СОСТОЯНИЕ И АНАЛИЗ ПО УЛУЧШЕНИЮ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННОЙ ТОЛЩИ НИЖНЕГО КАРБОНА ЮГОМАШЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
Ведение 9
Глава 1 Описание объекта исследования 10
1.1 Физико-географический очерк 10
Глава 2 Состояние геологической изученности 12
Глава 3 Геологическое строение месторождения 17
3.1 Стратиграфия 17
3.2 Тектоника 21
3.3 Нефтеносность 24
3.4 Водоносность 36
3.5 Запасы нефти и газа 38
Глава 4 Состояние разработки Югомашевского месторождения 41
4.1 Характеристика фонда скважин 41
4.2 Анализ текущего состояния разработки ТТНК 43
4.2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки 43
4.2.2 Состояние выработки запасов 48
Глава 5 Рекомендации по совершенствованию разработки ТТНК эксплуатационного объекта 56
5.1 Оптимизация системы размещения скважин 56
5.2 Повышение эффективности пробуренного фонда скважин 57
5.3 Расчет вариантов дальнейшей разработки ТТНК 63
5.3.1 Вариант 1(сохранение существующий системы разработки) 64
5.3.2 Вариант 2 ( улучшение состояния разработки за счет повышение эффективеного
пробуренного фонда скважин) Ошибка! Закладка не определена.68
методов контроля и регулирования процесса разработки 74
Глава 6 Охрана окружающей среды 84
Заключение 91
Список использованных источников 93
Глава 1 Описание объекта исследования 10
1.1 Физико-географический очерк 10
Глава 2 Состояние геологической изученности 12
Глава 3 Геологическое строение месторождения 17
3.1 Стратиграфия 17
3.2 Тектоника 21
3.3 Нефтеносность 24
3.4 Водоносность 36
3.5 Запасы нефти и газа 38
Глава 4 Состояние разработки Югомашевского месторождения 41
4.1 Характеристика фонда скважин 41
4.2 Анализ текущего состояния разработки ТТНК 43
4.2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки 43
4.2.2 Состояние выработки запасов 48
Глава 5 Рекомендации по совершенствованию разработки ТТНК эксплуатационного объекта 56
5.1 Оптимизация системы размещения скважин 56
5.2 Повышение эффективности пробуренного фонда скважин 57
5.3 Расчет вариантов дальнейшей разработки ТТНК 63
5.3.1 Вариант 1(сохранение существующий системы разработки) 64
5.3.2 Вариант 2 ( улучшение состояния разработки за счет повышение эффективеного
пробуренного фонда скважин) Ошибка! Закладка не определена.68
методов контроля и регулирования процесса разработки 74
Глава 6 Охрана окружающей среды 84
Заключение 91
Список использованных источников 93
Данная дипломная работа выполнена по материалам, собранным автором в период прохождения преддипломной производственной практике в Арланское управление геофизических работ (АУГР) АО «Башнефтегеофизика» г.Нефтекамск.
Цель работы - анализ состояния разработки продуктивных отложений объекта ТТНК и рекомендации по совершенствованию разработки Югомашевского месторождения нефти.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Изучить геологическое строение и нефтеносность месторождения.
2. Проанализировать состояние и выделить стадии разработки, сравнить фактические и проектные показатели, оценить выработку запасов по объекту ТТНК месторождения.
3. Рассчитать основных технологические показатели разработки
эксплуатационного объекта ТТНК .
4. Предложить рекомендации по совершенствованию разработки по вариантом
ТТНК.
В процессе выполнения работы были использованы такие программы как Microsoft Office, Microsoft Excel, Corel Draw X7, изучена опубликованная литература и фондовые материалы.
Работа выполнена с учетом всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации по состоянию изученности на 01.01.2012г.
1 ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
1.1 Физико-географическое очерк
Югомашевское нефтяное месторождение расположено в северной части Республики Башкортостан, на территории Янаульского и Татышлинского районов, в 40 км к востоку от г. Янаула, который является основным населенным пунктом в районе месторождения. Открыто в 1954 г., введено в разработку в 1966 г.
