического динамографа (без снятия нагрузки) в нее устанавливают два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Нижняя головка шатуна с осью кривошипа, установленной на подшипниках, крепятся болтами к башмаку. Со стороны клиноременной передачи должна быть установлена нижняя головка шатуна с левой резьбой на оси кривошипа, с другой стороны нижняя головка шатуна с правой резьбой на оси кривошипа. Ось вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку 2 и шайбу 4 затягивается гайками.

Тормоз.

Тормоз — двухколодочный. Правая 4 и левая 2 колодки крепятся на верхнем картере редуктора 1, а тормозной шкив 12 установлен на ведущем валу 13. Торможение шкива осуществляется с помощью рычага 10, тяги 7 и плавающего рычага 6. Для фиксирования в заторможенном положении стопор 3 вводится в зацепление в паз тормозного шкива 12. На рычаге 10 управления тормозом имеется кнопка 11, посредством которой рычаг фиксируется в зубчатом секторе 9. Регулировка зазора между тормозными колодками и шкивом обеспечивается изменением длины тяги 7 при помощи муфты 8 и положения упорного болта 5.

Для уравновешивания привода, исходя из выбранного режима эксплуатации, необходимо определить требуемое количество и место расположения противовесов на кривошипах.

Находим требуемый уравновешивающий момент Мур:

Мур=Ршт+0,5Рж=S/2(0,53Рmax+0,4Рmin), где

S — длина хода устьевого штока, м;

Ршт — масса штанг в жидкости, кг;

Рж — масса столба жидкости в НКТ над плунжером насоса, кг;

Рmax и Рmin — max и min нагрузка в точке подвеса штанг, кгс.

По рассчитанному Мур по графику определяется количество противовесов и место их установки на кривошипах.

Допустим, что Мур=57кН·м, тогда для уравновешивания привода необходимо установить на кривошипе 4 противовеса на отметке L=0,67 м, 3 противовеса на отметке L=0,81 м или 2 противовеса на отметке L=1,08 м.

Из Румынских С К у нас используются:

ИР9Т-2500−3500М;

ИР12Т-3000−5500М, где

9и12 — нагрузка на устьевом штоке, т;

Т — конструктивный вариант: редуктор на опорах;

2500 и 3000 — длина хода устьевого штока, мм;

3500 и 5500 — максимальный момент на редукторе, кгс·м;

М — роторное уравновешивание.

Также есть варианты: С- комбинированное уравновешивание; В- балансирное уравновешивание.

Техническая характеристика

Технические данные

ИР9Т-2500−3500М

ИР12Т-3000−5500М

Нагрузка на полиров. штоке, кг

9000

12 000

Максимальный момент редуктора, кгс·м

3500

5500

Длина ходов, мм:

2500

2000

1500

1200

900

3000

2500

2000

1500

1200

Число двойных ходов в мин.

6; 15

6; 12

Передаточное число редуктора

1: 36,34

1: 36,10

Диаметр клиноременного шкива, мм

800

1120

Эффект статического уравновешивания, кг

5950

8055

Количество клиновидных ремней, шт

6

5

Профиль и длина ремней

Показать Свернуть

r.bookap.info

Влияние особенностей геологического строения на полиоту вытеснения нефти из карбонатных отложений Турнейского яруса знаменского нефтяного месторождения + "

Автореферат диссертации по теме "Влияние особенностей геологического строения на полиоту вытеснения нефти из карбонатных отложений Турнейского яруса знаменского нефтяного месторождения"

На рук^дси

1 г с:н 13ьз

мансур абдулла нассер

влияние особенностей геологического строения на полноту вытеснения нефти из карбонатных отложении турненского яруса знаменского нефтяного месторождения

Специальность (>4.00.17 "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мннералогических наук

Уфа 2000

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном

институте нефти "Башнипинефть"

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: доктор геолого-минералогических наук, заслуженный деятель науки и техники РБ,

старший научный сотрудник Лозин Е. В.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор геолого-минератогических наук, профессор

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Хайрединов Н. Ш.

Козлов Ю. А.

Ведущая организация: НГДУ Аксаковнефть

АНК Башнефть

Зашита диссертации состоится 20.04.2000г. в 14 часов на заседании диссертационного Совета Д. 104. 01. 0! при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти по адресу: 450077, г. Уфа, ул. Ленина, 86.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Башнипинефть.

Автореферат разослан « 17 » марта 2000г.

/ Ученый секретарь

диссертационного Совета ^ Масаг\тов Р. X.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последнее время стало очевидным, что поддержание добычи нефти в республике Башкортостан на достигнутом уровне невозможно без углубленного изучения пород-коллекторов н освоения коллекторе?, сложного строения, так как. большинство месторождений нефти, приуроченных к терригенным коллекторам, находится на завершающей стадии разработки. Залежи нефти в карбонатных коллекторах вполне справедливо относят к категории сложно построенных в связи с высокой макро - и микронеоднородностыо их строения.

