Навигация
Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины
72957
знаков
0
таблиц
0
изображений
1. ВВЕДЕНИЕ
О.А.О. «Татнефть» является одним из ведущих предприятий топливно-энергетического комплекса России. Основные виды деятельности - поиск, разведка, бурение скважин и обустройство нефтяных месторождений, добыча, переработка нефти, реализация нефтепродуктов; сервисного обслуживание, выпуск металлопластмассовых труб, автомобильных шин , кабельной и другой продукции.
В настоящее время открытое акционерное общество «Татнефть» одна из ведущих российских нефтяных компаний. По уровню добычи « Татнефть» занимает шестую позицию среди нефтяных компаний России. При нынешних темпах добычи компания – по оценкам независимого аудитора, консалтинговой фирмы «Миллер энд Лентс» - обеспечена запасами на более чем три десятилетия, при этом поиск и разведка новых месторождений продолжается.
«Татнефть» внесла большой вклад в мировую науку и практику. Нефтяники Татарстана впервые в отечественной практике освоили технологию и накопили ценный опыт ускоренного освоения нефтяных ресурсов, добились общепризнанных в нефтяном мире достижений в вопросах интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, поддержания пластового давления. «Татнефть» всегда была и есть предприятие самых передовых методов разработки нефтяных месторождений.
История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года – именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.
Июль 1943 года – открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.
1943-1946 гг. – открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.
1948 год. – открыто Ромашкинское месторождение – одно из крупнейших в мире.
Начало этапа интенсивной разработки – получена нефть из девонских песчаников на скважине№3( суточный дебит 120 тонн.)
За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополнительная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов повышения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т
Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов получено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.
Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 рационализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пластов.
Разработанные в ОАО «Татнефть» технологии получили широкое распространение в регионах СНГ. Ими заинтересовались зарубежные нефтяные компании, в том числе – Италии, Ирана, Египта, Китая. Все они имеют ресурсо – сбегающую направленность, экономически выгодны и экологически безопасны.
В связи с изменившимися условиями эксплуатации нефтяных месторождений и естественным падением добываемой нефти в ОАО «Татнефть» ведется планомерная работа по сокращению попутно добываемой воды, вывода из эксплуатации нерентабельных высокообводненных и малодебитных скважин.
Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование. Все ремонты скважин сопровождаются тщательной подготовкой, исследованием и подбором подземного оборудования. Принятые меры позволяют поддерживать высокий уровень межремонтного периода скважин, который является одним из самых высоких в нефтяной отрасли России.
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта
Стратиграфия и литология.
В геологическом строении Зай-Каратайской площади принимают участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.
Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.
Общая толшина осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Девонская система - DВ пределах площади отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями среднего отдела, терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.
Средний девон D2
В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского(D2ef) и живетского (D2gv) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (Dbs) являются наиболее древними пaлeoнтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения.
Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно-песчаная (пласт DV) и перекрывающая ее карбонатно-аргиллитовая.
Пласт сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречается прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала.
Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических, серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов.
Толщина бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.
В живетском ярусе (D2) выделяется старооскольский надгоризонт (D2st), объединяющий в своем составе воробьевский - D2vb (пласт ДIV), ардатовский - D2ar (пласт ДIII), муллинский - D2ml (пласт ДII) горизонты.
Пласт ДIV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевритовых пород,а также зеленовато-серых карбонатных пород с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом ДIV.
Толщина воробьевского горизонта колеблется от 0 до 19 м.
Пласт ДIII выделен в пределах нижней пачки ардатовского горизонта и слагается глинистыми алевролитами, пятнисто окрашенными, с подчиненными прослоями оолитовых, шамозитово-сидеритовых руд и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми.
Толщина пласта может достигать 10-12 м. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади электрорепер "средний известняк", который представлен буровато-серыми, темно-серыми, органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами.
По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовского горизонта, общая толщина которого меняется от 18 до 28 м.
Пласт ДII выделяется в пределах нижней алеврито-песчаной пачки в составе муллинского горизонта, который развит на всей территории месторождения. Он сложен темно-серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками.
Для верхней пачки характерно присутствие зеленовато-серых и черных тонкослоистых аргиллитов и коричневато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Верхняя граница муллинского горизонта проводится по кровле глинистой пачки над пластом ДII.
