ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.03.2024
Просмотров: 43
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Нижняя часть тульского горизонта представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части терригенных отложений в пределах месторождения прослеживается прослой известняка. В разрезе выделяются песчано-алевролитовые пласты СІV0, СV, СVІ0. В пределах месторождения промышленно нефтеносными являются пласты СV иCVІ0. Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые, крепкие, плотные. Алевролиты от темно-серых до черных, неравномерно глинистые, слабопористые. Аргиллиты темно-серые, плотные, слюдистые. Толщина изменяется от 2 до 70 м.
Серпуховский ярус слагается доломитами темно-серые до черных, темно-коричневые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, неравномерно кавернозно-пористые, сульфатизированные, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом. В верхней части доломиты светло–серые, желтовато–серые, белые, кристаллические, сахаровидные, местами сульфатизированные, пористые с редкими прослоями доломитизированных известняков. Встречаются кусочки гипса белого, прозрачного. Толщина изменятся от 140 до 220 м.
Средний отдел представлен башкирским и московскими ярусами.
Башкирский ярус сложен известняками и доломитами. Известняки желтовато-серые, светло-серые с коричневатым оттенком, кристаллические, плотные, крепкие, реже окремленные. Доломиты серые, желтовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие, местами кавернознопористые, с включениями ангидрита голубовато-серого. Толщина башкирского яруса изменяется от 100 до 140 м.
Московский ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.
Верейский горизонт сложен известняками с прослойками аргиллитов, доломитов, мергелей. Известняками серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, местами органогенно-обломочные, плотные, крепкие, участками слабопористые, глинистые, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, реже окремленные с раковинами брахиопод. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, слоистые, слабо-известковые.
Мергели темно-серые, зеленовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие. Доломиты серые, пелитоморфные, плотные, крепкие, трещиноватые, неравномерно слабо кавернозные, размер каверн от 2 до 5 мм, сильно глинистые. Толщина отложений верейского горизонта изменятся от 30 до 60 м.
Каширский горизонт литологически представлен известняками и доломитами. Среди карбонатных пород встречаются прослои аргиллитов и мергелей. Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, участками органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями глинистые, участками пористые, с включениями кремня, со стилолитовыми швами. Местами известняки трещиноватые, с включениями гипса белого и ангидрита голубовато-серого. Доломиты серые, темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, сильно глинистые, местами окремнелые, со стилолитовыми швами. Мергели темно-серые, плотные, слоистые. Толщина отложений каширского горизонта изменяется от 60 до 100 м.
Подольский горизонт представлен преимущественно известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые, серые, пелитоморфные, плотные, крепкие, участками сульфатизированные. Толщина отложений подольского горизонта составляет 70-90 м.
Мячковский горизонт сложен в разрезах большинства скважин доломитами и известняками. Доломиты серые, светло-серые, кристаллические и тонкокристаллические до пелитоморфных, сульфатизированные, плотные, крепкие, участками органогенно-обломочные, слабопористые, местами слабоглинистые. Известняки серые, темно серые, кристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные, доломитизированные, слабопористые. Толщина отложений мячковского горизонта составляет 77-120 м.
Верхний отдел представлен известняками, иногда доломитами и доломитизированными известняками. Известняки серые, темно-серые, тонкокристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные, доломитизированные, сульфатизированные, прослоями слабо неравномерно кавернозно-пористые, доломитизированные, сульфатизированные, с линзовидными включениями кремня, ангидрита голубовато-серого. Доломиты серые, кристаллические, плотные, крепкие, участками окремнелые, сульфатизированные, с прослойками аргиллитов темно-серых, плотных, с отпечатками раковин. Толщина отложений изменяется от 110 до 270 м.
Пермская система представлена только верхним отделом в составе асселького, сакмарского, артинкого и кунгурского ярусов.
Ассельский +саккмарский ярус сложен известняками и доломитами. Известняки серые, светло-серые, темно-серые, кристаллические и органогенные, плотные, крепкие, участками сульфатизированные. Толщина отложений изменяется от 230 до 340 м.
Артинский ярус представлен известняками коричневато-серыми, глинистыми, прослоями мелкозернистыми, большей частью плитчатыми. В нижней части артинский ярус представлен известняками светло-серыми, серовато-желтыми, мелкозернистыми. Слоистыми, плитчатыми, трещиноватыми, глинистыми, интенсивно окремненными. В известняках встречаются прослои желтовато-серых мергелей и глин. Мергели плотные, тонкозернистые, плитчатые, трещиноватые. В верхней части известняки часто доломитизированные и более глинистые. Среди известняков изредка встречаются прослои мергелей желтовато-серого цвета и включения кремня темно-серого. В средней части яруса известняками зеленовато-серые, светло-серые, слоистые, тонкоплитчатые, глинистые. В известняках наблюдается небольшие линзы окрменелых известняков. Общая толщина артинкого яруса изменяется от 190 до 551 м.
Кунгурский ярус представлены доломитами белыми, мучнистыми, известняками долмитизированными, кремовато-серыми, глинистыми. Толщина отложений в пределах месторождения от 0 до 110 м.
