Файл: Введение геологическая часть.pdf

2
Содержание
Введение ……………………………………………………………………………3
Геологическая часть ………………………………………………………………..4
Промысловая часть ………………………………………………………………..9
Заключение ………………………………………………………………………...11
Список литературы ………………………………………………………………..12

3
Введение
На сегодняшний день, без всякого сомнения, важнейшим полезным ископаемым для человека является нефть. Жизнь современного человека немыслима без этого ценного сырья .И действительно, практически каждый шаг человека сопровождает использование нефти или нефтепродуктов. Когда мы слышим слово «нефть», то как правило возникают ассоциации с бензином, другим топливом, смазочными материалами. И в этом, в топливе, конечно же ее главенствующая роль. Но применение нефти не ограничивается заправочной станцией. Нефть значит для каждого человека намного больше. Строительные материалы, лаки,
краска,
многие напольные покрытия содержат нефтяные масла.
Производные нефти входят в состав одежды. Нефтепродукты так же являются составной частью пластмасс, из которых изготавливаются выключатели,
телефоны и
другие предметы обихода.
Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа (синтетический каучук,
продукты основного органического синтеза,
сажа,
резиновые асбестотехнические и другие изделия).Рост добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов в значительной мере будут определяться совершенствованием применяемой технологи и разработки нефтяных залежей,
темпами испытания и
внедрения специальных физико–химических и термических методов воздействия на нефтяные пласты, правильностью выбора плотности сетки скважин.
Цель: изучить строение, состав нефти и запасы Гареевского месторождения

4
Геологическая часть
Гареевское месторождение расположено в северо-западной части
Республики Башкортостан на территории Калтасинского района.
Вблизи его находятся Арланское (на запале), Орьебашское (на севере),
Кузбаевское (на северо-востоке), Надеждинское (на юго-востоке) нефтяные месторождения. По природным условиям месторождение относится к
Прибельской увалисто-волнистой равнине, находясь и междуречье
Быстрого Таныпа и Буя. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нефтекамск и районный центр- c. Калтасы. Район пересечен сетью благоустроенных автомобильных дорог. В 30 км к северу от месторождения проходит железная дорога.

5
Рисунок 1- расположение Гареевского месторождения на карте
Залежи нефти Гареевского месторождения приурочены к локальным структурам.
Размеры залежей обусловлены размерами этих структур и зонами развитии коллекторов продуктивных отложений месторождения.
Промышленно нефтеносными на Гареевском месторождении являются карбонатные породы каширского (пачки Скш2нх, Скш2иж, Скш4) и верейского (пачки Саз, Св4) горизонтов среднего карбона, вскрытые на глубине соответственно 990 и 1010 м, а также терригенные отложения тульского горизонта (пласт СП) горизонта нижнего карбона, вскрытые на глубине 1350 м.
Таким образом, в геологическом разрезе месторождения выделяются
6 продуктивных пачек (пластов), промышленная нефтеносность которых установлена в процессе опробования эксплуатации. Нефтеносные пачки
(пласты) можно объединить в продуктивные толщи: верхнюю (отложения среднего карбона) и нижнюю (пласт тульского горизонта). Раздел плотных водоносных пород между ними составляет около 300 м.
Каширский горизонт представлен,
в основном,
известняками различного типа, реже доломитами. Продуктивные пачки каширского горизонта Скш2вх, Скш2нж и Скш4 представлены чередованием пористо- проницаемых и плотных разностей известняков. Коллекторами являются,
главным образом, органогенные и органогенно-обломочные известняки, В
органогенно-обломочных разностях коллекторские свойства определяются типом цементации. Цементом является тонкозернистый пелитоморфный

