Автор работы: Пользователь скрыл имя, 17 Апреля 2014 в 10:59, доклад
В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной) или в относительно изученных бурением районах для всестороннего исследования нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения отдельных принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности.
Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно и подразделяются на 7 нефтегазоносных комплексов: терригенный девон, карбонатный верхний девон и нижний карбон, терригенный нижний карбон, карбонатный нижний и средний карбон (окско - башкирский), терригенно - карбонатный средний карбон (верей), карбонатный средний и верхний карбон (кашир, подол С3 , карбонатная нижняя пермь.
Коллекторские и фильтрационные свойства пород и флюидов изучали как по образцам керна, так и инструментально, а также по материалам ГИС с различной детальностью.
Пласт DIV залегает в нижней части ардатовского горизонта и представлен песчаниками. Породы слабо сцементированные и пористые, плохо отсортированные, неравномерно глинистые. Пласт DIV обладает довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость по керну составляет 19,5 %, проницаемость - 0,345 мкм2. Нефтенасыщенность по геофизическим исследованиям составляет 80%.
Пласт DIII залегает в верхней части горизонта и характеризуется резкой литологической изменчивостью и замещением непроницаемыми породами. Пласт DIII сложен песчаниками. Средняя пористость по лабораторным исследованиям керна составляет 20,4% Среднее значение нефтенасыщенности по керну составляет 89 %.
Продуктивные породы пласта DII муллинского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками. По литологическим особенностям продуктивный пласт DII рассматривается в составе двух пачек: верхней и основной. Песчаники основной пачки пласта DII хорошо отсортированы и обладают высокими коллекторскими свойствами. Пористость по керну составляет 22,0 %, проницаемость - 0,404 мкм2 . Нефтенасыщенность верхней и основной пачек пласта DII по геофизическим данным в среднем составляет соответственно 88 и 90 %.
Песчаники пласта DI пашийского горизонта кварцевые, мелкозернистые. По коллекторской характеристике пласт DI делится на три продуктивных пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю.
По основной пачке пористость изменяется от 21,8 до 26,1 % и в среднем составляет 21,97 %, проницаемость составляет в среднем 0,582 мкм2.
В верхней пачке пласта DI значение пористости по данным 327 определений керна с учётом новых данных находится в пределах 16-29 % и в среднем составляет 20 %, проницаемость изменяется от 0,0004 до 1,1 мкм2, в среднем составляя 0,268 мкм2.
Величина начальной нефтенасыщенности средней и нижней пачек пласта DI в нефтяной зоне как по керну, так и по геофизическим данным одинакова и составляет 89 %, верхней пачки пласта DI - 87 %, алевролитов - 77 %. Для водонефтяной зоны пласта DI нефтенасыщенность несколько ниже и принимается равной 84%.
Таким образом, пласты DI и DII как по литологии, так и по ёмкостно-фильтрационным свойствам неоднородны.
Продуктивные отложения фаменского яруса представлены известняками серыми. Тип коллектора в основном кавернозно-трещиноватый. Среднее значение пористости составляет 2,9 % по керну. Значение пористости - 3 %. Нефтенасыщенность коллекторов составляет около 63 %.
В прикровельной части турнейского яруса выделяется продуктивный пласт, представленный известняками. Пористость находится в пределах 6-19 % и в среднем равна 9,8 %. Средняя проницаемость по керну составляет 0,0024 мкм2. Проницаемость по промысловым данным - 0,048 мкм2 значительно выше, чем по керновым данным, объясняется наличием трещиноватости. Величина начальной нефтенасыщенности коллекторов как по керну, так и по геофизическим данным оказались близкими и составляют соответственно 71 и 72 %.
Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов. На территории месторождения выделяются и прослеживаются три пласта - VI3, VI2, VI1. По площади и разрезу песчаники резко неоднородны и зачастую замещаются алевролитами. Терригенная толща перекрывается глинистыми известняками тульского горизонта.
По керну пористость пород изменяется от 8 до 30 %, а проницаемость - от 0 до 5,1 мкм2. Средние значения пористости и проницаемости соответственно равны 22,3 % и 0,562 мкм2 . Начальная нефтенасыщенность изменяется от 63 до 93 %, составляя в среднем 83 %.
