 |
Геолого-физическая характеристика месторождения
|
|
|
|
Содержание
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И СОСТОЯНИЕ.. 4
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ.. 4
1.1. Общие сведения по месторождению.. 4
1.2. Краткая характеристика района работ. 4
1.3. Краткая история разведки Осинского месторождения. 4
1.4. Геолого-физическая характеристика месторождения. 5
1.5. Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения. 8
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 13
2.1. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Выбор скважины для проектирования эксплуатации, её характеристика. 13
2.2. Освоение и гидродинамические исследования скважины, характеристика её призабойной зоны, способы воздействия на призабойную зону. 14
2.3. Анализ данных исследований, характеристика призабойной зоны. 25
2.4.Расчет условий фонтанирования скважины и распределения давлений в эксплуатационной колонне и колонне НКТ. 27
2.5.Расчет распределения давлений в колонне НКТ и ЭК.. 30
2.6. Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы. 35
3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 41
4. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. 42
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И СОСТОЯНИЕ
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Общие сведения по месторождению
Осинское месторождение расположено на территории Осинского района Пермской области в 120 км к юго-западу от областного центра.
Сообщение с областным центром - городом Пермь возможно автотранспортом по автодороге Оса - Крылово - Кукуштан - Пермь и водным путем. Последнее осуществляется через порт Оса, который находится в непосредственной близости с месторождением.
Расстояние от Осы до Перми по автодороге - 140 км. Внутри развита сеть грунтовых и проселочных дорог.
|
|
|
К крупным населенным пунктам в описываемом районе следует отнести деревни Симаково, Сергеево, Тишково, Устиново, Новозалесное.
В прилегающих к месторождению районах получила развитие нефтедобывающая промышленность.
Ближайшими месторождениями, являются Тулвинское, Маячное.
В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Направление сельского хозяйства - животноводческое со значительными посевами зерновых. Часть населения занята на лесоразработках и в нефтяной промышленности.
Краткая характеристика района работ
В орфографическом отношении изучаемый район представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную оврагами и речками с крутыми склонами. Наиболее высокие отметки рельефа приурочены к верховьям реки Ивановка. На площади месторождения интенсивно развита овражная сеть. Склоны долин рек, оврагов часто залесены и заболочены. Лес занимает до 30 % всей площади. Климат района континентальный, умеренный. Среднегодовое количество осадков варьирует в пределах 500-600 мм.
Краткая история разведки Осинского месторождения
Осинское месторождение открыто в 1960 году.
Промышленная нефтеносность установлена в корбонатных башкиро-серпуховских отложениях (пласты Бш0,Бш1,Бш2,БшЗ,Срп).
Месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1963 года.
В разработку вовлечены в основном запасы нефти двух верхних пластов Бш1,Бш2, практически отсутствует выработка в нижележащих пластах Срп и БшЗ при совместном вскрытии в одной скважине.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1964 году, залежь рассматривалась как единый эксплуатационный объект с этажом нефтеносности 100 метров. Однако, проектной добычи достигнуть не удалось и в 1972 году был составлен новый проект разработки месторождения, в котором предусматривалось ряд изменений по разработке месторождения в частности по серпуховской и башкирской залежи.
|
|
|
В 1978 году была составлена «Уточненная технологическая схема разработки месторождения», которая не предусматривала существенного изменения сложившейся системы разработки.
В 1979 году составлен новый проект разработки, в нем были выделены следующие положения:
· выделение в разрезе башкирского яруса двух самостоятельных объектов разработки пластов Бш1+2 и БшЗ;
· применение боковой трехрядной системой разработки в центральной части залежи пластов Бш1+2 с переходом на периферийных участках на площадное заводнение с размещением проектных скважин;
· вовлечение в активную разработку запасов нефти периферийных зон путем бурения на пласт Бш1+2 280 скважин основного фонда (200 добывающих и 80 нагнетательных), при общем проектном фонде 923 скважины;
В соответствии с проектом 1979 года бурение скважин начато во второй половине 1986 года.
На данное время месторождение находится в третьей стадии разработки, отобрано 35 млн.т нефти (58 % извлекаемых запасов). Небольшое количество скважин из-за высокой обводненности работает с дебитом ниже предела экономической рентабельности. Действующий фонд нагнетательных скважин в 3 раза меньше проектного. Большое количество скважин ликвидировано или находится в ожидании ликвидации.