Толщина изменяется от 4 до 25 метров
В разрезе верхнего девона выделяют франский (Д3fr) и фаменский (Д3fm) ярусы, подразделяющиеся на нижний, средний и верхний подъярусы.
К нижнефранскому подъярусу приурочены отложения пашийского (Д3р) и тиманского (Д3t) горизонтов. Пашийский горизонт (в промысловой практике индексируется как Д1) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов.
Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1мм).
Толщина горизонта составляет 50 м.(прил.2.)
Залегающие выше по разрезу отложения тиманского горизонта выделяются в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато- серые и шоколадно-коричневые аргиллиты.
В основном в разрезах скважин северных площадей в средней части горизонта прослеживаются песчано-алевритовые отложения пласта Д0, которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками.
Толщина тиманского горизонта изменяется от 24 до 28 м.
В разрезе среднефранского подъяруса выделяются отложения саргаевского, семилукского и речитского горизонтов.
Отложения саргаевского горизонта (Д3sr) залегают с размывом на нижележащих тиманских образованиях и представлены известняками темно-серыми, мелко- и тонко-зернистыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчиевидного известняка.
Толщина горизонта колеблется от 4 до 9 м.
Для отложений семилукского горизонта (Д3sm) характерно наличие темно-серых, битуминозных, органогенно-обломочных, брекчиевидных, окремнелых, участками сильно трещиноватых известняков, с прослоями мергелей и горючих сланцев.
Толщина горизонта изменяется в пределах 40 - 50 м.
Отложения речитского горизонта залегают с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлены микро- и разнозернистыми серыми и темно-серыми, перекристаллизованными, прослоями органогенными известняками.
Толщина горизонта изменяется от 35 до 50 м.
В пределах верхнефранского подъяруса (Д3fr) выделяются воронежский (Д3vr), елановский (Д3el), ливинский (Д3lv) горизонты.
Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми, темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными и кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчиевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками.
Общая толщина образований подъяруса может достигать 115 м.
Выделенный в составе фаменского яруса нижнефаменский подъярус (Д3fm1) представлен задонским (Д3zd) и елецким (Д3el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены серыми известняками микрозернистыми, стилолитизированными, доломитизированными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита.
Толщина подъяруса может достигать 140 м.
Для отложений среднефаменского подъяруса (Д3fm2) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых и реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелко кавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуростилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые.
Толщина горизонта изменяется от 51 до 73 м.
Верхнефаменский подъярус (Д3fm3) сложен известняками серыми и светло-серыми, в основном тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, с неровными поверхностями напластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение.
Толщина колеблется в пределах 58-68 м.
Тектоника.
Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.
Основным структурным элементом, контролирующим распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения, является Южный купол Татарского свода структура первого порядка. Эта структура четко вырисовывается по поверхности кристаллического фундамента и по всем маркирующим поверхностям девона и карбона.
В юго-западной части месторождения, охватывая территорию Миннибаевской, Зай-Каратаевской, Куакбашской, а также западные части Абдрахмановской и Южно-Ромашкинского площадей, расположена первая терраса.
В этом районе фундамент имеет несколько пониженное положение, а по вышележащим отложениям оно наиболее высокое, поэтому в пределах террасы осадочные отложения имеют наибольшую толщину.
Сама Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный склон юго-западного направления. На фоне общего погружения в районе скважин №№ 62, 3553, 595 отмечается небольшой прогиб амплитудой около 5 метров, почти меридионального простирания (прил.1).
В районе скважин № 3549, 3548 изогипсой 1400м оконтурено небольшое поднятие. Наклон слоев незначительный, не превышающий 00701. Западнее скважин №№ 406, 3548, 99 пологое погружение переходит в восточный борт Акташско-Ново-Елховского прогиба с углами наклона до 10501.
Условия залегания пашийских отложений Зай-Каратайской площади отражены на карте, построенной по подошве репера «верхний известняк» - кровля пашийского горизонта (прил.1.).
Похожие работы
... с использованием шкивов. 6.Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине. 3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную. Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме ...
... В НГДУ «Лениногорскнефть» по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующие мероприятия: капитальный ремонт водоводов; внедрение металлопластмассовых труб; использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ); метод внедрения алюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии и запорной арматуры на блоках гребенок; ...
0 комментариев