Свойства нефтей пластов DII и DI приведены по данным глубинных проб, отобранных на ранней стадии разработки Туймазинского месторождения. Данные исследований показывают, что нефти девонских пластов DI, DII и DIV схожи между собой и характеризуются следующими свойствами: плотность - 847 - 856 кг/м3, вязкость при начальном пластовом давлении в пласте DI - 1,95 - 3,22 мПа с, в пласте DII - 2,46 - 3,18 мПа с, в пласте DIV - 2,9 - 3,22 мПа с. Средние значения давления насыщения составляют: в пласте DI - 9,12 МПа, в DII - 9,57 МПа и в DIV - 8,62 МПа. Средние значения газосодержания нефтей равны: для пласта DI - 62 м3/т, DII - 64 м3/т, DIV - 55 м3/т.
Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа с, плотности – 0,806 т/м3, давление насыщения – 7,5 МПа..
Таким образом, исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI на Туймазинской площади уменьшается от центра залежи к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность и вязкость.
Следует отметить, что состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота. Кроме азота в числе редких газов в попутных газах девона содержатся также гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся к жирным.
Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 - 10,9 мПа с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 - 5,5 %).
Средняя плотность разгазированной нефти пласта DI по двум определениям составила 863 кг/м3, вязкость при 20 оС - 20,0 мПа*с при диапазоне изменения 7,0 - 33,0 мПа*с; содержание серы - 1,5 %, смол силикагелевых - 12,7 %, асфальтенов и парафинов по одной пробе соответственно 2,97 и 3,12 %.
Плотность разгазированной нефти пласта DII по новым данным составила 851 кг/м3, вязкость при 20 оС - 9,8 мПа с, содержание серы - 1,6 %.
Свойства нефтей фаменского яруса определялись по поверхностным пробам, отобранным из трёх скважин. Нефть тяжёлая - 910 кг/м3, высоковязкая - 89,8 мПа с, высокосернистая - 4,45 %. По своим параметрам она близка к нефтям терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса. Параметры пластовой нефти, так же как и по пласту DIII, оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Вязкость пластовой нефти составила 37,8 мПа с, плотность – 0,899 т/м3, давление насыщения – 4,3 МПа.
Свойства пластовой нефти турнейского яруса изучены по двум пробам, отобранным из скв. 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость - 17,4 мПа с, газосодержание - 10,4 м3/т.
В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород.
В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м3, вязкие - 32,3 мПа*с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %.
Пластовая нефть терригенной толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами: плотность - 864 кг/м3, вязкость - 12,4 мПа*с, давление насыщения - 6,3 МПа, газосодержание - 22,0 м3/т.
В газах преобладают метан, этан, пропан. Сероводород присутствует в количестве 0,8 - 1,4 %, в пластовой нефти- 0,15%.
В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона в среднем по Туймазинской и Александровской площадям высоковязкие (28,6 - 32,6 мПа*с при 20 оС), тяжёлые (886 - 891 кг/м3), смолистые (12,0 - 13,2 %), парафинистые (3,2 - 3,5 %).
Пластовые воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализам различить их затруднительно.
Пластовая вода турнейского яруса имеет плотность (по 2 пробам) 1166 кг/м3.
Плотность воды бобриковского горизонта достигает 1176 кг/м3. В составе пластовых вод преобладают ионы хлора и натрия. Вязкость воды в пластовых условиях - 1,3 мПа*с.
Туймазинское месторождение всегда было испытательным полигоном. Вот уже шестьдесят пять лет исполняется одному из самых заметных событий в истории отечественной нефтедобычи: 26 сентября 1944 года в Башкирии был получен первый фонтан девонской нефти.
К этому времени в тресте «Туймазанефть» эксплуатировались 60 скважин с суммарным суточным дебитом 300 тонн. Положение было таково, что решался вопрос о прекращении бурения и переброске бригад в более перспективные районы. К тому же требовали восстановления разрушенные нефтепромыслы Кавказа и Кубани. Человеком, настоявшим на продолжении работ по бурению скважины № 100 на девон, оказался геолог М. В. Мальцев, единомышленниками которого стали главный геолог Т. М. Золоев и управляющий трестом И. П. Нифантов. Их настойчивость была вознаграждена: скважина № 100, пробуренная бригадой мастеров В. Н. Андрияшина и А. Т. Трипольского, дала фонтан нефти из девонского пласта с глубины 1665 м, с дебитом 500 тонн в сутки. Одна лишь эта скважина вдвое увеличила добычу нефти в тресте. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятерку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира.