Возрастающая доля запасов нефти, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, в общем балансе остаточных запасов разрабатываемых месторождений и приуроченность более 60 % прогнозных ресурсов нефти к карбонатам обусловливают актуальность изучения специфических особенностей сложно построенных карбонатных залежей, которые отражаются в конечном счете и на степени выработанности запасов нефти из них. Для успешного решения этой проблемы необходимо проводить целенаправленные исследования, связанные с определением геолого-физичсских особенностей залежей нефти, сложенных карбонатными породами. Кроме того, в ряде случаев разработка карбонатных коллекторов представляет научный интерес своей высокой результативностью. Опыт разработки таких залежей весьма полезен и для терригенных коллекторов, т. е. получается взаимообогащенне научными идеями и принципами науки о разработке нефтяных месторождений в целом. Одним из месторождений, разработка которых ведется с достижением более высоких технолого-экономических показателей, чем проектировалось ранее, является Знаменское нефтяное месторождение. На этом месторождении 73.8 % НИЗ приурочено к карбонатам кизеловского горизонта турнейского яруса. На Знаменском нефтяном месторождении

нашли применение ряд технологий • заводнения - термическое, циклическое и другие, а также совершенствовалось собственно - заводнение.

Цель данной работы заключается в исследовании влияния особенностей геологического строения на полноту вытеснения нефти из карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

Значимость исследований усиливается тем. что в процессе их выполнения соискателем накоплен определенный объем- знании по решению сложных задач нефтяной геологии, который окажется весьма полезным в его дальнейшей научно-практической деятельности по возвращению к себе на Родину - в Йемен. Основные задачи исследований

!. Уточнение отличительных особенностей залегания, распространения, генезиса и преобразования карбонатов турне на палеошельфе центральной части Южно-Татарского свода.

2. Исследование строения пустотного пространства известняков кизсловского горпзбнта турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

3. Изучение геологической неоднородности продуктивной толщи.

4. Создание гсолого-фтпческоп модели карбонатного коллектора пласта Ткз 1.

5. Обоснование механизма вытеснения нефти водой на основе созданных моделей порового и трещшшо-каверног.о-порового коллекторов.

Методы исследования. Поставленные в диссертационной работе задачи решались с помощью комплекса методов, включающего: геслог.гтесксе изучение карбонатов, статистические методы (в т. ч. кластерный анализ), метод ртутной иорометрии (вдавливания ртути в образец керна под большим давлением), • ультразвуковой метод: микроскопическое

исследование шлифов, метод сопоставления карт нзопахит и физическое

моделирование механизма вытеснения нефти водой.

Научная новизна

1. Впервые в разрезе карбонатных отложений кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения выделены два типа коллектора, отличающиеся по ФЕС.

2. Установлена закономерность распределения поровых каналов по размерам для выделенных типов коллектора.

3. Построена объемная двухслойная фильтрационная модель пласта Ткз1 и определено влияние темпа заводнения карбонатов на коэффициент извлечения нефти.

4. Выявлены зоны распространения треишнных коллекторов и оценены параметры их грещиноватости.

5. Построены детальные компьютерные структурные карты и карты пористости, проницаемости и расчлененности пласта Ткз1, позволяющие управлять процессом выработки запасов нефти.

6. Установлено, что оптимальные скорости вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 равны 190-230 м/год.

7. Создана модель трешинпо-каверново-порового коллектора. Она в достаточной степени объясняет наиболее вероятный механизм вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 и вполне отвечает всем имеющимся представлениям, полученным в результате проведенных исследований.

Основные защищаемые положения

1. Выделение в разрезе карбонатного пласта Ткз1 Знаменского нефтяного месторождения коллекторов различного типа н определение их пространственного размещения.

2. Новые геолого-геофизнческие данные о строении пустотного пространства карбонатного коллектора турнейского яруса,

полученные при экспериментальных исследованиях и исследованиях, методами математической статистики.

■ 3. Геолого-физическая модель карбонатного трешинно-кавериово-порового коллектора, описывающая основные гидродинамические особенности вытеснения нефти термальной пластовой водой, добываемой из тсрригенной толщи девона. Практическая значимость работы. Выполненный комплекс теоретических и экспериментальных исследований позволил установить специфические особенности строения пустотного пространства карбонатных коллекторов турне Знаменского типа. Учет этих особенностей обеспечивает рациональную разработку и полноту выработки запасов нефтн из I¡ласта Ткз1. Рекомендовано для оптимизации разработки указанного пласта использовать комплекс лабораторных, экспериментальных методов и методов математической статистики. примененный в диссертации. Апробация работы. Исследования по теме диссертации связаны с научно-исследовательскими работами, проводимыми в лаборатории "Исследования и обоснования нефтеотдачи пластов" Башнишшефть.

Основные положения работы докладывались и обсуждались на 48 -50-х научно-технических конференциях, проводимых в Уфимском государственном нефтяном техническом университете, зональных совещаниях и конференциях "ВНИИнефтепромгеофнзика". Башннгшнефть и др.

