Файл: 1. геологический раздел 4.docx

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

С каждым годом на Арланском месторождении всё большую актуальность приобретает проблема выработки остаточных запасов углеводородов.

Основные факторы влияющие на это: количество новых крупных месторождений вводимых в разработку и эксплуатацию снижается с 17 до 11%, также обводненность добытой продукции достигает 75-95% с ежегодным её приростом на 4-5%. Также стоит отметить, что при увеличении количества ремонтных работ, в том числе РИР на данном месторождении на 35-40% ежегодно – растет количество обводнившихся скважин в 1,5-2 раза быстрее чем планируется.

Наиболее важным фактором, который вносит наибольшие корректировки в дальнейшем развитии нефтяной промышленности нашей страны в целом, является неизбежное изменение структуры разрабатываемых залежей, в первую очередь это связано с тем, что всё большее кол-во вводимых в разработку продуктивных отложений являются сложнопостроенными, также большая часть нефтяных месторождений уже перешли на завершающую стадию разработки

---

, когда основные запасы флюидов является трудноизвлекаемыми, а активные запасы составляют минимальную долю от оставшихся запасов.

Широкое применение традиционной технологии заводнения (основной метод разработки месторождений углеводородов в России) не обеспечивает эффективной выработки остаточных запасов из низкопроницаемых и высокообводненных пластов.

Одним из наиболее перспективных направлений в области разработки нефтяных месторождений, методами увеличения нефтеотдачи (МУН), несомненно, являются горизонтальные технологии бурения и добычи природных углеводородов.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Геолого-физическая характеристика Арланского месторождения.
Арланское месторождение в первые начали бурить в 1954г.,введено в промышленную разработку в 1958 г. Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой.

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:

- внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами;

- в верхней части - карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

---

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516м (скв.7000). Фундамент ни одной скважины не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Основные продуктивные пласты относятся к следующим системам и горизонтам:

каменноугольная система, нижнекаменноугольная подсистема, турнейский ярус.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.


Рисунок 1 структурная карта Арланского месторождения.


1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

Пористость и проницаемость пластов Николо-Березовской площади определена почти по 600 образцов керна. Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строении продуктивной толщи нижнего карбона, был накоплен богатый материал по разработке Николо-Березовской площади.

Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами :

• 
  - по зависимости пористость - при минимальной толщине песчаников 0,8 метров пористость составляет 15%;
  
• 
  - по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%;
  
• 
  - по результатам обработке материалов геофизических исследований скважин - нижний предел пористости 14-16%;
  
• 
  - по приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине работающих пластов 1-1,2 метров, нижний предел составляет 14-16%;
  

Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновые данные из 9 скважин, пробуренных со вскрытием продуктивных пластов раствором на нефтяной основе.

---

Средние значения нефтенасыщенности составили на Николо-Березовской площади - 82%. При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6.Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV).

Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм² - на Арланской.

Пласт VI₀ сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям:на Арланской -17%,

на Новохазинской – 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм² на Новохазинской площади.

При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади - 76%, Николо-Березовской - 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской - 0,367, Новохазинской -0,491 мкм². Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Арланской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).

---

Пласт IV₀ линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм².

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади.. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской – 24%, Николо-Березовской - 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86 %. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм².

Пласт II – основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской –1,5, Николо-Березовской – 0,84, Новохазинской – 1,6 мкм². Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской – 0,87, Николо-Березовской – 0,82, Новохазинской – 0,85 дол.ед.

Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65мкм². Нефтенасыщенность 72-73% [4]


Нефтегазоносность Арланского месторождения при проведении геологических съемок поверхностных нефтегазопроявлений не отмечалось.

В процессе бурения структурных и глубоких скважин на смежных территориях нефте и газо проявле­ния различной интенсивности (от слабых до промышленных залежей) ус­тановлены в фаменских, турнейских, визейских, башкирских, артинских терригенных и карбонатных отложениях.

Единая мощная газонефтяная залежь отложений- франско-турнейского возраста открыта на Арланском месторождении. По данным промыслово-геофизических исследований и керна разрез залежи сложен чередованием низкопористых плотных прослоев карбонатных по­род с пористыми, каверново-пористыми и трещиноватыми разностями их. ВНК залежи условно принят на отметке минус 1935 м, высота залежи 240 м. Залежь массивная. Размеры залежи 5х7 км. Дебит в скважине 130 на 7 мм штуцере составил 42 т/сут нефти при газовом факторе 663 м³/сутки.

Промышленные залежи нефти и газа открыты в фаменских отложениях на Арланском месторождении. Дебиты составили 12-100 т/сутки. Удельный вес нефти 0,898 г/см³.Залежи пластово-сводовые.

На Арланском месторождении в параметрической скважине №1 получена нефть сильно газированная в объеме 0,028м

---