 |
Характеристика продуктивных пластов
|
|
|
|
ВВЕДЕНИЕ
Преддипломная практика была пройдена мной, в соответствии с учебным планом специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» с 09.05.2016 по 12.06.2016 в ООО «Северная Сервисная Компания» по срочному трудовому договору (вахтовому), где числился на должности геолога, был допущен к ведению самостоятельных работ и направлен в бригаду Воропаева А.В. Принимал участие в монтаже и демонтаже вышки и бурового оборудования, в пуско-наладочных работах, в спуско-подъемных операциях, ремонтных работах, поднятию НКТ и разбуриванию пакера силовым вертлюгом фирмы Weather Ford, в приготовлении буровых растворов, работал с химическими реагентами. А так же в наклонно-направленном бурении и забуривании дополнительных стволов. Целью этой производственной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, полученных за 4 года обучения и приобретение практических навыков ведения работ, овладение передовыми методами труда.
ООО «Северная Сервисная Компания» — одно из крупнейших буровых предприятий России по строительству всех видов скважин на всей территории Российской Федерации: в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, Северном Кавказе, в Оренбургской и Астраханской областях, Республике Коми, на полуострове Ямал.
Буровая компания обладает мощным производственным потенциалом и применяет весь спектр современных технологий, используемых в процессе бурения, в том числе технические и программные средства, позволяющие производить технологический, геологический и геофизический контроль строительства скважин. Профессиональные и инвестиционные ресурсы ООО «Северная Сервисная Компания» направляет на развитие и рост, модернизируя собственные производственно-технологические активы и повышая квалификацию персонала.
|
|
|
«Северная Сервисная Компания» осуществляет бурение разведочных, эксплуатационных горизонтальных, многоствольных скважин, а также восстановление скважин боковыми горизонтальными стволами и капитальный ремонт всех видов скважин на территории Оренбургского НГКМ.
Филиал имеет опыт строительства скважин с горизонтальным окончанием ствола с отходом до 1 тыс. м, а также строит многоствольные «интеллектуальные» скважины третьего уровня сложности («TAML-3»).
За всю историю своего существования филиал пробурил более 3,4 млн. м горных пород, закончив строительством свыше 1479 скважин, среди которых параметрическая скважина № 501 Вершиновской площади с фактической глубиной более 7 005 м.
Кроме того, освоено Оренбургское, Нагумановское, Песчаное, Акобинское месторождения. Также проводились работы на Каинсайской, Буранной, Кзылобинской, Корниловской, Западно-Оренбургской, Чиликсайской площадях.
В ближайших планах — строительство эксплуатационных скважин на Оренбургском НГКМ, поисковой скважины № 174 на Акобинской площади, разведочных скважин на Чаяндинском НГКМ Республики Саха (Якутия), разработка и освоение Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря.
ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА РАБОТ
Скважина №1069-2 находится на территории Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения в Восточной зоне в 30 км от г. Оренбург в Оренбургском районе.
Рис. 1. Скважина №1069-2
Оренбургский район — муниципальный район Оренбургской области Российской Федерации. Оренбургский район расположен в центре области, площадь территории — 5,5 тыс. км², общая протяженность границ границ составляет около 450 км. Район граничит: на севере — с Сакмарским районом, на востоке — с Беляевским и Саракташским районами, на юге — с Соль-Илецким районом, на востоке — с Илекским и Переволоцким районами Оренбургской области.
|
|
|
Климат района — резко-континентальный. Лето жаркое и засушливое: пять месяцев в году средняя дневная температура превышает 15 °С; зима умеренно холодная, максимальный снежный покров наблюдается в феврале (23 см). Количество ясных, облачных и пасмурных дней в году — 157, 176 и 32 соответственно. Температура сильно колеблется в зависимости от времени суток и направления ветра. Летом возможен взлёт температуры до 40 °C, или падение до 5 °C. Осень наступает рано, и случается это приблизительно во второй половине сентября, а зима наступает приблизительно к началу ноября. Весна наступает к концу марта, но весной погода неустойчивая, и даже в конце мая возможен возврат холодов. Зимой погода колеблется от небольших морозов до сильных холодов, иногда бывают слабые оттепели или суровые холода до −40 °C.
Среднегодовые климатические показатели Оренбурга:
· среднегодовая температура — +5,3 °С,
· среднегодовая скорость ветра — 3,9 м/с,
· среднегодовая влажность воздуха — 68 %.
Рис. 2. Восточный участок ОНГКМ
Район располагает богатыми природными ресурсами и полезными ископаемыми. Минеральные ресурсы представлены, прежде всего, газоконденсатными и нефтяными месторождениями. Ведущей отраслью экономики является сельское хозяйство. Специализация в сельском хозяйстве — производство зерновых и мясомолочной продукции. Главными культурами возделывания являются яровая пшеница и яровой ячмень, немалый удельный вес занимают и озимые зерновые.
Почвы – обыкновенные черноземы. При благоприятных метеорологических условиях плодородные пахотные земли дают высокие урожаи, при менее благоприятных – урожаи резко снижаются. Важнейшим мероприятием, направленным на повышение плодородия почв является накопление влаги в почве путем проведения снего-задержа- ний в зимнее время. Заливные сенокосы в основном расположены в пойме р. Сакмары. Лесные массивы и кустарниковая растительность встречаются лишь в долинах рек. Отсутствие строительного и дровяного леса на месте всегда создавало трудности со строительством и в обеспечении топливом. В связи с этим навоз в почву не вносился, а использовался для изготовления кизяка, которым население отапливалось.
|
|
|
Оренбург находится в часовом поясе UTC+6, время в котором отличается на +2 часа от московского (MSK+2), время в Оренбурге отличается от поясного на два часа в течение всего года.
