Разработка Восточно-Таркосалинского месторождения - Дипломная работа

Ближайшими населенными пунктами являются поселок Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный в 15 километрах к западу от месторождения, и поселок Пуровск, находящийся в 25 километрах к западу. Ближайшими крупными месторождениями являются Тарасовское и Восточно-Тарасовское, расположенные в 32 километрах к юго-западу от рассматриваемой площади, Западно-Таркосалинское - в 30 километрах к западу, Губкинское - в 60 километрах к юго-западу, Харампурское - в 75 километрах к юго-востоку и Уренгойское - в 80 километрах к северо-западу. По территории самого месторождения протекает множество мелких рек и ручьев, наиболее крупной из которых является река Тайяха, протяженность которой порядка 70 километров. Владельцем лицензии на разработку залежей месторождения является ОАО НК «Таркосаленефтегаз», база которой находится в поселке Тарко-Сале. Ближайшая железнодорожная станция Пуровск находится на левом берегу реки Пякупур в 10 километрах к западу от поселка Тарко-Сале.Глубокое поисково-разведочное бурение на Восточно-Таркосалинской площади было начато в 1971 году скважиной 16, на которую возлагалась задача поисков газа в сеномане, залежей нефти и газа в нижнемеловых отложениях и изучения геологического разреза площади. Таким образом, скважина 16 стала первооткрывательницей сеноманской газовой залежи нового Восточно-Таркосалинского месторождения, что послужило основанием для уменьшения проектной глубины данной скважины. В скважине испытаны меловые отложения в интервалах 2954-2960 метров (пласт БП14) и 2872-2880 метров (пласт БП12), получены фонтаны газоконднесатной смеси с водой. К началу 1982 года на Восточно-Таркосалинском месторождении было выявлено более 10 залежей углеводородов, приуроченных к различным типам ловушек: сводовая пласта ПК1; пластовые - пластов БП121-3, БП141, БП142, БП143; пластовые литологически экранированные - пластов БП120, БП121, БП17; литологические - БП161, БП162. Более подробно результаты геологоразведочных работ, проведенных на территории Восточно-Таркосалинского месторождения изложены в отчете по подсчету запасов нефти, газа и конденсата Восточно-Таркосалинского месторождения за 1993 год (ТТЭ, Тюмень) и в отчете: «Разработка детальной геологической модели Восточно-Таркосалинского месторождения», ОАО «СИБНАЦ», Тюмень,1998 год.Состав пластового газа по отдельным скважинам и пластам определялся по результатам лабораторного исследования проб, сырого конденсата и газа сепарации, отобранных в процессе проведения промысловых газоконденсатных исследований. Газоконденсатная характеристика залежи пласта БП121-3 определялась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований 6 объектов и результатов лабораторных исследований конденсатов из 6 объектов. Газоконденсатная характеристика пласта БП123 определялась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований в скважине 134, в которой данный пласт испытывался дважды (инт. Газоконденсатная характеристика пласта БП141-2 определялась по данным промысловых газоконденсатных исследований 9 скважин и результатов лабораторных исследований проб из 10 объектов. Газоконденсатная характеристика залежи пласта БП15 изучалась на основе данных промысловых газоконденсатных исследований 4 скважин и результатов лабораторных исследований конденсатов из этих скважин.Выше указывалось что вызов притока нефти из пласта в скважину может быть достигнут снижением столба жидкости в скважине или же уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину. В конечном итоге в обеих случаях давление на забой снижается, становится меньше давления в пласте, что вызывает приток жидкости и газа из пласта в скважину. Освоение фонтанных скважин обычно производят одним из следующих способов: 1) понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба); 2) последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной скважины.Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в небольшом количестве через специальные (пусковые) клапаны , газирует жидкость, которая движется в них,и тем самым уменьшает ее плотность. При замене этой смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину.В результате выполненной работы создана детальная геологическая модель пластов группы БП12-БП15. Модель составлена из вертикальной последовательности 46 слоев, характеризующих как нефтегазонасыщенные, так и подстилающие водонасыщенные части пластов, каждый из которых охарактеризован 2-мерным распределением (поверхностью) свойств - пористостью, проницаемостью, относительным содержанием коллекторов (песчанистостью), водонасыщенностью.