Туймазинское месторождение с самого открытия стало испытательным полигоном для многих разработок ученых и инженеров всей отрасли. Здесь впервые в стране в промышленных масштабах освоены совершенно новые технологии воздействия на призабойную зону пласта (гидравлический разрыв и соляно-кислотные обработки), новая техника для скважинной добычи нефти (электроцентробежные, гидропоршневые и электровинтовые насосы), применены новые технологические решения для борьбы с парафином, разработаны и внедрены оборудование и техника для подземного и капитального ремонта, сбора и подготовки нефти, внедрен ряд новых технологий по очистке пресных и сточных вод перед их закачкой в пласт и добываемой жидкости от сопутствующих компонентов и многое другое.
С открытием девонской нефти на Туймазинском месторождении потребовалось пересмотреть применявшиеся до этого принципы разработки. В 1948 году здесь впервые в мировой практике выполнили законтурное заводнение пластов путем закачки воды для поддержания пластового давления. Новая технология, не имевшая себе аналогов в мировой практике, была создана советскими учеными, усовершенствована и дополнена в процессе внедрения усилиями специалистов НГДУ А. М. Жданова, П. Н. Галонского, Т. М. Золоева, П. В. Мозжухина, А. А. Куликова, В. Ф. Торгашева, У. М. Байкова, В. А. Брюзгина, Ф. Р. Дильмухаметова, Н. Р. Романовой, М. Х. Шакирова и др. Сотни нагнетательных скважин несколькими рядами окольцевали месторождения, создали мощный водяной пресс, который уже к 1956 году полностью восстановил внутрипластовое давление.
Впервые в отечественной практике были внедрены центробежные насосы, которые в дальнейшем здесь же модернизировали.
В середине 70-х годов в системе ППД впервые смонтировали блочное автоматизированное оборудование, ввели в работу первую БКНС. С переходом на БКНС заводского исполнения резко повысился уровень индустриализации строительства, ускорилось освоение системы поддержания пластового давления на новых нефтяных площадях.
В эти же годы возникла серьезная проблема: как защитить от разрушения трубопроводы и резервуары, работающие в агрессивной среде. Стали успешно применять ингибиторы коррозии, что позволило заметно сократить аварийность на водоводах и сказалось на улучшении экологической обстановки.
И на сегодняшний день вопрос экологической безопасности не является второстепенным. Так, в 2008 году проведена реконструкция и модернизация УПС-20, внедрен новый блок подготовки воды, улучшено качество водоподготовки.
В 1959 году на Туймазинском месторождении сооружена первая групповая установка, объединившая девять скважин.
Одним из важных этапов в процессе эволюции системы сбора стал переход на транспортировку продукции скважин до товарных нефтепарков по одной трубе. Он сопровождался внедрением блочных автоматизированных замерных установок (АГЗУ) типа «Спутник», специально разработанных для Туймазинского месторождения Октябрьским филиалом ВНИИКАнефтегаз.
В 1975 году с целью диспетчеризации и комплексной автоматизации нефтепромыслов туймазинскими нефтяниками одними из первых внедрена система телемеханики типа ТМ-600М. Это был серьезный прорыв в направлении централизованного сбора информации о дебитах скважин и оперативного контроля за разработкой месторождений. Система телемеханики неоднократно модернизировалась и в настоящее время функционирует на компьютерной основе.
Быстрый рост добычи, возросший спрос на экспортную нефть потребовали строительства мощных и совершенных установок по ее подготовке. В 1961 году на нефтепромысле № 3 вошла в строй первая в стране установка комплексной подготовки «черного золота» с блоком стабилизации. Вскоре УКПН были построены на всех остальных промыслах.
Для улучшения экологической обстановки в регионе, сокращения испарения легких фракций в атмосферу от резервуаров и для защиты кровли резервуаров от коррозии на оставшейся в работе установке подготовки нефти в 1995 году смонтирована установка улавливания легких фракций (УУЛФ) совместной российско-американской фирмы «БашТекс».
Для ликвидации нефтешламовых амбаров на территории Башкортостана и Татарстана, а также для переработки вновь образуемого нефтешлама в 2001 году на Туймазинском месторождении была введена в эксплуатацию установка по переработке нефтешламов (НШУ) голландской фирмы «Альфа-Лаваль». За время работы НШУ переработано более 125 тысяч тонн нефтешлама.