Файл: Аттестационная работа содержит Список литературы включает.docx
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 59
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Введение
Аттестационная работа содержит:
Список литературы включает:
Ключевые слова:
Скважины, в течении всего своего периода использования и работы подвергаются множеству физико-химических, биологических и иным изменениям в силу разнообразия геологических и технологических условий.
Все данные параметры оказывают влияние на гидропроводность призабойной зоны пласта.
В процессе бурения скважины, ее ремонта и эксплуатации происходит снижение проницаемости, причинами которых являются:
· технологии бурения, цементирования и вскрытия пластов являются несовершенными
· глушение скважин производится растворами, несоответствующего качества, тех.жидкостями с содержанием механических примесей
· осаждение солей, твердых взвешенных частиц и иных примесей в зоне дренирования скважины.
Снижение проницаемости скважин приводит к самоотключению части нефтенасыщенных проплатков а также консервации активных геологических запасов, что сказывается негативным образом на их продуктивности и конечной нефтяной отдаче и в целях их повышения применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта.
Выбор метода воздействия должен быть основан на тщательном исследовании термодинамический условий призабойной зоны, а также его состояния и состава.
Объектом аттестационной работы являются различные методы воздействия на призабойную зону пласта в Самотлорском месторождении.
Целью аттестационной работы является анализ различных методов воздействия на пласт с дальнейшим выбором наиболее эффективного и экономически обоснованного метода.
Задачи аттестационной работы:
· рассмотрение применяемых методов воздействия на призабойную зону пласта скважины
· оценка эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта
· выбор наиболее эффективного и выгодного метода из рассмотренных.
Областью применения аттестационной работы являются скважины с низким коэффициентом извлечения нефти.
Глава 1. Характеристика Самотлорского месторождения
1.1. Географическое положение и история освоения Самотлорского месторождения.
На территории России насчитывается более десятка крупных месторождений нефти разработка которых позволила России занять второе место в мире по нефтедобыче. Крупнейшим нефтяным месторождением в России является Самотлорское месторождение (Самотлор), которая входит в десятку и в мировом масштабе.
Самотлорское нефтегазовое месторождение географически находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в районе озера Самотлор, в честь которого месторождение и получило свое название (рис 1.1).
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ Самотлорского месторождения.
Территория месторождения представлена озерно-аллювиальной равниной, которая сложена с поверхности в основном среднесугленистыми отложениями покрова, которые представлены озерно-слоистыми глинами. Можно отметить наличие большого количества песчаных плесов в долинах рек.
Рельеф местности месторождения является слабо пересеченным и является слабо расчлененной моренной равниной с пологими формами рельефа, которые в большей степени своем разрушены в силу денудационных процессов.
Размеры месторождения огромные: около 47 километров с запада на восток и 78 километров с севера на юг. Площадь лицензионного участка составляет 2516.9 квадратных километров [1] и расположена на водоразделе правых притоков реки Обь, к гидрографической сети которой и принадлежит Самотлорское месторождение.
Реки на правом разделе притоков Оби являются типично-таежными с небольшим уклоном продольного профиля: Куйеган, Котуреган, Ершовая, Катгунъеган, Эгтльгунъеган, Оленья и другие.
В силу их медленного течения и слабого тока наблюдается сильная заболоченность пойменных участков. По характеру водного режима речная сеть месторождения относится к рекам весеннего половодья с паводками в весеннее время года.
Также на территории месторождения имеются большое количество озер, крупнейшими из которых являются: Самотлор, Кымыл-Эмитор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Большинство из этих озер и болот не промерзают в зимний период.
Характерное островное развитие реликтовой мерзлоты обусловлено тем, что территория Самотлорского месторождения входит в южную геокриологическую зону.
В районе месторождения имеются большие торфяные запасы, а также запасы песка, глин, гравия, используемые в целях обустройства месторождения, строительства дорог и оснований для кустового бурения.
Поблизости от Самотлорского месторождения также расположены Аганское, Ермаковское, Лорьеганское и Мало-Черногорское месторождения.
В 1965 году Мегионско й экспедицией Главтюменьгеологии была открыта первая поисковая скважина, которая была пробурена в южной части Тарховского вала в своде Самотлорского локального поднятия. Благодаря этой скважине получили доказательства промышленной продуктивности горизонты: БВ10, БВ8 и АВ4-5. А в следующем году девятой поисковой скважиной доказали продуктивность горизонта АВ1, а второй скважиной доказали продуктивность горизонта АВ2.
Геологоразведочные работы в Самотлорском месторождении проводили в три этапа:
- поисковый этап (1965-1966 гг.), результатом этапа стали открытие залежей нефти в горизонтах групп АВ и БВ;
- этап промышленной разведки (1967-1973 гг.), который завершился разведкой залежей в основных продуктивных горизонтах и последующей передачей месторождения нефтедобывающей организации.
- этап доразведки месторождения начался с 1974 г., который продолжается до настоящего времени.
Разведка и последующее освоение месторождения были осуществлены методами опережающего ввода в разработку самых продуктивных участков из разведанных площадей. Благодаря этому подходу удалось за короткий период увеличить объем геолого-промысловой информации путем бурения эксплуатационных скважин, сокращая время разведки месторождения.
В процессе этапа доразведки на месторождении решались следующие задачи:
· Уточнение контуры нефтеносности и связности залежей месторождения с соседними месторождениями
· Проведение проверок положительных заключений ГИС на предмет нефтеносности в целях открытия новых залежей
· Проведение доразведки уже открытых ранее новых залежей
· Перевод запасов в высокие категории.