В северной части месторождения проходит Казанская железная дорога. Наиболее крупная железнодорожная станция расположена в г. Янаул.
Обзорная карта района Югомашевского нефтяного месторождения представлена на рисунке 1.1.
В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к Буйско-Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (наивысшая отметка рельефа достигает отметки + 240 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течение воды в реках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы.
Район Югомашевского месторождения характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным наличием рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово- Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов.
Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Годовое количество осадков 360-420 мм. Средняя температура летом +18 оС, зимой -18 оС. Ветры преимущественно юго-западного направления.
В экономическом отношении в районе развита нефтедобывающая промышленность и сельское хозяйство. Район населяют русские, татары, башкиры, марийцы, чуваши.
На территории месторождения имеются полезные ископаемые, используемые в строительстве - известняки, галечники, песчаники, глины, пески и суглинки [8].
Цель работы - анализ состояния разработки продуктивных отложений объекта ТТНК и рекомендации по совершенствованию разработки Югомашевского месторождения нефти.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Изучить геологическое строение и нефтеносность месторождения.
2. Проанализировать состояние и выделить стадии разработки, сравнить фактические и проектные показатели, оценить выработку запасов по объекту ТТНК месторождения.
3. Рассчитать основных технологические показатели разработки
эксплуатационного объекта ТТНК .
4. Предложить рекомендации по совершенствованию разработки по вариантом
ТТНК.
В процессе выполнения работы были использованы такие программы как Microsoft Office, Microsoft Excel, Corel Draw X7, изучена опубликованная литература и фондовые материалы.
Работа выполнена с учетом всей имеющейся геолого-геофизической и промысловой информации по состоянию изученности на 01.01.2012г.
1 ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
1.1 Физико-географическое очерк
Югомашевское нефтяное месторождение расположено в северной части Республики Башкортостан, на территории Янаульского и Татышлинского районов, в 40 км к востоку от г. Янаула, который является основным населенным пунктом в районе месторождения. Открыто в 1954 г., введено в разработку в 1966 г.
В северной части месторождения проходит Казанская железная дорога. Наиболее крупная железнодорожная станция расположена в г. Янаул.
Обзорная карта района Югомашевского нефтяного месторождения представлена на рисунке 1.1.
В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к Буйско-Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (наивысшая отметка рельефа достигает отметки + 240 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течение воды в реках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы.
Район Югомашевского месторождения характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным наличием рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово- Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов.
Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Годовое количество осадков 360-420 мм. Средняя температура летом +18 оС, зимой -18 оС. Ветры преимущественно юго-западного направления.
В экономическом отношении в районе развита нефтедобывающая промышленность и сельское хозяйство. Район населяют русские, татары, башкиры, марийцы, чуваши.
На территории месторождения имеются полезные ископаемые, используемые в строительстве - известняки, галечники, песчаники, глины, пески и суглинки [8].
Раздел составлен для следующих важнейших составляющих окружающей среды: водной среды, почвенно-растительного покрова, атмосферы. Разработан по схеме, включающей сбор и описание фоновых характеристик элементов окружающей среды; оценку состояния окружающей среды на современный период; прогноза состояния природной среды при дальнейшей разработке месторождения.
В целом, на Югомашевском месторождении на основании материалов производственного экологического мониторинга и инженерно-экологических исследований на территории месторождения, качество поверхностных и подземных пресных вод не вызывает опасений, т.е. концентрация основного загрязняющего вещества - хлор-иона - по всем водопунктам не превышает фоновые значения.
В настоящее время наблюдения за качеством гидросферы на месторождении НГДУ «Арланнефть» ведет по 11 контрольным водопунктам на поверхностные и 4 - подземные пресные воды. Все проектируемые объекты находятся за пределами водоохранных зон рек. Рекомендуется наблюдения за поверхностными и подземными водами продолжить по существующей сети.
