Разработка Арланского месторождения 
Разработка Арланского месторождения
Содержание
1
Геологическая часть
1.1 Краткая
геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения
1.2 Основные
сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
1.3
Характеристика нефтей, газов и пластовых вод
2
Технологическая часть
2.1 Текущее
состояние разработки и динамика основных технологических показателей
месторождения
2.2
Обводнение скважин и пластов
2.3 Исследование
пластов и продуктивности скважин
2.4 Расчет
нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы
3 Проектная
часть
3.1 Анализ
системы и технология разработки
3.2
Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей
3.3
Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов
Вывод и
предложения
4
Организационная часть
4.1 Охрана
труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия при разработки нефтяных
и газовых месторождений
4.2 Охрана
окружающей среды в процессе разработки продуктивных пластов
Заключение
Список
используемой литературы
Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию
северо заподной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики
КрасноКраснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь
около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти.
Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное
эксплутационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи
жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с
центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету
1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем
- Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский
нефтеперерабатывающий завод.
Применяя все новое и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали
добычу углеводородного сырья. Один за другим организовались новые промыслы.
Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших
нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1970 году НГДУ
«Арланнефть» вышло на первое место в АНК «Башнефть» по добыче нефти и
удерживает эту позицию до сих пор. В 1981 году управление награждено орденом Трудового
Красного знамени. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти
– 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтидобытчики Арлана извлекли из недр
250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м
жилья. НГДУ «Арланнефть» добывает ежегодно около 4,5 млн. тонн, разрабатывает 5
месторождений.
Арланское месторождение - одно из крупных месторождений Башкирии. Это
месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:
- месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с
применением всех видов заводнения (контурное, законтурное);
- месторождение многопластовое, продуктивные пласты очень неоднородные,
что обуславливает применение раздельной закачки воды с диференцированным
давлением;
- залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными
методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и
снижению нефтеотдачи;
- в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный
способ исключается).
Арланская нефтеносная площадь Арланского нефтяного месторождения расположена
на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско-дюртюлинский
вал) Бирской седловины. Площадь нефтеносности составляет 460 км2. На
северо-востоке к Арланской площади примыкает Николо-Березовская площадь, на
юго-востоке - Ново-Хавинская, на северо-западе - Вятская. Арланская площадь
расположена на территории Краснокамского района.
Арланское нефтяное месторождение приурочено очень к крупному поднятию
платформенного типа с углами падения крыльев 20°-40°.
Общая вскрытая мощность осадочного покрова на Арланском нефтяном
месторождении превышает 3000 м., при этом на долю Бавлинских месторождений приходится
свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и
теригенно - карбонатными породами, верхние - гасми-карбонатными отложениями.
Основным промышленным отложением являются песчанные пласты, теригенным
толщи нижнего карбоната, кроме того-нефть.
Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько
залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания
турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочных
сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков
колеблется 0.1 - 5.2 м/с, с содержанием воды от 12% до 30%.
В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются
углеродисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от
30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти,
имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, нефтенасыщенными
являются верхние 6-7 пластов.
До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с
глубиною около 2000м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих
чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений
и несоответствие их по девонским отложениям.
Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по
треугольнику с расстоянием между скважинами 7-8км. Глубина составляла 1400м, с
проектным горизонтом-турнейский ярус нижнего карбона. В задачу скважин
ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи
нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена
профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2 км.
В среднекаменноугольных отложениях по данным керна
выделяются нефтеносные пласты, приуроченные к отложению следующих горизонтов:
каширскому и верейскому. Нефтеносность пластов не равномерная. Геологическое строение вятской площади в результате произведенного бурения
глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин изучено достаточно
детально.
Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложении бавлинской
свиты составляет около 2075м. В геологическом строении площади принимают
участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские
/бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные.
Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена
отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского
яруса.
Бобриковский горизонт.
Сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу
на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен
индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения.
Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном
мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в
пределах от 0 до 30 м.
Породы шестого пласта перекрываются аргилитами, которые хорошо
прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до
3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше
залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м., который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего
объединяется с пластом Сv1.
Выше аргиллитов залегает песчано-алевролтовый пласт СV0. Песчаники
темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые,
слабоцементированные, иногда известняковые.
На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и
участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метра.
Выше разрез представлен пачкой песчано - алевроллитовых пород, которая
разделяется маломощным аргеллитом на два самостоятельных продуктивных пласта Су
(нижний) и Су1 (верхний), который представлен
неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.
Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные,
перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые,
иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.