Публикация работы. По теме диссертации опубликовано 5 работ. Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, изложена на 128 страницах машинописного текста, в том числе имеет 48 рисунков, 21 таблицу. Библиографический список использованной лотературы включает 79 наименований.

, Работа выполнена в Башншшнефть иод научным руководством доктора геолого-минералогических наук, с. н. е., заслуженного деятеля науки и техники РБ Лозина Е. В.. которому автор приносит глубокую

благодарность. Искреннюю признательность за постоянную помощь, консультации и поддержку • автор выражает доктору геолого-минералогических наук, профессору, заведующему кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых месторожденш"! Сидневу А. В.. а также канд. техн. наук Пантелееву В. Г., Коробову К. Я.. Шутихину В. И., Козлову Ю. А. и Тюрнхину А. М. Выполнению работы способствовало творческое сотрудничество с сотрудниками "НИИ Нефтеотадча" АН РБ и "ВНИИнефтепромгеофнзика" канд. техн. наук Блиновым С. А., Шишловой Л. М. и Чунровым Н. М. Автор благодарен также канд. геол-мин. наук Тайцу М И., Ивановой Р. С. и к. т. н. Зайнутдннову Р. С. (Башнипинефть), принявшим активное участие в обсуждении данной работы и высказавшим ряд ценных замечаний и советов в процессе ее подготовки.

' СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновываются актуальность проблемы и цель работы, методы исследований, основные защищаемые положения, практическая ценность полученных результатов и сведения об апробации диссертации. В первой главе «Характеристика геологического строения Знаменского нефтяного месторождения» рассмотрены основные черты геологического строения Знаменского нефтяного месторождения, дана литолого-стратнграфичсская характеристика разреза и приведены сведения о нефтеносности карбонатов турне. Тектоническое строение турнейской осадочной толщи, детали современного структурного плана и патеоструктурное развитие среднефранско-турнеиского подэтажа в пределах Башкортостана и смежных областей освещались в работах Мирчинка М. Ф„ Мкртчяна О. М. (1962, 1964, 1977, 1980 гг.), Мирчинка М. Ф., Хачатряна Р. О., Мкртчяна О. М. (1962, 1965, 1974 гг.), Ованесова Г. П. (1962, 1972 гг.), Юнусопа М. А. (1965, 1966, 1973 гг.), Хатьянова Ф. И. (1967, 1969 гг.), Максимова С. П. и др. (1970 г.), Федорова С. Ф. и др. (1974 г.), Егоровой Н. П. и др. (1975 г.), Масагутова Р. X., Тгорнхина А. М., (1978г.), Хачатряна Р. О. (1979 г.),

Попова А. М (] 984, 1987, 1988 гг.), Лозина Е. В. (1994 г.). В работах этих же исследователей представлены и результаты изучения всех остальных особенностей геологического строения палеозойского осадочного чехла, в том числе и карбонатной толщи ту рне-верхнего девона Южно-Татарского свода и локальной Шкаповско-Знаменской области.

" Знамснское нефтяное месторождение расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, выделяемого по палеозойским отложениям. Оно генетически связано с зоной Татарского налеошельфа и приурочено к группе брахиантиклинальных структур, расположенных параллельно северо-западному-юго-восточному простиранию

Шкаповского поднятия. Диссертантом построены три структурные карты. По девонским отложениям структурный план представляет собой постепенное субмеридиопалыюе погружение, местами осложненное широтно развитыми террасовидными образованиями. Северное террасовидное образование связано с Суворовским, центральное - с Хорошевским и южное - со Шкаповским поднятиями. Указанные террасовидные осложнения усилились затем в каменноугольном структурном подэтаже. По кровле турнейского яруса наблюдается плавное и неравномерное погружение отложений с севера на юг. па фоне которого прослеживаются залпвообразные расширения нзогипс. структурные террасы н носы. По нижнепермским отложениям тектоника Знаменского месторождения менее рельеф на. но отражает основные структурные черты нижнекаменноугольных отложений. Формирование карбонатов турне происходило в два основных литолого-генетических этапа:

- седиментационно-диагенетический - с одной стороны унаследовал черты верхнефамекского периода, с другой - приобрел ряд новых отличительных признаков, которые оказали влияние на ход формирования и строения коллектора;

- эпигенетический - на формирование коллектора действовали два главных фактора: выщелачивание и перекристаллизация.

Зоны развития коллекторов представлены единым обширным полем нефтеносного пласта Ткз! и рядом изолированных залежей литологического и структурно-лптологического типов.

Контуры нефтеносности на преобладающей части территории месторождения определяются замещением коллекторов пласта Ткз1 непроницаемыми разностями известняков. ВПК зафиксирован только в отдельных скважинах. Зоны коллектора распределены зонально-линзовидно. ' '

Во второй главе «Исследование . пустотного пространства карбонатных коллекторов. Выделение карбонатного коллектора различного типа» приведены результаты исследований скважин промыслово-гесфшгческимн методами и большого количества кернового материала карбонатного разреза пласта Ткз 1 кизеловского горизонта.