Геолого-физическая характеристика месторождения
1.4.1. Характеристика геологического строения. Стратиграфия и литология
При бурении структурных, поисковых и разведочных скважин на Осинском месторождении вскрыт и изучен разрез от четвертичной системы до вендского комплекса. Максимальная вскрытая глубина отложений 2276 метров (скважина №15).
Отложения бородулинской свиты вендского комплекса представлены алевролитами с прослоями аргилитов. Вскрытая толщина до 60 метров.
Девонская система представлена средним и верхними отделами.
Отложения терригенного девона в объеме эйфельского, живетского ярусов, пашийского и кыновкого горизонтов на Осинской и Елпачихинской площадях отнесен к впадинному типу разреза (толщина 61-101м).
Карбонатные отложения девонской системы (выше кыновского горизонта) и турнейского яруса каменоугольной системы на Осинской площади принадлежат к рифовому типу внешней гряды мелководного шельфа (толщина 408-727м).
|
|
|
Терригенные отложения визейского яруса в составе Малиновского и яснополянского (бобриковский и нижняя часть тульского горизонта) надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая толщина 55-125м.
К проницаемым известнякам кровли серпуховского яруса приурочена промышленная залежь нефти (пласт Срп).
Верхняя часть тульского горизонта и серпуховского яруса представлены известняками и доломитами. Толщина 218-328м.
В среднекаменноугольном отделе выделяется башкирский (толщина 51-85м) и московский (толщина 270-3 04м) ярусы, представленные карбонатными породами с прослоями аргиллитов в верейском горизонте. К проницаемым разностям органогенно-детритовых известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3).
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 136-197м.
Нижний отдел пермской системы представлен ассельско-сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.
Ассельско-сакмарский ярус сложен известняками с прослоями зернистого доломита. Толщина 140-210м.
Артинский ярус представлен доломитами и известняками детритовыми с прослоями ангидрита. Толщина 36-85м.
Кунгурский ярус представлен доломитами ангидритизированными. Толщина 95-40м.
Верхнепермские отложения представлены уфимско-казанским ярусом, в составе которого выделяются Соликамский и шешминский горизонты, и белебеевская серия.
Соликамский горизонт представлен чередованием известняков, доломитов, глин, песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 50м.
Шешминский горизонт и белебеевская серия сложены глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 270м.
Четвертичные отложения представлены суглинками, глинами, песчаниками и алевролитами. Толщина их до 20м.
В тектоническом отношении Осинское поднятие расположено в центральной части Осинского вала. По кровле карбонатных отложений башкирского яруса поднятие представляет собой неправильной формы ассиметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания.
|
|
|
Размер поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 970м - 17x9,5 км, амплитуда - 85 м. Углы падения крыльев: восточного 2°54' - 1°54', западного до 0°10' -1°00'.
Размеру башкиро-серпуховской залежи 36,5x12 - 15км, ширина водонефтяной зоны - 0,70-3,68км, этаж нефтеносности 117м.
В разрезе отложений выделены 5 продуктивных плстов Бш0, Бш1, Бш2, Бш3 - в башкирском ярусе и Срп - визейском ярусе.
Залежь пласта Бш0 - литологически-экранированная, пластов Бш1, Бш2, Бш3 - пластово-сводовые, пласта Срп - массивная.
1.4.3. Нефтеносность
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского прикамья, на Осинском месторождении промышленно-нефтеносными являются окско-башкирский (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Срп) и эйфельско-кыновский (пласт Кн на Елпачихинском поднятии).
Окско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Башкирская продуктивная толща поделена по данным ГИС на 4 проницаемые пачки, разделенных плотными карбонатами. Каждая из выделенных пачек представляет собой самостоятельный объект подсчета - плас (Бш0,Бш1,Бш2,Бш3).
В скважинах, пробуренных после подсчета 1972 года, перфорация проведена в основном на 2-5 метра выше ВНК. Проведенный анализ показал, что обводнение скважины происходит за счет подтягивания закачиваемой воды (плотностью 1,1-1,04г/см3) при недостаточно качественном цементаже обсадных колонн. Большинство пробуренных скважин, расположено в непосредственной близости от нагнетательных рядов, т.е. попадают в хорошо промытые зоны пласта, чем и объясняется, в основном, быстрое обводнение добываемой продукции.