Воздействие нефтедобычи на почвенный покров минимально и проявляется в виде нарушения земель, отведенных под нефтепромысловые объекты. Засоление почв промысловыми водами и загрязнения почв нефтепродуктами отсутствует. Фоновое содержание нефтепродуктов составляет 9,0 мг/кг.
С целью снижения антропотехнической нагрузки на почвенный покров предусмотрено проведение мероприятий по соблюдению правил экологической охраны почв. При соблюдении указанных мероприятий почвенный покров месторождения необратимого техногенного воздействия не испытает.
Объектами загрязнения атмосферного воздуха при эксплуатации Югомашевского месторождения являются добывающие скважины, АГЗУ, УПС-56, УПС-43 и СУН-205. В СЗЗ (300 м) скв. 1421, 4274, 4282, 2522, 1406, 1422, 1495, 2608 (в ожидании ликвидации), 4863г. 4862г, 4866г, 4864г, 1321, 4925, 1380, 11МКМ, 1483 (в ожидании ликвидации), 5ЮГМ, 57ТЕП, 4889г, 4810г, 4876г, 26ЮГМ (в ожидании ликвидации),1361, 4752г, 4ЮГМ попадают населенные пункты д. Бизь, д. Зиримзи, с. Юсупово, д. Бургынбаш,
с. Старый Курдым, д. Юрмиязабаш, д. Кустаревка, д. 1-й Зиримзибаш, д. 1-й Янаул, д. Новопетровка.
Производственный контроль за состоянием атмосферного воздуха на территории Югомашевского месторождения проводится ежеквартально на окраинах населенных пунктов д. Бургынбаш и с. Старый Курдым согласно утвержденному плану-графику.
Рекомендуется дополнительно осуществлять контроль на окраинах д. Бизь, д. Зиримзи, с. Юсупово, д. Юрмиязабаш, д. Кустаревка, д. 1-й Зиримзибаш, д. 1-й Янаул, д. Новопетровка по содержанию в атмосферном воздухе сероводорода и углеводородов [1].
В процессе написания данной дипломной работы автором было изучено геологическое строение и нефтеносность месторождения, проанализировано состояние и выделены стадии разработки, проведено сравнение фактических и проектных показателей .
В результате проделанной работы были сделаны следующие выводы:
• Югомашевское месторождения по величине запасов относится к среднем, по
геологическому строению - к сложному; многопластовость, большой этаж нефтеносности, большая расчлененность терригеный и карбонатный тип коллектора.
• По состоянию на 01.06.2013 г. на государственном балансе в целом по числятся
запасы нефти промышленных категорий (НГЗ/НИЗ) - 160100/54937 тыс.т, начальные запасы нефти категории С2 в целом по месторождению (НГЗ/НИЗ) - 16681/3166 тыс.т.
• Накопленная добыча нефти составляет в целом по месторождению на 01.06.2013
г. 27170 тыс. , отбор от НИЗ 48,8 %, текущий КИН 0,167
• Югомашевское нефтяное месторождение является многопластовым и многообъектным. Промышленные скопления нефти установлены в карбонатных отложениях среднего карбона (пачки Скш4, Св1, Св3, Св4, Сбш), терригенной толщи нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3, CVI), в карбонатах турнейского яруса (пачка СТкз1), фаменского яруса (пачки Бфмс1, Бфмн2, Бфмн3), аскынского горизонта (пачка Бас) и в терригенной толще девона (пласты Бкн1, Бкн2, DI).
• По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождении пробурена 1241 скважина, в действующем фонде 972 скважины, в бездействующем - 106, в контрольном - 46, в ожидании ликвидации - 63, ликвидировано - 53 скважины, в специальном фонде 1 водозаборная скважина.
• Расчитаны 3 варианта дальнейшей разработки месторождения, проведенные расчеты по оптимизации сетки скважин с пересмотром рекомендованных к бурению скважин и оптимизации объекта ТТНК Югомашевского месторождения.