При детальном изучении геофизических данных, в частности данных НТК и БК, установлено, что нижняя часть продуктивного пласта Ткз1 представлена относительно плотными коллекторам» по сравнению с верхней частью. Автором показано, что данное отличие обеих частей разреза отразилось и на емкостно-фильтрашюнпых свойствах их коллекторов. Почти во всех скважинах нижняя и верхняя части пласта Ткз! сложены коллекторами пористостью менее 12 и более 12 % соответственно.

Вызывает интерес познание особенностей структуры порового пространства этих пород в связи с различием в их фильтраиионно-емкостных способностях. Еще п 1967 г. Малышевым В.В. было отмечено наличие различных структурно-генетических признаков порового пространства. Однако из-за отсутствия необходимого промысло-геофгаического и кернового материалов дальнейшее изучение этого вопроса не проводилось. С целью указанного изучения диссертантом выполнен анализ достаточно большого количества лабораторных определений коллекторских свойств из разных частей пласта Ткз1. При

этом применялись статистические методы, микроскопическое исследование, ультразвуковой метод, метод ртутной торометрии.

При статистической обработке значений пористости по 782 нефтена^ышенным образцам пласта Ткз1 получены следующие результаты. Среднее значение пористости по всем образцам составляет 10,96 %. По геофизическим определениям в 408 скважинах пористость определена равной 11,4 %. Наряду с образцами пористостью до 8 % (3.2 % образцов) присутствуют довольно пористые разности: 58 % образцов имеют пористость от 8 до 12 % и 38.8 - пористость свыше 12-18 %.

В настоящее время в геологии широко и с успехом применяются методы группирования или классификации объектов по комплексу признаков. В нашем случае был применен кластерный анализ. Данный метод позволяет разграничивать исходные совокупности объектов исследования на заранее заданное или не заданное число групп. Наиболее распространенной формой графического изображения результатов группирования данным методом является дендрограмма. которая представляет собой одномерный граф. В результате анализа данная совокупность (п = 782) была разбита на две группы с граничным значением пористости Кп = 12 %. Мы полагаем, что эти группы представляют нижнюю и верхнюю части пласта Ткз!. Для удобства дальнейшего изложения материала нами группе с пористостью менее 12 % дан индекс "а", а второй группе с пористостью более 12 % - индекс "б".

Остаточная водонасышенность определена косвенным методом Коробовым К. Я. и Шутихиным В. И. для 85 образцов и колеблется в широких пределах. Породы группы "а", пористость которых меняется от 6 до 12 %, характеризуются большим диапазоном изменения величины остаточной воды (Ков = 27-80 % и более). Породы группы "б" с пористостью больше 12 % содержат остаточную воду меньше 58 %.

Дальнейшее исследование структуры порового пространства методом шлифов и другими ранее указанными методами проводилось

автором по выборке из исходной генеральной совокупности, охватывающей весь диапазон изменения характеризующих их признаков. При участии диссертанта в институте геологии УНЦ РАН и Башнипинефть были изготовлены и исследованы 51 шлиф. В связи с возможным появлением искусственных трещин в процессе изготовления шлифов, что очевидно снижает достоверность полученных результатов исследования, мы принимали их на качественном уровне. Шлифы представлены известняками органогенными и биоморфно-полщетрнтовыми. Породы на 95-98 % сложены катьшггом. содержащим в качестве примеси 1 - 2 %. реже 3 - 4 % и в единичном случае 7 - 8 % глинистый материал, менее I % кремнистый материал и в единичных случаях - сульфаты. Пирит присутствует в породах в качестве единичных вкраплений мелких кристаллов и не превышает 1 %. Пустотное пространство представлено порами, в большинстве случаев мелкими, редко кавернами размером 1-1,5 мм и тонкими микротрещинами. Морфология описанных пустот свпдетельствуег о том, что они возникли в процессе выщелачивания.

Ультразвуковым методом исследовались те же образцы, из которых были изготовлены шлифы. Исследования проводились диссертантом во ВНИИнефтепромгеофпзпке. Итогом исследования служит график-зависимости интервального времени от пористости (рис. I). По зависимости интервального времени пробега ультразвуковых волн от пористости четко выделяются две области, характеризующие пустотное пространство коллекторов. Первая область (группа ''б") отличается прямой пропорциональной зависимостью между величиной интервального времени и пористостью. Она объединяет карбонатные коллекторы с преобладающим развитием поровых каналов. Пористость коллекторов изменяется от 12 до . 16 %, а величина интервального времени соответственно от 160 до 220 мке/'м. Вторая область Группа "а") отличается значительным диапазоном изменения величины интервального

времени пробега ультразвуковых волн от 150 до 350 мкс/м. В этой области отсутствует функциональная зависимость между значением-интервального времени и пористостью, характерная для поровых каналов. Можно видеть, что одному и тому же значению пористости соответствуют разные значения интервального времени пробега ультразвуковых волн. Указанное отсутствие какой-либо зависимости свидетельствует о высокой неоднородности порового пространства коллекторов в области группы "а". Вероятно, сказалось проявление кавернозности или трещиноватости Во всяком случае, результаты описанного исследования можно интерпретировать как следующее наблюдение: ннзкопористые разности известняков турне Знаменского месторождения отличаются усложненной структурой пустотного пространства. Значения интервального времени пробега в этой области в общем столь же высоки, что и для пористых коллекторов, но роль пор снижена за счет уплотнения, либо вторичных процессов. В этом случае -можно предполагать проявление либо кавернозности (в отдельных разностях), либо трещиноватости (в других разностях), либо кавернозности и трещиноватости вместе.