ГЕОЛОГИЯ РАЙОНА
Стратиграфия
Оренбургское месторождение представляет собой гигантский многозалежный карбонатный резервуар нижнепермско-среднекаменноугольного возраста. Здесь установлены: Основная газоконденсатная залежь артинско-среднекаменноугольного возраста (с нефтяными оторочками), Филипповская нефтегазоконденсатная залежь (пласт "плойчатые доломиты"), Ассельская газонефтяная залежь и Среднекаменноугольная газонефтяная залежь, сакмарские газонефтяные залежи спорадического распространения в восточной части месторождения; башкирская газоконденсатная залежь ограниченного распространения в восточной части месторождения; верхнедевонские залежи (пласт «колганская толща») на северо-западном участке месторождения.
Рис. 3. Геологическое строение ОНГКМ
Геологический разрез Волго-Уральской провинции имеет двухъярусное строение. На кристаллическом фундаменте архейского и протерозойского возраста залегает осадочный чехол мощностью от 1,4–6 км до 9–12 км, который сложен континентальными прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) отложениями главным образом рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского возраста. Мезозойские и кайнозойские отложения имеют ограниченное распространение. Основной объем осадочного чехла принадлежит девону, карбону и перми.
Тектоника
На обширной территории Волго-Уральской провинции выделяется ряд крупных тектонических элементов – сводов, валов, прогибов, которые осложнены более чем двумя тысячами локальных поднятий, размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами до 100 м и более. Основными положительными структурами являются выступы фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют крупные своды: Татарский, Жигулевский, Токмовский и Коми-Пермяцкий. Оренбургский и Башкирский своды выражены только в осадочном чехле. Своды разделены впадинами, некоторые из которых имеют грабенообразное строение. В пределах положительных структур фундамент залегает в среднем на глубине 1,4–2 км, в депрессионных структурах – 4,5–6 км.
|
|
|
Строение фундамента и осадочного разреза Волго-Уральской провинции значительно осложнено узкими линейными разломами. К ним приурочены валы асимметричного строения и структурные уступы.
Большинство месторождений нефти и газа связано с антиклинальным и куполовидным поднятиям. В пределах провинции месторождения распределены крайне неравномерно – подавляющее их число приурочено к Татарскому и Башкирскому сводам. Для многих месторождений характерны многопластовость и многозалежность, в некоторых случаях число залежей достигает 15–20. Залежи в основном пластовые, сводовые, литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве – тектонически экранированные.
В районе месторождения фундамент, по данным геофизики, залегает на глубине свыше 6500 м и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими отложениями. Кунгурские галогенные образования нижней перми, являющиеся надежной региональной покрышкой, условно делят разрез месторождения на два геологических этажа: надсолевой и подсолевой.
Характеристика продуктивных пластов
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является уникальным по размеру (120х28х0,5 км), запасам (порядка 2 трлн. м3) и многокомпонентному составу газа, с широким распространением нефтегазоносности по площади и разрезу. К настоящему времени отобрано более 65% начальных геологических запасов газа, но и остаточные запасы соотносятся с запасами уникального месторождения.
Волго-Уральская провинция выделяется в основном как нефтеносная. В юго-восточном направлении нефтяные залежи сменяются газонефтяными и газоконденсатными. Промышленная нефтегазоносность связана главным образом с палеозойскими отложениями девона, карбона и перми. Основными по запасам нефти являются терригенные отложения девона, содержащие от одного до восьми продуктивных горизонтов. Нефтепроявления отмечены в породах рифей-вендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Основные запасы приурочены к глубинам 1,5–2,5 км.
Незначительная залежь локализована в плойчатых доломитах филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми. Залежь – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Этаж газоносности 504 м. ГНК находится на отметке - 1690 м. Содержит в западной части нефтяную оторочку размером 1,8х35 км. BHK располагается на отметке - 760 м.
|
|
|
Газоконденсатная залежь приурочена к глубинам 2076–2359 м. Залежь массивная. В составе газа в значительном количестве (до 5%) отмечается сероводород.
Основная газоконденсатная залежь ОНГКМ, в которой сконцентрировано 92% запасов газа, находится в промышленной эксплуатации более 35 лет. С 1985 года разработка месторождения вступила в стадию падающей добычи. Начальный средний дебит газа в целом по месторождению около 800 тыс. м3/сут. (1974 г.) к настоящему времени снизился до 74,7 тыс. м3/сут. Степень снижения дебита по зонам УКПГ крайне неравномерна и зависит от условий эксплуатации, фильтрационно-емкостных характеристик пласта, степени выработки и обводненности.
Выработка дренируемых запасов газа по площади и разрезу ОНГКМ неравномерна, ввиду резкой неоднородности газовмещающих пород и разновременного ввода участков месторождения в эксплуатацию. Наибольшей степенью выработки запасов характеризуется второй эксплуатационный объект центральной части месторождения, наименее отработаны запасы первого объекта восточного участка месторождения. Неравномерность отработки обусловила неравномерные темпы снижения пластового давления, как по площади, так и по разрезу залежи. Текущее пластовое давление изменяется по УКПГ от 7,2 до 16,6 МПа, а по скважинам от 2,7 МПа (в центральной части) до 19,1 МПа по новым скважинам, пробуренным на востоке залежи.
С целью активизации отработки запасов газа на месторождении активно осуществляется бурение горизонтальных скважин, перевод низкодебитных обводненных скважин на вышележащие продуктивные отложения после отсечения нижних интервалов (боковые горизонтальные стволы, перфорация ранее невскрытых интервалов, вторичная перфорация, радиальное вскрытие пласта).
|
|
|
