Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
В тектоническом отношении Шелкановское нефтяное месторождение приурочено к поднятию с одноименным названием Андреевского вала Бирской седловины, выделенному по нижнекаменноугольному и более молодым горизонтам палеозоя. На Шелкановском поднятии, отмечается общее совпадение положения сводов поднятий в плане по более молодым маркирующим горизонтам, однако амплитуда купола уменьшается, по верейскому горизонту она равна 49 м, по артинскому ярусу - 22 м. Нефтеносность Шелкановского месторождения связана с карбонатными коллекторами среднего карбона в каширском и верейском горизонтах и в башкирском ярусе, с песчаными коллекторами терригенной толщи нижнего карбона и карбонатными коллекторами турнейского яруса нижнего карбона. ВНК залежей не установлен и принят на уровне подошвы нефтяных прослоев по опробованию на отметках: для верейского и каширского горизонта - 780 м, для башкирского яруса - 816 м. Общая толщина продуктивной пачки верейского горизонта изменяется в пределах 2,4...6,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,2 м; в башкирском ярусе до 15,0 м.Пробы пластовой нефти турнейского яруса отобраны из скважины №10. На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: верейско-башкирские залежи среднего карбона, бобриковский горизонт, турнейский ярус. Турнейский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, система размещения скважин - треугольная неравномерная, сетка скважин - 380х380, плотность сетки в контуре нефтеносности - 15 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 3 МПА, давление на устье нагнетательных скважин - 9,8 МПА, естественный режим системы заводнения. Бобриковский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, треугольная неравномерная система размещения скважин, сетка скважин 350х350, плотность сетки скважин - 12 га/скв., давление на забое добывающих скважин - 5 МПА, давление на устье нагнетательных скважин - 9,83 МПА, очагово-избирательная система заводнения. Всего пробурено на месторождении 62 скважины, в т.ч. в действующем добывающем фонде 42 скважины, нагнетательном фонде - 5 скважин; в т.ч. по бобриковскому горизонту - 18 добывающая и 4 нагнетательных скважины, по турнейскому ярусу - 22 добывающие скважины и по среднему карбону - 2 добывающих скважин.В разрезе месторождения промышленную нефть содержат карбонаты среднего карбона и турнейского яруса, а также песчаные пласты бобриковского горизонта. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм2. С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9 % от балансовых и 95,4 % от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн.Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины является принципиально важным, так как в течение срока эксплуатации скважины забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая: - механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения; В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рисунке 2.1: - скважина с перфорированным забоем; Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач. Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПА; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном
План
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
1.2 Состав и свойства пластовых флюидов
2. Текущее состояние разработки месторождения
3. Вскрытие пласта и освоение скважин
3.1 Конструкция скважин
3.2Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов
7. Способы воздействия на призабойные зоны скважин в целях увеличения их продуктивности.
Вывод
Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. В разрезе месторождения промышленную нефть содержат карбонаты среднего карбона и турнейского яруса, а также песчаные пласты бобриковского горизонта. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Более половины извлекаемых запасов нефти месторождения сосредоточены в карбонатах турнейского яруса. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В С1.
Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950-1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм2. Пластовое давление и температура 10-14 МПА и 22-25 0С соответственно.
С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9 % от балансовых и 95,4 % от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн. На скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, приходится 58,5% общей добычи нефти по месторождению.
Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ - 83 %, УЭЦН - 17 %. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости - 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти равен 1,04 т/сут, по жидкости 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный - 90,5% скважин имеют обводненность выше 50%.
Обводненность по месторождению достигла значения 96,0 %, по турнейскому ярусу - 96,7 %, по бобриковскому горизонту - 94,8 %, по залежам среднего карбона - 26,2 %
3.
Список литературы
Введение
Шелкановское месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан в пределах Кушнаренковского района. В непосредственной близости к месторождению находятся в промышленной разработке Карача-Елгинское и Чекмагушевское (на западе), Таймурзинское (на севере), Манчаровское (на северо-западе), Чермассанское (на юге) нефтяные месторождения.
К югу от района месторождения проходит железнодорожная линия Уфа-Ульяновск. Железнодорожные станции Уфа, Чишмы, Буздяк удалены от месторождения на 80-90 км.
Район месторождения располагает развитой сетью асфальтированных и гравийных дорог к которым относятся: Дюртюли-Семилетка-Чекмагуш, Дюртюли-В.Яркеево, Дюртюли-Кушнаренково-Уфа. Сообщение с железнодорожными станциями пристанью Дюртюли на реке Белой осуществляется посредством асфальтированных и шоссейных дорог.
В орогидрографическом отношении месторождение расположено в пределах левобережья реки Белой, которое, в свою очередь, расчленено левыми притоками рек Куваш, Чермассан на ряд водоразделов.
В геоморфологическом отношении месторождение представляет собой равнину, сложенную, в основном, пермскими коренными породами. Деятельность рек, речек, ручьев обуславливает развитие овражной сети. Многочисленные источники приурочены к выходам песков и песчаников. Рельеф площади представлен сглаженными формами с отдельными холмами и широкими долинами с пологими склонами.
Климат района - умеренно-континентальный. Максимальная температура воздуха 36 0С приходится на июль, минимальная до -45 0С на январь-февраль. Доминирующие ветры юго-восточные, годовое количество осадков достигает 492 мм /1/.
1.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