X I

X СО 1

Пористость, % О Группа'-б'' ХГруппа-V

Рис. 1. Зависимость интервального времени пробега ультразвуковых волн от пористости в карбонатных коллекторах различного типа При исследовании методом ртутной порометрии были выбраны 20 образцов из тех же, исследованных вышеуказанными методами. Исследование при нашем участии проводилось в лаборатории

НИИнефтеотдача. Метод ртутной порометрни основан на изучении процесса вдавливания ртути в образец путем ступенчатого увеличения внешнего давления. При этом радиус порового канала определяется достигнутым капиллярным давлением. На рис. 2 приведена гистограмма распределения пор по размерам. Из рисунка следует, что норовое пространство коллекторов продуктивного пласта Ткз1 представлено порами размером от 0,01 - 10 (для группы "а") до 35 мкм (для группы "б"). Наблюдаемая неоднородность поровых каналов исследованных образцов, представленная как многовершинное распределение пор по размерам (не менее двух максимумов), указывает на присутствие пород с различной структурой порового пространства.

юо —

90 -80

Радиус поровых каналов, мкм

□ -группа'б"П -группа"а''

Рис. 2. Гистограмма распределения поровых каналов по размерам для различных типов

коллекторов

Для определения пространственного размещения коллекторов различного типа продуктивного пласта Ткз1 по пороговому значению пористости (12 % > Кп > 12 %) построена карта пористости этих коллекторов (рис. 3). На этом рисунке коллекторы пористостью более 12 % обозначены темной окраской. Из рисунка следует, что коллекторы,

пористость которых не превышает 12 %, распространены по всей .площади пласта "Ткз1.. Коллекторы с пористостью больше 12 % присутствуют, в основном, в центральной части пласта Ткз! (Знаменско-Городецкий участок) и в виде небольших отдельных зон на остальной площади.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗ!) УЧЕНИЯ

V г-13- 1 Ш 2—- 3

/ , ^ ^ 1 -зоны распространения пород-коллекторов группы "и" ¿Кп >12 %К ' ^ ~ —, ' 2 - зоны распространения пород-коплекторов группы "а" {Кл<12%). .....—-----*> "* ^—------^ ■ " — " 2 - пиния замещения пород-коллекторов

I —л 4 - скважины

______■___

Рис. 3. Карта пористости для различных типов коллекторов пласта Ткз1

Таким образом, различными методами (микроскопическим исследованием, ультразвуковым методом, методом рт\тной порометрии, статистическими методами) подтверждено полученное диссертантом по данным ГИС заключение о наличии дву. типов порового карбонатного коллектора, слагающего продуктивный пласт Ткз1.

Третья глава «Отличительные черты строения пустотного пространства карбонатных коллекторов турне» посвящена вопросам

изучения геологической неоднородности и трещиноватости. Также была предпринята попытка выявить возможные причины возникновения трещин.

Изучение геологической неоднородности пород продуктивных отложений турнейского яруса Знаменского месторождения в данной работе проводилось нами с помощью построения карты распространения коллекторов по данным ГИС (см. рис. 3). Использована также карта-схема расчленения пласта на пролластки.

Неоднородность™

В качестве критериев оценю! неоднородности использовались коэффициенты расчлененности Кр, песчанистости Кпсс.„ квадратный коэффициент вариации 1" и энтропии Ьк. Энтропия случайной величины определялась по следующей формуле:

(нч)=-£/;.г1цр„ (1)

где - число интервалов группирования ряда распределения

параметров:

/; =х, X, - вероятность попадапия результата наблюдения и г-и интервал группирования.

Определение квадрата коэффициента вариации неоднородности пластов проводилось но данным исследования керна 195 скважин. Последовательность расчета такова.

♦ Вначале определяется неоднородность пласта по /'-и скважине: 7П 1

= —^--1 , (2)

где к- коэффициент пористости по данным_/'-го керна;

К; - количество поинтервального определения пористости по ;'-й скважине.

♦ Потом определяется неоднородность по объекту:

ы

= (3)

- где п — число скважин, по которым имеются данные об отборе и исследовании керна.

Для сравшггельной оценки степени неоднородности значения энтропии и квадратного коэффициента вариации пористости определялись по отдельным залежам. Значения указанных параметров приведены в таблице.

