Разработка нефтяных месторождений - Отчет по практике

Организация и производство буровых работ Осложнение, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважинВ административном отношении Алексеевское месторождение расположено на землях Бавлинского района Татарстана и северной части Оренбургской области. Крупный населенный пункт Бавлы, находится в 25км к северу от района месторождения . Пересекает месторождение, асфальтированная дорога, соединяющая г.Бугульму со ст.Тат.Кандыз. Месторождение расположено на площади, где на расстоянии 3-8 км друг от друга находится целый ряд разрабатываемых месторождений нефти, такие как Урустамакское, Бавлинское, Тат-Кандызское, что позволяет осваивать Алексеевское месторождение при сравнительно небольших затратах. Энергоснабжение района месторождения осуществляется линиями электропередач от Куйбышевской ГЭС и Уруссинской ГРЭС.Площадь работ Алексеевской сейсморазведочной партии 15/2000 в административном отношении расположена в Бавлинском районе республики Татарстан и Северном районе Оренбургской области (рис.1.1); орогидрографически район приурочен к центральной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Рельеф описываемой территории представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную овражно-балочной сетью, рекой Сула, пересекающей северный угол участка, и рекой Кучема, протекающей по юго-восточной части площади. Лесные массивы сосредоточены к северу от центральной части и занимают около 22% площади. Населенные пункты, находящиеся на севере площади, - Камыш и Староверовка - располагаются в долине реки Сула. В непосредственной близости от площади находятся села: Яковлево, Алексеевка, Поповка, Тат.В геологическом строении месторождения (включая все участки - Алексеевский, Фоминовский, Подгорный), принимают участие породы докембрийского кристаллического фундамента, осадочные отложения палеозоя и четвертичного возраста.Породы кристаллического фундамента архей-нижнепротерозойского возраста относятся по возрасту к докембрийским образованиям и представлены гнейсами биотит-плагиоклазовыми, роговообманковыми, реже амфиболитами, чарнокитами. Отложения бавлинской свиты в районе месторождения сложены аргиллитами и алевролитами, плотными, глинистыми, песчаниками, переслаиванием глинистых песчаников, аргиллитов и алевролитов. Воробьевский горизонт сложен аргиллитами, алевролитами и песчаниками (пласт ДIV). Муллинский горизонт сложен песчаниками (Пласт ДІІ) и известняками в средней части. В верхней части горизонт сложен терригенными породами, преимущественно аргиллитами.В тектоническом плане по кровле кристаллического фундамента Алексеевская площадь приурочена к зоне сочленения (переходной зоне) юго-восточного склона Южно-Татарского свода (ЮТС) и северного борта Серноводско-Абдулинского авлакогена. 1.3), площадь располагается на Фоминовском и Тумбарлинском мезоблоках, разделенных субмеридиональным Северо-Кряжлинско-Ивановским прогибом. Северо-западная граница площади контролируется Сок-ско-Бавлинским прогибом, а на юго-западе прослеживается Пашкинский прогиб. Структурный план кровли верхнепротерозойских (рифей-вендских) осадочных отложений представляет собой полого погружающуюся в юго-восточном направлении моноклиналь с величиной перепада абсолютных отметок порядка 200 метров.Согласно технологической схеме 1997 года (ТАТНИПИНЕФТЬ) в пределах Алексеевской площади выделяются 10 залежей нефти, локализованных в карбонатных отложениях данково-лебедянского (2 залежи), заволжского (2 залежи), кизеловского (3 залежи) горизонтов верхнего девона и нижнего карбона и терригенных отложениях бобриковского (2 залежи) и тульского (1 залежь) горизонтов нижнего карбона. В карбонатных породах данково-лебедянского горизонта верхнефаменского подъяруса выделяется пласт - коллектор Ддл, расчленяющийся прослоями уплотненных пород на несколько пропластков. Залежи приурочены к небольшим локальным поднятиям, осложняющим приподнятые зоны. Залежи, приуроченные к этому горизонту, связаны с карбонатными коллекторами пласта Дзв . В разрезе продуктивной части горизонта выделяются до 6 пористо-проницаемых прослоев, разделенных между собой плотными пропластками карбонатов, которые, как правило, плохо коррелируются между собой, в связи с чем залежи нефти являются единым гидродинамическим резервуаром массивного типа.В структурной скважине №219 дебит воды равен 1л/сек, а в скважине №217 водоносный горизонт, вскрытый в кровельной части нижнеказанского подъяруса, дал фонтанный приток - 8 л/сек. Глубина спуска колонн определяется фактической альтитудой устья скважины: для направления - с учетом устойчивости пород верхней части разреза; промежуточного кондуктора - с учетом глубины залегания карстовых отложений; кондуктора - с учетом кровли артинских отложений; промежуточной колонны - для решения специальных задач, в т.ч. изоляция осложнений; эксплуатационной колонны - способами заканчивания и эксплуатации скважины. При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее - так как универсального способа пригодного для всех условий до настоящего времени

Содержание

1.Введение

2. Разработка нефтяных месторождений

2.1 Общие сведения о промысловом объекте

2.2 Географо-экономические условия

3.Геологическое строение месторождения

3.1. Стратиграфия

3.2 Тектоническое строение

3.3 Нефтеносность

1.Введение

Одной из наиболее важных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений является повышение продуктивности эксплуатационных скважин. Продуктивность в значительной мере определяется проницаемостью призабойной зоны пласта, несущей основную фильтрационную нагрузку в процессе извлечения нефти. Исследования и опыт разработки нефтяных месторождений показывают, что призабойная зона пласта (ПЗП) почти всегда характеризуется пониженными фильтрационными свойствами и составляет, иногда 50% от проницаемости удаленной от скважины зоны. Ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта обусловлено образованием зоны кольматации в результате физико - химических процессов, происходящих в поровом пространстве продуктивных пластов при бурении и последующих операциях в скважине во время эксплуатации (глушение скважин с целью выполнения подземного и капитального ремонтов и.т.д). Кроме того, в процессе эксплуатации в призабойной зоны пласта происходит отложение асфальтено - смолистых и парафинистых веществ, что также приводит к ухудшению фильтрационной характеристики ПЗП. Поэтому проблема приведения фильтрационных свойств пласта к естественным, а тем более, к ухудшенным, требует нетрадиционных методов возбуждения призабойной зоны.

На нефтяных месторождениях, приуроченных к карбонатным коллекторам, коэффициент нефтеотдачи не превышает 0,2 - 0,25. Поэтому нефтяные залежи в карбонатных отложениях относятся к категории сложнопостроенных объектов, а запасы нефти - к трудноизвлекаемым.