Дипломная работа: Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.
Разработка Нижнесортымского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.
С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.
На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
1. Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения
1.1 Общие сведения о районе
Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.
В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.
Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 о С, а минимальная – минус 40 о С. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5–2 м.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения
На Туймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и отложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермского возраста
Породы кристаллического фундамента вскрыты до глубины 4040 м. Это гнейсы, диориты и другие разности метаморфических и изверженных пород. Общая их вскрытая толщина составляет свыше 2200 м.
Додевонские осадочные отложения развиты в погруженных частях структуры фундамента и представлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Толщина пород венда 0 – 137 м.
Девонская система представлена средними и верхними отделами. Общая толщина отложений системы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.
Каменноугольная система подразделяется на три отдела – нижний, средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и доломиты); в нижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами и алевролитами (терригенная толща нижнего карбона – ТТНК), мощностью 12 – 30 м.
Разрез пермской системы представлен отложениями верхнего и нижнего отделов. В целом разрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют терригенные отложения. Третичные и четвертичные отложения развиты неповсеместно. Это глины и суглинки. Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.
Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальной структуре, расположенной на юго-восточном погружении Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40×20 км. Строение ее асимметричное. Структура имеет северо-восточное простирание с углами падения 10–300 и более крутое юго-восточное крыло с углами 3–40 . Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаются структурными планами покрывающих осадочных комплексов.
Складка состоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и Туймазинского, разделенных пологой и слабо выраженной седловиной. Северо-западное крыло характеризуется углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крыло имеет ступенчатое строение.
Геологический профиль Туймазинского месторождения показан в приложении 1.
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов
В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C1 t ), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C1 bb ), известняки верхнефаменского подъяруса (D3 fm ) и турнейского яруса (C1 t ).
Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади – 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,552 мкм2 , нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный.
Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.
Продуктивный горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2 . Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17%, проницаемость – 0,267 мкм2 , нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.
Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта – 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2 . В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6–1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм2 .
Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3 fm ). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2 . В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.
Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1 t ), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1 ksl ). Пласты кизеловского горизонтапредставлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2 .Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.
Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.
--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--