Участок Залежь ) V" ^ПССЧ кр Нк-П

Знаменский П1„ 0,065 0,80 1,63 2,768

Яновский Р/с и IV» 0,040 0,79 1,43 1,946

Городецкий и. 0,022 0,79 1,00 1,609

Знаменский П!0- 0,021 0,87 1,50 1,386

Месторождение 0,037 0,77 1.38 1,927

Из таблицы следует, что центральный участок представляет собой наиболее неоднородный по отношению к другим участкам продуктивного пласта Ткз1. По нему значения энтропии и квадратного коэффициента вариации составляют 2,768 и 0,065 соответственно. В направлении от центра пласт Ткз1 становится более однородным, значения энтропии и квадратного коэффициента вариации изменяются в пределах 1,386 - 1,946 и 0,021- 0,040 соответственно.

Неоднородное^

В дополнение к определениям квадрата коэффициента вариации пористости, ■ коэффициента песчанистости и энтропии построена карта-схема расчлененности пласта Ткз! на пропластки. Продуктивный пласт Ткз1 представлен в большинстве скважин одним монолитным пластом, в части скважин двумя пронласткамн, разделенными непроницаемыми породами толщиной 0.4 - 1.2 м. а в единичных - тремя пронластками.

Исходной предпосылкой хля выявления зон трещиноватости послужили работы многих ученых. исследовавших развитие трещиноватости в разных породах: Громов В. К. (1964). Ромм Е. С., Петров Р. К. (1966), Сургучев М. Л., Колганов В. И.. Гавура А. В. (1987) и др. В этих работах было выявлено, что '"растресканности'" при тектонических подвижках подвергаются преимущественно крепкие плотные породы, а пористые вязкие породы испытывают в основном сминающие деформации. Следовательно, наличие пористости в крепком пласте способствует затуханию трещин. С помощью карты проницаемости, построенной автором по данным лабораторных и гидродинамических исследований (рис. 4), возможно не только определить н пространстве зоны развития трещиноватых коллекторов, по и оценить доли трещин в фильтрации в предположении, что повышенные значения проницаемости по данным гидродинамических исследований получаются за счет участия трещин в фильтрации. Из этой карты следует, что наиболее проницаемыми являются центральный участок (Значенско-Городецкин) и юго-западный (Яновский участок). Здесь проницаемость достигает максимального значения (0,140 мкм2). На этих участках трещинные породы-коллекторы распространены в виде отдельных зон, покрывая почти все их. площади. Продуктивный пласт Ткз1 на севере (Ереминский участок) и на юго-востоке (Тарасовский участок) представлен сравнительно менее' трещинными коллекторами. На этих участках максимальное значение проницаемости не превышает 0,1 мкм2. Необходимо отмстить, что

превышение значения проницаемости над гранулярной (определенной по лабораторным данным кернов) зафиксировано по всей площади месторождения. Это позволяет делать вывод о присутствии трепдшоватости разной степени интенсивности на всей территории Знаменского месторождения.

' - Ереминский 7^ участок

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1 - проницаемость по керну. мД;

2 - проницаемость по гидродинамическим данным, мД

Рис. 4. Карта проницаемости пласта Ткз1

О .возможной взадмосшви скшлещй

В работе Лозина Е. В..(1998г.) методом сопоставления карт изопахит по комплексам отложений от саргаевского до бобрнковского горизонтов и построения блок-диаграмм, а также сопоставлением результатов тектонического анализа с данными биостратиграфнческого исследования разреза подробно изучен тектогенез Актаныш-Чишминского прогиба. Применительно к локальному региону, где образовалась Знаменская тектонически приподнятая зона автор использовал тот же принцип построения и сопоставления латеоструктурных карт по микротектоническим циклам.

Рассмотрение патеотектонической эволюции интересующего нас участка дна бассейна проведено с помошыо карт изопахит, построенных для заволжских, малевских. упинских, черепетских и кизеловских отложении. По результатам анатиза карт изопахит следует вывод о том. что в пределах изучаемой территории тектоническая обстановка осадконакопления в течение отрезка времени от заволжского до конца турнейского времени не была спокойной. Об этом можно судить по неодинаковому количеству накоплявшихся осадков за соответствующий микротектоничсский цикл указанного времени. Автор изучил динамику осадконакопления (и лптпфнкашш) и в последующее палеозойское время, которая оказалась столь же активной. Таким образом, одной из возможных причин появления трещин в теле карбонатного коллектора пласта Ткз! может служит динамичная тектоническая обстановка в течение всего палеозойского времени. что доказывается патеоструктуриыми построениями.

В четвертой главе «Влияние изменчивости литолого-физических свойств карбонатов турне на нефтеотдачу» на основе представленных выше теоретических и экспериментальных исследовании диссертантом рассмотрена задача увязки указанных данных с показателями разработки

месторождения. Приведен краткий обзор истории проектирования и проанализировано текущее состояние разработки месторождения.