6
известняк. В случае базального или порового типа цементации породы теряют проницаемость коллекторами не являются.
К коллекторам относятся органогенно-обломочные известняки с цементом неполного заполнения пор. Тип коллекторов поровый и порово- каверновый. Отмечаемая сульфатизация и доломитизация приводит к уменьшению пустотного порового пространства. Коллекторы пачки Скш2вх охарактеризованы 25 определениями пористости и 13 определениями проницаемости,
Проницаемость –
фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду) при наличии градиента давления.
Проницаемость выводится из линейного закона фильтрации
(линейный закон Дарси, открыт в 1856 г.):
Q
– объемный расход флюида (м
3
/с)
F
– площадь фильтрации (м
2
)
P
1
– давление на входе (Па)
P
2
– давление на выходе (Па)
μ
– динамическая вязкость флюида (Па·с)
L
– длина изучаемого образца (м)
Средняя пористость их равняется 0,15 доли ед., проницаемость - 0,174
мкм
2
. Пористость коллекторов пачки Скш2нж по 33 определениям составляет 0,16 доли ед., а проницаемость по 10 определениям - 0,023 мкм
2
По данным керна коллектора пачки Скш4 имеют самую низкую пористость
(0,134 доли ед.) и проницаемость (0,009 мкм
2
) среди продуктивных пачек каширского горизонта
В разрезе верейского горизонта продуктивными являются почки Св3 и

7
Св4, залегающие в нижней его части. По литологии и типу коллекторов они подобны продуктивным пачкам каширского горизонта. Коллектора обеих пачек по результатам лабораторных определений имеют близкие значения средней пористости (0,16 доли ед. - пачка Св3, 0,165 доли ед. - пачка Св4).
Средняя проницаемость коллекторов пачки Св3 равняется 0,159 мкм
2
,
пачки Св4 - 0,358 мкм
2
. Нижний предел пористости по продуктивным отложениям среднего карбона принят равным
0,095
доли ед.
Недостаточный объём информации по отложениям продуктивных пачек среднего карбона не позволил определить критическое значение проницаемости этих пород. По аналогии с соседним Надеждинским месторождением значение проницаемости равно 0,0023 мкм
2
. Из шести пластов, выделяемых в разрезе тульского горизонта, нефтеносен в пределах Гареевского месторождения лишь пласт CII.
Пласт представлен серыми с
буроватым оттенком песчаниками,
кварцевыми, мелкозернистыми, с примазками и включениями глинисто- кремнистого вещества,
с бурыми пятнами гидроокиси железа,
с микровкраплениями пирита. Цемент глинистый (гидрослюдистый). Тип цементации разнообразный, от контактового до базального.
Средняя пористость коллекторов пласта CII, определенная по 151
образцу, равняется 0,21 доли ед., а проницаемость - 1,356 мкм
2
. Нижний предел пористости пласта принят равным 0,15 доли ед. При этом значении пористости равна 0,021 мкм
2
. В целом по почкам и пластам наблюдается неплохая сходимость результатов,
данных
ГИС
панорама керна.
Значительные расхождения по пачкам Св3
и
Св4 объясняются ограниченным количеством скважин с определениями керна, и выносом образцов более плотных пород. Выявленные и пределах месторождения залежи по всех продуктивных горизонтах пластовые структурного,
структурно-литологического типа. Анализ материалов по исследованию скважин, результатов изучения свойств коллекторов, их распространения,
учет воздействия, движущих сил жидкости и породы позволяют

8
определить начальный режим залежей и карбонатных отложений, и песчаного пласта CII как упруго - водонапорный.
С падением пластового давления в процессе эксплуатация режимы изменяются. В залежах отложений каширского горизонта поддержание пластового давления закачкой воды нецелесообразно. При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом упруго - водонапорный режим этих залежей смениться режимом растворенного газа.
Таблица 1- Компонентный состав нефтяного газа Гареевского месторождения (% масс)
Параметр
Каширский горизонт
Верейский горизонт
ТТНК
1 2
3 4
Углекислый газ
23,09 20,93 22,5
Пропан
29,25 28,63 29,10
Изобутан
9,42 9,73 9,50
Н. бутан
13,47 16,43 14,21
Изопентан
5,53 6,32 5,73
Н. пентан
3,23 3,95 3,41
Гексан
2,90 6,78 3,87
Молекулярная масса
37,61 38,31 37,78

9
Плотность, кг/м
3 1,51 1,60 1,56
Промысловая часть
Гареевское месторождение введено в эксплуатацию в 1983 г.
Действующим технологическим документом на разработку месторождения является технологическая схема разработки 1988 г, согласно которой выделено три объекта разработки:
- терригенные отложения нижнего карбона (пласт СII);
- отложения верейского яруса (пласты Св3 и Св4);
- известняки каширского горизонта (пласты Скш2вх, Скш2нж, Скш4).
В качестве основных объектов приняты пласты СII и Св3, Св4, разработка которых с самого начала предусматривалась с ППД. Отложения каширского горизонта являются объектом возврата. Принято проектное размещение скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м.
По состоянию на 01.01.2009г. на месторождении пробурено 123 скважины,
из них 119 добывающие и 4 водозаборные. Под закачку использовались скважины, переводимые из фонда добывающих.