• 1 вариант был на основе рекомендуемого варианта разработки в дополнении к ТСР Югомашевского месторождения от 2013 года. Получилось, что на 2035 год КИН составит 0,366, добыча нефти с начала разработки 18385,3 тыс.т, это на
91
2214,7 тыс.т меньше, чем необхобимо, такое происходит из за больщой обводненности объекта. В этом варианте мы не выходим на запланированную проектные параметры.
• Вариант 2 предусматривает улучшение 1ого варианта путем дополнительного бурения 84 скважин в т.ч 64 добывающих, 10 нагнетательных ННС, шести добывающих ГС, четырех водозаборных скважин, 28 БГС, перевод 24 скважин с другого горизонта, ввод 28 скважин из других категорий, использование оборудования ОРД в девяти скважинах, ОРЗ в трех скважинах, дострел пласта в 127 скважинах, проведение ГРП в 54 скважинах, РИР в 33 скважинах, перевод 27 скважин под закачку, применение МУН и МИДН. Ввод новых скважинах позволил уменьшить обводнённость по объекту. Получается положительный технологический эффект, но не обеспечивается проектная нефтеотдача (КИН составит - 0,410).
• Вариант 3 представляет мероприятия по регулированию второго варианта. Это позволит продлить срок разработки объекта ТТНК до 2070 года (вместо 2040г, как во втором варианте), и обеспечить более высокую нефтеотдачу 23120,1 тыс.т, против 20600 тыс.т (по утвержденному проекту), при этом разработка будет ввестись до обводненности 97,8%, при экономически рентабельном дебите по нефти.
В целом, на Югомашевском месторождении на основании материалов производственного экологического мониторинга и инженерно-экологических исследований на территории месторождения, качество поверхностных и подземных пресных вод не вызывает опасений, т.е. концентрация основного загрязняющего вещества - хлор-иона - по всем водопунктам не превышает фоновые значения.
В настоящее время наблюдения за качеством гидросферы на месторождении НГДУ «Арланнефть» ведет по 11 контрольным водопунктам на поверхностные и 4 - подземные пресные воды. Все проектируемые объекты находятся за пределами водоохранных зон рек. Рекомендуется наблюдения за поверхностными и подземными водами продолжить по существующей сети.
Воздействие нефтедобычи на почвенный покров минимально и проявляется в виде нарушения земель, отведенных под нефтепромысловые объекты. Засоление почв промысловыми водами и загрязнения почв нефтепродуктами отсутствует. Фоновое содержание нефтепродуктов составляет 9,0 мг/кг.
С целью снижения антропотехнической нагрузки на почвенный покров предусмотрено проведение мероприятий по соблюдению правил экологической охраны почв. При соблюдении указанных мероприятий почвенный покров месторождения необратимого техногенного воздействия не испытает.
Объектами загрязнения атмосферного воздуха при эксплуатации Югомашевского месторождения являются добывающие скважины, АГЗУ, УПС-56, УПС-43 и СУН-205. В СЗЗ (300 м) скв. 1421, 4274, 4282, 2522, 1406, 1422, 1495, 2608 (в ожидании ликвидации), 4863г. 4862г, 4866г, 4864г, 1321, 4925, 1380, 11МКМ, 1483 (в ожидании ликвидации), 5ЮГМ, 57ТЕП, 4889г, 4810г, 4876г, 26ЮГМ (в ожидании ликвидации),1361, 4752г, 4ЮГМ попадают населенные пункты д. Бизь, д. Зиримзи, с. Юсупово, д. Бургынбаш,
с. Старый Курдым, д. Юрмиязабаш, д. Кустаревка, д. 1-й Зиримзибаш, д. 1-й Янаул, д. Новопетровка.
Производственный контроль за состоянием атмосферного воздуха на территории Югомашевского месторождения проводится ежеквартально на окраинах населенных пунктов д. Бургынбаш и с. Старый Курдым согласно утвержденному плану-графику.