Установлена заметная родь трещиноватости карбонатного коллектора пласта Ткз1 в процессе вытеснения нефти водой. Показано, что фактическое соотношение накопленных закачки и отбора жидкости колеблется в диапазоне 240 - 288 %. При этом динамика обводненности свидетельствует, что трещиноватость в первом приближении себя не проявляет, так как не наблюдается прорыв воды к забоям -добывающих скважин. Сопоставление этил, ¡¡а первый взгляд, взаимоисключающих наблюдений приводило к мысли об организации дополнительных исследований механизма реального вытеснения нефти ¡а пласта Ткз1. Исследование механизма вытеснения нефти из пласта Ткз! нами проводилось в двух вариантах:

а) изучение механизма фронтального вытеснения нефти водой из гранулярной части коллектора шаста Ткз1:

б) обоснование механизма вытеснения нефти водой на основе модели трещинно-каверново-порового коллектора.

Для решения поставленных задач в первом варианте потребовалось создать лабораторную двухслойную (объемную) фильтрапнопиую модель пласта "Гкз1. На ней было исследовано влияние темпа заводнения карбонатов пласта Ткз! на коэффициенты извлечения нефти. Кроме того, исследованы вытеснение нефти из двух отличающихся по проницаемости пластов, расход воды п ее распределение по пластам, продолжительность безводного и водного периодов вытеснения, градиенты давления вытеснения, обводненность добываемой нефти, нефтснасышенность в среднем по объемной модели и раздельно но пластам при различных скоростях движения воды в поровом пространстве карбонатов турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. Установлены оптимальные скорости вытеснения нефти водой го карбонатов таста Ткз1, равные 190230 м/год.

Во втором варианте, в результате обобщения данных исследований, приведенных в предыдущих главах диссертации, и па основе полученных косвенных параметров трещиноватости, была построена диссертантом модель трешинно-каверново-порового коллектора пласта Ткз1. В дополнение к указанным данным о трешиноватости для обоснования модели пласта Ткз! были привлечены и данные лабораторных исследовании шлифов. Согласно этим данным пустотное пространство коллектора пласта- Ткз1 представлено порами, в большинстве случаев мелкими, редко кавернами размером 1-1.5 мм. Эти каверны сообщаются между собой тонкими мпкротрешннами. Морфология описанных пустот свидетельствует о том, что они возникли в процессе выщелачивания.

Трещинно-кавсрново-поровый карбонатный коллектор пласта Ткз1 в идеализированном виде представлен вертикальными столбцами (средний угол падения большинства трещин составляет 70 - 90" к напластованию) квадратного сечения площадью около 149,7 см2 (12.2 х 12.2 см), отделенными друг от друга мнкротрещинами шириной 1.5 х 10""' см.

Механизм вытеснения нефти водой из трешинно-каверново-порового карбонатного коллектора пласта Ткз1, па наш взгляд, может быть описан следующим образом: большая часть закачиваемой (с целью поддержания пластового давления) воды в пласг Ткз1 уходит в пониженные части разреза, в том числе и в регионально подстилающий водоносный пласт Ткз2, по вертикальным трещинам. Только в ближайших окрестностях нагнетательных скважин, где гидродинамические градиенты значительны, по-видимому, проявляется фронтальное вытеснение нефти водой. В более удаленных зонах от нагнетательных скважин, где влияние гравитационных сил становится значительным по сравнению с влиянием гидродинамических сил, закачиваемая вода, вероятно, в виде неустойчивых потоков может направляться вниз но трещинам с частичным вытеснением нефти на ¡¡утях ее движения. В связи с этим полное фронтальное вытеснение нефти закачиваемой водой, как правило, не

происходит. Вероятно, что процесс вытеснения нефти в основном происходит за счет .участия '"подошвенной воды". Вода по мере ее накопления окружает столбцы карбонатного коллектора снизу и с боков и в зависимости от скорости капиллярной пропитки вшггывается, вытесняя при этом нефть через верхние грани столбцов (трехмерная капиллярная пропитка). Из числа основных вероятных фактов, косвенно подтверждающих описанный выше механизм вытеснения нефти водой из карбонатов турне Знаменского нефтяного месторождения, можно привести следующие:

- высокое соотношение отбора жидкости к закачке воды:

- стабильная обводненность добиваемой продукции при высоких величинах накопленной компенсации отбора закачкой:

- присутствие трешиноватости карбонатов в разной степени интенсивности на всей территории Знаменского месторождения:

- существование двух типов коллектора. - отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам.

Как было указано выше (гл.2), поровое пространство пород-коллекторов первого типа представлено порами размером до ! 1 мкм. а норовое пространство пород-коллекторов в торого типа коллектора - до 35 мкм. В связи с такой неоднородностью размеров поровых каналов при вытеснении нефти водой ожидается опережение нефти водой и ее прорыв но более проницаемым каналам. На двухслойной фильтрационной модели пласта Ткз1 в первом опыте при одинаковом градиенте давления вытеснения нефти водой скорость движения жидкостей но более проницаемому пласту ЗпI составила 10! м/год, а по менее проницаемому пласту Зн2 - 30,7 м/'год. Безводный период вытеснения нсфш прекращался после поступления воды в него в количестве 0,30 объема пор; коэффициент вытеснения нефти составил 0,37. К этому времени из пласта Зн2 вода пока не поступила, т. е. пласт Зн2 при данном градиенте давления не подключился в процесс вытеснения нефти водой, так как вода