Четвертичная система в пределах месторождения имеет повсеместное распространение и залегает на размытой поверхности нижнепермских пород. Представлены четвертичные отложения элювиально-делювильными и аллювильными отложениями.
Элювиально-делювильные отложения развиты по вершинам и склонам водоразделов и представлены бурыми с оранжевым оттенком суглинками, с включениями мелкой щебенки известняков и доломитов.
Современный аллювий развит по долинам рек и представлен отложениями песка, галечника, валунов, гравия. Древний аллювий – это отложений терас представленные в виде чередования коричневато-бурых суглинков, галечников и темных глин. Толщина четвертичных отложений колеблется от 0 до 10 м.
В региональном тектоническом плане Кунгакское месторождение расположено на восточной окраине Русской плиты, на стыке Бымско-Кунгурской впадины и Башкирского свода. В структурном отношении Кунгакское месторождение приурочено к бортовой зоне Токаревско-Курбатовскогограбенообразного прогиба.
Поверхность кристаллического фундамента, залегающего на больших глубинах, на Кунгакском и близлежащих месторождениях глубокими поисково-разведочными скважинами не вскрыта.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Нефти пластов СІV0 СVІ.1 СVІ.2 и СVІ.3 по плотности относятся к средним (0,887, 0,883, 0,886 и 0,878 г/
). Абсолютная вязкость отсепарированной нефти изменяется от 17,13 до 21,90 мПа·с, таким образом, нефти относятся к средневязким.Газосодержание колеблется от 18,0 м3/т (пласт СVІ.2) до 24,88 м3/т (пласты СVІ.1+СVІ.2), в среднем по продуктивнымплстам ТТНК равно 23,2 м3/т.
Значения плотности нефти в стандартных условиях по поверхностным пробам изменяется от 0,896 до 0,905 г/см3.
Нефти пластов СІV0, СVІ.1, СVІ.2 (залежь 2), СVІ.3, СVІ.4, в которых содержание серы изменяется от 2,27 до 3,49
классифицируются как высокосернистые. Нефти в залежи 3 пласта СVІ.2 с содержанием серы менее 2 - как сернистые.Содержание парафина определено раздельно по пласту СVІ.2 и совместно по пластам СІV0+СVІ.2 и СVІ.1+СVІ.2 и изменяется от 1,7 до 2,09
. Таким образом, нефти Кунгакского месторождения являются парафинистыми.По содержанию силикагелевых смол (12,65-17,70
) нефти относятся к мало смолистым. Сумма легких углеводородов в попутном газе (метан, этан, пропан, изобутан и нормальный бутан) изменяется от 63,5 (мол.) до 78,0 . Содержание углекислого газа колеблется в небольших пределах от 1,90 до 5,41
. Повышенное содержание азота 29,0 (мол.) наблюдается в пласте СVІ.2, по остальным пластам оно варьируется от 11,14 до 20,35
Пластовые воды тульского и бобриковского горизонтов по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация вод тульского горизонта составляет 269,74г/дм3, бобриковского практически на том же уровне – 261,17г/дм3. Метаморфизация вод средняя.
Плотность пластовых вод увеличивается вниз по разрезу от 1,11 г/м3 в каширском горизонте до 1,184 г/дм3в бобриковском.
В пластовых водах ТТНК наблюдается присутствие микрокомпонентов: брома, йода, окиси бора.
Содержание брома превышает норму промышленной концентрации (250 мг/дм
3) и лежит в пределах от 451,76 до 703,58 мг/дм3.
Содержание йода только в одной скв. 208КНГ превышает кондиционную норму(18 мг/дм3), в остальных скважинах содержание йода ниже нормы и изменяется от 5,84 до 15,74 мг/дм3.
1.4 Текущее состояние разработки месторождения
Динамика основных технологических показателей Кунгакского месторождения приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Динамика технологических показателей разработки Кунгакского месторождения
| Показатели | Ед.изм | 2018 г | 2019 г | 2020 г |
| Накопленная добыча нефти | тыс. т | 201,22 | 224,85 | 259,67 |
| Накопленная добыча жидкости | тыс. т | 240,2 | 273,27 | 318,24 |
| Накопленная закачка воды | тыс. м3 | 76,6 | 94,39 | 126,82 |
| Добыча нефти | тыс. т | 18,73 | 23,63 | 34,82 |
| Добыча жидкости | тыс. т | 24,87 | 33,07 | 44,97 |
| Обводненность | % | 24,69 | 28,54 | 22,57 |
| Закачка воды | тыс. м3 | 14,68 | 17,79 | 32,43 |
2 Расчетно-технический раздел
2.1 Технология проведения работ
2.1.1 Причины снижения производительности скважин
Основные причины снижения дебита нефтяных скважин:
-Связанные с бурением (некачественное вскрытие, неправильно подобранные буровые растворы, некачественная изоляция водоносных горизонтов, некачественная перфорация).
-Снижение пластового давления.
-Естественная кольматация пор и трещин призабойной зоны скважины асфальтенами и парафинами.
-Прорыв закачиваемых вод, неравномерность продвижения фронта вытеснения;
-Качество добываемой нефти (вязкость, содержание примесей и т. д.).
В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттесняют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капиллярных сил;вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на границе "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмульсий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород. В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости.