10
В целом по месторождению на 01.01.2009 г. добыто 1498 тыс. т нефти при отборе 5921,4 тыс. т жидкости, текущая обводненность – 88,5%.
Основной объем добытой нефти получен с терригенной толщи нижнего карбона – 62,6%.
В отложениях нижнего карбона нефтеносным является пласт СII,
представленный пятью залежами. Основные запасы сосредоточены в залежи 3а. Выработка запасов по этой залежи ведется с ППД. Остальные четыре залежи – небольшие по размерам – разрабатываются единичными скважинами на естественном режиме.
Карбонаты верейского горизонта представлены одной залежью.
Разработка осуществляется с ППД. В разрезе карбонатных коллекторов выделено два пласта Св3 и Св4, на которые пробурено 67 скважин. Из числа пробуренных скважин 35 работают совместно.
На дату проектирования из пласта Св3 отобрано 433,6 тыс. т, что составляет 23,7% от начальных геологических запасов нефти. Закачка ведется в 7 нагнетательных скважин. С начала разработки в пласт закачано 1397,3 тыс. м3 воды, отобрано 1200,8 тыс. т жидкости.
Разработка пласта Св4 ведется также с поддержанием пластового давления. По сравнению с пластом Св3 пласт Св4 характеризуется более низкими коллекторскими свойствами. На 01.01.2009г. из пласта Св4
отобрано 97,1 тыс. т нефти (это 16,9% от начальных геологических запасов),
269 тыс. т жидкости, закачано 390,5 тыс. м3 воды.
Карбонаты каширского горизонта представлены тремя пластами: Скш2вх,
Скш2нж, Скш4. Разработка данного объекта будет осуществляться возвратным фондом скважин на режиме истощения пластовой энергии. На дату анализа накопленная добыча нефти составила 7 тыс. т.
Пласт Скш2вх представлен 6 залежами нефти, из которых эксплуатируются только три. Основные запасы категории С1 сосредоточены в залежах 3а и
3д. Запасы пласта Скш2нж содержатся в залежи 3, разработка которой осуществляется 4 добывающими скважинами. Пласт Скш4 представлен

11
двумя небольшими залежами.
Заключение
Сравнение фактических данных с проектными технологическими показателями показывает,
что предоставление о процессах,
протекающих в пласте,
положенные в основу генеральной схемы разработки, в основном правильны.
Как показывают технологические расчеты и фактические данные,
добычи нефти сопровождаются излечением из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи по сравнению с месторождениями, содержащими менее вязкую нефть.
Имеются некоторые расхождения в дебитах скважин,
темпах

12
обводнения добываемой продукции,
что связано с отстаиванием строительства объектов законтурного и внутриконтурного заводнения.
Поэтому первоочередная задача разработки Гареевского месторождения –
освоение запроектированной системы заводнения. Необходимо достигнуть не только проектного уровня закачки воды, но и рационально распределить ее по эксплуатационным объектам и отдельным участкам месторождения.
Список используемой литературы
1. Ибрагимов Н.Г., Ишемгужин Е.И. Осложнения в нефтедобыче.
– Уфа: «Монография», издание стереотипно
2. Каплан Л.С. Оператор по добыче нефти и попутного газа. –
Уфа, издание стереотипное

13 3. Лозин Е.В. Разработка уникального Гареевского нефтяного месторождения востока
Русской плиты.
–
Уфа:
БашНИПИнефть, издание стереотипное
4. Покрепин Б.В. Сбор и подготовка нефти и скважинной продукции. – Москва ГУ УМК по горному, нефтяному и энергетическому образованию, издание стереотипное
5. Правила безопасности в
нефтяной и
газовой промышленности. – СПб: Издательство ДЕАН, 2015 6.
Прахова М.Ю. Основы автоматизации производственных процессов. Москва: Академия, 2017 7.
Рачков, М. Ю. Автоматизация производства: - Москва 2-е изд.,
2017