продвигалась по относительно высокопроницаемому пласту 3и1. Во втором опыте, когда темп заводнения был увеличен в более чем 4 раза, пласт Зн2 подключился в фильтрации, хотя скорость движения жидкости по нему на 42 % (206,6 м/год) ниже скорости жидкости по пласту 3н1 (354.6 м/год). Показатель распределения воды при этом составил 1.97. При совместной закачке воды в оба пласта фронт вытеснения естественно продвигается неравномерно, вытесняя нефть из крупных пор и оставляя за фронтом вытеснения устойчивые зоны с нефтью. В таком случае • ожидается снижение эффективности выработки запасов и повышение обводненности добываемой продукции. Однако в реальных условиях Знаменского месторождения выработка запасов идет эффективно, обводненность стабильна несмотря на то, что месторождение находится на третьей стадии разработки. На наш взгляд, именно здесь проявляется положительная роль трешиноватости в процессе вытеснения нефти водой из пласта Ткз1, которая заключает ся в создании дополнительных путей для продвигающейся массы вытесняющей воды. Необходимо подчеркнуть, что в таких условиях полного фронтального вытеснения нефти закачиваемой водой, как правило, не происходит. Вытеснение нефти контролируется процессом капиллярной прогштки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

1. В разрезе продуктивного пласта Ткз1 выделены два типа порового карбонатного коллектора, отличающиеся по своим фильтрашгонно-емкостным свойствам. Установлены пороговые значения пористости указанных коллекторов (12 % < Кп <12 %), по которым была построена карта пористости, определяющая пространственное размещение этих коллекторов.

2. Построены гистограммы распределения поровых каналов по размерам для двух типов коллектора, а также оценены доли НИЗ, приуроченных к каждому типу.

3. Установлена относительно высокая геологическая неоднородность карбонатов пласта Ткз1, которая в направлении к центральной части месторождения увеличивается.

4. По гидродинамическим, промыслово-геофизическим исследованиям и лабораторным определениям керна выявлены зоны распространения трешинных коллекторов и оценены параметры их трещиноватости.

5. Одной из возможных причин появления трещин в теле карбонатного коллектора пласта Ткз1 может служить динамичная тектоническая обстановка в течение времени осадконакоиления от заволжских до кизеловских отложении и датее в течение последующего палеозойского времени. Об этом можно судить по картам изолахит отдельных этапов времени.

6. Построена объемная двухслойная фильтрационная модель пласта Ткз1 и определено влияние темпа заводнения карбонатов пласта Ткз1 на коэффициенты извлечения нефти.

7. Исследовано вытеснение нефти и* двух отличающихся по проницаемости пластов, а также определены расход воды и ее распределение по пластам, продолжительность безводного и водного периодов вытеснения, градиенты давления вытеснения, обводненность добываемой жидкости, нефтенасыщениость в среднем по объемной модели и раздельно по пластам при различных скоростях движения воды в норовом пространстве карбонатов пласта Ткз1 турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

8. Построены диаграммы относительных фазовых прошшаемостей для нефти и воды. Установлено, что карбонаты пласта Ткз1 Знаменского месторождения могут относиться к горным породам с промежуточными значениями смачиваемости.

9. Установлено, что оптимальные скорости вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 равны 190 -230 м/год.

10. Создана модель трешинно-каверново-порового коллектора Эта модель является итоговым результатом всех проведенных теоретических - и экспериментальных исследований. Она в достаточной степени объясняет наиболее вероятный механизм вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз! и вполне отвечает всем имеющимся представлениям, полученным в результате проведенных исследований.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Мансур Л. Н. Распределение запасов нефти в карбонатных коллекторах Знаменского месторождения // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана: Сб. тезисов научно -практической конференции. - Уфа: Изд-во Башнипинефть, 1999,- С. 21.

2. Мансур А. Н., Шишлова Л. М. Выделение карбонатного коллектора различного типа (на примере Знаменского месторождения) // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности: Сб. тезисов докладов международного симпозиума. -Уфа: Изд-во Гил ем, 1999. - С. 68 - 69.

3. Лозин Е. В., Мансур А. Н. Тектогенез трещиноватости карбонатов турне Знаменского нефтяного месторождения // Тр. I Башнипинефть. -Уфа, 1999 -Вып. 99.-С. 191-195.

4. Мансур А. Н. Неоднородность карбонатов кизсловского горизонта Знаменского месторождения // Тр. / Башнипинефть. - Уфа, 1999 - Вып. 99.-С. 184-190.

5. Мансур А. Н. Роль капиллярной пропитки в процессе вытеснення нефти из карбонатов кизеловского горизонта Знаменского месторождения // Тр. / Башнипинефть. - Уфа, 1999 - Вып. 99. - С. 196 - 200.

Лицензия ЛР № 020267 от 22.11.96. Подписано к печати . Формат бумаги 60x84 1/16.

Бумага писчая. Печать офсеишя. Печ. листов 1.0 . Тираж 90 экз. Заказ 37 .

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

earthpapers.net


Смотрите также