Благодаря геологоразведочным работам в период 1973-1986 гг. были открыты залежи в юрских отложениях в сводовых частях Самотлорского и Белозорского структур.
Начиная с 1986 года в приоритет было поставлено задача оконтуривания залежей верхних продуктивных пластов в периферийных частях месторождения.
Изученность месторождения даже с учетом огромного объема бурения и положительных результатов разведочных работ является неодинаковой. Охарактеризованность пластов является довольно высокой в центральной части месторождения в которой сосредоточено эксплуатационное бурение.
В свою очередь в периферийных частях задачи контурных залежей и геологического строения все также не решены до настоящего времени.
Результатом бурения большого количества эксплуатационных скважин на месторождении стало понятно, что оно имеет сложное тектоническое строение, которое обусловлено наличием относительно небольших локальных структур и залежей, которые связаны с ними.
Наиболее полно изученными залежами пластов на месторождении являются следующие: АВ1-3 - АВ4-5, БВ8, БВ10. Это связано с тем, что освещенность геолого-геофизическими материалами снижается вниз по разрезу.
Первым проектным документом, составленным и утвержденным ЦКР в 1968 году по Самотлорскому месторождению, стала Технологическая схема разработки первоочередного участка (Протокол № 184 от 10.06.1968 года).
В процессе длительного периода эксплуатации количество открытых залежей выросли в десятки раз с постоянно пополняемым объемом информации об особенностях геологических и коллекторских пластовых свойствах, что стало причиной неоднократных внесенных изменений в уже принятые проектные решения.
1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Геологический разрез Самотлорского месторождения (рис. 1.2) представлен палеозойскими (доюрскими) образованиями фундамента и крупной (3000м и более) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла. Отложения палеозоя здесь представлены в виде сильно метаморфизованных глинистых, кремнисто-глинистыми сланцами и интрузивными породами.
Рисунок 1.2 - Геологический профиль Самотлорского месторождения
Самотлорское месторождение имеет типичное для Приобья строение разреза осадочного чехла, включающего отложения юрского, мелового, палеогенового и других возрастов.
Месторождение расположено в центральной части Западно - Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого прядка Нижневартовского свода, которая находится в пределах Тарховского куполовидного поднятия.
Большое количество локальных структурных осложнений выделяются в пределах Самотлорской вершины. Самотлорское локальное поднятие, которое занимает центральную часть месторождения имеет неправильную форму, которое осложнено узким мысом северо-западного простирания удлиненностью в 4 километра с амплитудой в четверть километра.
Узкая грабенообразная ложбина отделяющая террасовидную юго западную периклиналь находящаяся непосредственно на юго-западе Самотлорского месторожденияю. В северо-западной части распологаются поднятия (Мартовское и Южно-Мартовское) с размерами немногим меньше 3 километров.
Продуктивная часть разреза на месторождении представлена отложениями поздней юры и мела. В процессе поисково-разведочного бурения залежи нефти и газа выявлены в пластах (сверху вниз) ПK1, AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БВ71, БВ72, БВ80, БB81-2, БВ83, БВ100, БВ101-2, БB16, БB17-18, БB19, БB20, БB21-22, ЮВ1.
Продуктивные пласты АВ группы весьма сложны своим формированием, которая происходила преимущественно в прибрежно-морских условиях, в полузамкнутой зоне морского залива и лагун, а также дельтовые выносы палеорек.
Пласт АВ11-2
Этот пласт характеризуется довольно устойчивыми эффективными толщинами изменяющимися в целом от 0 до 30.4 метров. Для толщин, насыщенных нефтью являются характерными значения от 8 до 20 метров.
Пласт в разрезе имеет два различных типа строения, которые обладают разными геолого-промысловыми характеристиками:
- глинистые коллекторы типа «рябчик»
- слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, которые идентифицируется с барьерными палеобарами.
Большую часть пласта АВ111-2 занято первым «рябчиковым типом» и доля в нефтенасыщеном объеме этого типа коллекторов составляет около 80-85 процентов.
Самые высокопористые и массивные коллектора расположены в восточной части Самотлорского месторождения в Белозерском участке, и они распределены по всей ее толщине, тяготея к кровле пласта и середине.
Слабоглинистые коллекторы в свою очередь залегают отдельными пятнами с эффективной толщиной, не превышающей 2 метра.
Пласты АВ13 и АВ2-3
Эти пласты принадлежат к массивной толще палеодельтовых отложений которые имеют похожий вид строения. Для пластов, насыщенных нефтью наиболее характерны значение в диапазоне от 4 до 8 метров.
Для обоих пластов характерна тенденция по уменьшению эффективных коллекторов с юго-востока на северо-запад.
В пласте АВ13 наблюдается преобладание слабоглинистых коллекторов, которые составляют 79 процентов его нефтенасыщенного объема, при ее средней толщине в 4.4 метра. Сильно глинистые коллекторы составляют около 21% со средней нефтенасыщенной толщиной в 1.3 метра.
По пласту АВ2-3 в диапазоне нефтенасыщенности от 12 до 20 метров приходится около 58 процентов, а в диапазон от 8 до 12 метров приходится 23 процента. Данный пласт характерен самым низким из пластов АВ1-5 коэффициентом песчанистости, которая равна 0,45.