Поэтому, несмотря на получение воды на отметках выше ВНК, предлагается водонефтяной контакт оставить прежним, единым для всех пластов. Результаты опробования скв. 890 и 2110 подтверждают принятый ВНК.
Пласт Бш0
Проницаемый пласт Бш0 залегает на 1,5-5 м ниже стратиграфической кровли яруса, непосредственно под уплотненными породами.
Общая толщина пласта составляет, в среднем 8,8 м. В 38% скважин пласт замещен плотными породами.
Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,0 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,6 м.
Из вновь пробуренных скважин (617,1003,2202,2205,2245,2312) нефтенасыщенный керн поднят в объеме 5,9 м.
Залежь объединяет оба поднятия: Осинское и Елпачихинское. Размеры ее 3,8-14,5x33,3 км, высота 116 м.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.
Пласт Бш1
Стратиграфическая граница пласта проведена на 1,8-2 м ниже подошвы пласта Бш0. Покрышкой являются глинитые известняки.
|
|
|
Пласт Бш1 более выдержан по площади (замещен лишь в 12 скважинах) и по разрезу.
Общая толщина пласта составляет в среднем 7,2 м, при диапазоне изменения от 4,5 до 11,6м.
В разрезе пласта выделено до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 5,2 м.
Нефтенасыщенный керн отобран из скважин 234бис, 1003,1004,2002, 2205, 2206, 2245, 2312, 2532 в объеме 15,4 м.
Залежь единая для обоих поднятий. Размеры ее 4,5-15,0x33,7 км, высота 104 м. Залежь пластовая сводовая.
Пласт эксплуатируется совместно с пл. Бш2 с 1963 г. Накопленная добыча нефти составила 31746 тыс. т.
Пласт Бш2
Основной башкирский пласт Бш2 отделяется от пласта Бш1 небольшой толщей 0,8-4 м глинистых известняков.
Пласт распространен повсеместно, лишь в скв. 28 и 325 замещен плотными породами.
Общая толщина пласта сотавляет в среднем 24,8 м, при интервале изменения от 16,6 до 35,6 м, эффективная изменяется от 0,6 до 17,6 м, в разрезе пласта выделяется до 23 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,2 м.
Из скважин, пробуренных после 1972 года (234бис, 293, 871, 1003, 1004, 2202, 2205, 2206, 2213, 2245, 2312 и 2532) отобран нефтенасыщенный керн в объеме 33,1 м.
Залежь объединяет оба поднятия, размеры ее 3,8-14,5x23 км, высота 98 м.
В пласте Бш2 сосредоточены основные запасы нефти (45%). Пласт разрабатывается совместно с пл. Бш1 с 1963 г. На 1.01.98 г. добыто 31746 тыс. т. нефти.
Пласт Бш3
Проницаемый пласт, приуроченный к подошве башкирского яруса, имеет повсеместное распространение (замещен в 27 скважина).
Общая толщина пласта составляет, в среднем 12 м, эффективная изменяется от 0,4 до 9,8 м, в разрезе пласта выделяется до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,6 км.
Нефтенасыщенный керн поднят в объеме 8,4 м из вновь пробуренных скважин (234бис, 871, 1003, 1004).
Нижний башкирский пласт опробован, в основном, совместно с другими пластми, за исключением скв. 2344 и 2450.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее в границах принятого ВНК 7,6x10 км, высота 71 м.
Серпуховский ярус
Пласт Срп
Проницаемый пласт Срп представленный известняками и доломитами залегает в кровле серпуховского яруса. Покрышкой его служит небольшая толща глинистых известняков.
Серпуховские отложения испытывались совместно с башкирскими. Ранее водонефтяной контакт был принят на абс. отметке минус 1002 м единым для башкирского и намюрско-серпуховского пластов. В настоящем отчете предлагается ВНК оставить прежним, единым для всех пластов.
Общая нефтенасыщенная толщина серпуховского пласта составляет, в среднем, 26,3 м, при диапазоне изменения от 0,6 ло 59,9 м, эффективная от 0,6 до 29,6 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 1 до 34 проницаемых прослоев толщиной 0,4-7,0 м.
Из скважины 234бис, 871, 1003, 1004 отобран нефтенасыщенный керн в объеме 6,4 м.
Залежь пластовая, водоплавающая, размеры ее 6x8,5 км, высота 57 м.
|
|
|