Рекомендуется дополнительно осуществлять контроль на окраинах д. Бизь, д. Зиримзи, с. Юсупово, д. Юрмиязабаш, д. Кустаревка, д. 1-й Зиримзибаш, д. 1-й Янаул, д. Новопетровка по содержанию в атмосферном воздухе сероводорода и углеводородов [1].
В процессе написания данной дипломной работы автором было изучено геологическое строение и нефтеносность месторождения, проанализировано состояние и выделены стадии разработки, проведено сравнение фактических и проектных показателей .
В результате проделанной работы были сделаны следующие выводы:
• Югомашевское месторождения по величине запасов относится к среднем, по
геологическому строению - к сложному; многопластовость, большой этаж нефтеносности, большая расчлененность терригеный и карбонатный тип коллектора.
• По состоянию на 01.06.2013 г. на государственном балансе в целом по числятся
запасы нефти промышленных категорий (НГЗ/НИЗ) - 160100/54937 тыс.т, начальные запасы нефти категории С2 в целом по месторождению (НГЗ/НИЗ) - 16681/3166 тыс.т.
• Накопленная добыча нефти составляет в целом по месторождению на 01.06.2013
г. 27170 тыс. , отбор от НИЗ 48,8 %, текущий КИН 0,167
• Югомашевское нефтяное месторождение является многопластовым и многообъектным. Промышленные скопления нефти установлены в карбонатных отложениях среднего карбона (пачки Скш4, Св1, Св3, Св4, Сбш), терригенной толщи нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3, CVI), в карбонатах турнейского яруса (пачка СТкз1), фаменского яруса (пачки Бфмс1, Бфмн2, Бфмн3), аскынского горизонта (пачка Бас) и в терригенной толще девона (пласты Бкн1, Бкн2, DI).
• По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождении пробурена 1241 скважина, в действующем фонде 972 скважины, в бездействующем - 106, в контрольном - 46, в ожидании ликвидации - 63, ликвидировано - 53 скважины, в специальном фонде 1 водозаборная скважина.
• Расчитаны 3 варианта дальнейшей разработки месторождения, проведенные расчеты по оптимизации сетки скважин с пересмотром рекомендованных к бурению скважин и оптимизации объекта ТТНК Югомашевского месторождения.
• 1 вариант был на основе рекомендуемого варианта разработки в дополнении к ТСР Югомашевского месторождения от 2013 года. Получилось, что на 2035 год КИН составит 0,366, добыча нефти с начала разработки 18385,3 тыс.т, это на
91
2214,7 тыс.т меньше, чем необхобимо, такое происходит из за больщой обводненности объекта. В этом варианте мы не выходим на запланированную проектные параметры.
• Вариант 2 предусматривает улучшение 1ого варианта путем дополнительного бурения 84 скважин в т.ч 64 добывающих, 10 нагнетательных ННС, шести добывающих ГС, четырех водозаборных скважин, 28 БГС, перевод 24 скважин с другого горизонта, ввод 28 скважин из других категорий, использование оборудования ОРД в девяти скважинах, ОРЗ в трех скважинах, дострел пласта в 127 скважинах, проведение ГРП в 54 скважинах, РИР в 33 скважинах, перевод 27 скважин под закачку, применение МУН и МИДН. Ввод новых скважинах позволил уменьшить обводнённость по объекту. Получается положительный технологический эффект, но не обеспечивается проектная нефтеотдача (КИН составит - 0,410).
• Вариант 3 представляет мероприятия по регулированию второго варианта. Это позволит продлить срок разработки объекта ТТНК до 2070 года (вместо 2040г, как во втором варианте), и обеспечить более высокую нефтеотдачу 23120,1 тыс.т, против 20600 тыс.т (по утвержденному проекту), при этом разработка будет ввестись до обводненности 97,8%, при экономически рентабельном дебите по нефти.
Подобные работы
- Совершенствование системы разработки Югомашевского месторождения с применением инновационных технологий
Магистерская диссертация, геология и минералогия. Язык работы: Русский. Цена: 4900 р. Год сдачи: 2019