Выше по разрезу следует аргеллитовый прослой. Аргилиты темно-серые,
дисперсные, вьдержанные по площади, имеют четко выраженную геофизическую характеристику.
Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С1у0).
Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого
пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинистые, иногда
сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.
На известковистых аргиллитах залегает пласт С111,представленный
песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые,
сильно глинистые, олевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в
пределах 0,8 - 6,5 м. Пласт С11 имеет самое широкое развитие на всем
Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые,
кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные.
Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С1 по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках
нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.
На определенных участках месторождения пласт С1 перекрывается
аргиллитовым слоем небольшой мощности. На эти пласты залегают карбонатные
породы тульского горизонта.
Аргиллиты темно-серые, прослоями алевритистые, участками интенсивно
пиритизированные, в нижней части окремнелые. Иногда среди аргиллитов
встречаются тонкие прослои (до 2х см.) сидеритовой породы, сложенные крупными
сферолитами диаметром до 3-х мм.
Алевролиты кварцевые мелкозернистые с глинистым и глинисто-угловистым
цементом порового и базального типов, участками цемент кальцитовый.
Мощность горизонта обычно 2- 3 м., но иногда уменьшается до 0,5 метров. Увеличения мощности отложении горизонта до 4-5 метров.
Радаевский горизонт.
К радоевскому горизонту относится пачка аргиллито-песчаных пород, залегающая
непосредственно на аргиллитах елховского горизонта.
Аргиллиты сложены темно-серым, плотными, крепкими, угластыми разностями,
иногда породы сильно сидеритизированы, отмечаются также отпечатки и остатки
обугленных растений. Степень углефикации остатков сильная. Песчаники
светло-серого цвета, кварцевые, мелкозернистые, плохо отсортированные, известковистые.
В алевролитах и песчаниках отмечаются включения желваков пирита. В песчаниках
отмечается также неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта в типовых
разрезах колеблется от 0 до 10 метров. В разрезах эрозионных впадин мощность
его увеличивается до 100 метров и более.
Докембрия
К докембрию условию относят породы кристаллического фундамента,
подстилающие вышележащие осадочный комплекс пород. Породы кристаллического фундамента
вскрыты непосредственно под действием терригенных пород на Амурской,
Варзи-Ятгинской, Казаковской площадях.
В верхней части они обычно представлены сильно хлоритизированными и
карбонатизированные амфиболитами зеленых оттенков, последние разнозернистые,
розовато серого цвета.
В некоторых скважинах были подняты мелкозернистые рогообманковые платоклазовые
граниты ярко красной окраски.
Вятская месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее
возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное),
Продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение
раздельной закачки воды с диференцированным давлением. Залежи содержат нефть
повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к
резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи, в нефти
содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).
Тектоника
Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной
Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон
Русской платформы.
Арланское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту
Калтасинского прогиба, где проходит полоса разломов, идущих вдоль северо-восточного
склона Татарского свода и ориентированных в северо-западном направлении.
Разлом, проходящий в районе с. Калтасов, вытянут в северо-восточном
направлении.
На юго-западном борту Бирской седловины в междуречье Сюнь и База падение
кровли горизонта составляет 3-4 м., и на 1 км., около 10-140. Далее к востоку от оси Бирской седловины падение слоев в среднем составляет 2 м. на 1 км. Особый интерес представляют замкнутые опускания, большинство которых сосредоточены в северной
части зоны. Размеры мелких опусканий по кровле терригенной толщи изменяются от
З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., глубины от 5 до 20 метров. Наиболее крупные купола - Юсуповский, Ново-Хазинский, Ашитский и Нагаево-Актынышбашевский.
Арланское нефтяное месторождение связано со сложными
тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в
течении длительного времени под влиянием тектонических, седиментационных,
гравитационных и других факторов.
Вятское месторождение находится в юго-восточной части Удмуртской
республики на территории Камбарского и частично на территории Каракулинского
районов. Оно расположено на правом берегу р.Камы, которая как бы огибает
поднятие с востока и юга на отрезке между пристанями Камбарки, Николо-березовки
и Каракулино.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближе всех расположенными к
вятскому месторождению, являются города Сарапул, и Камбарка одновременно
являются крупными ж.д. станциями Казанской железной дорогой и речными портами.
Юго-Восточная часть Удмуртии, расположенная в междуречье
реки Камы и её правого притока р.Иж. Выделяются в Сарапульскую возвышенность с
максимальными высотами 220-240м. над уровнем моря. На Вятской площади эта
возвышенность образует водораздельную гряду между правобережными притоками р.
Камы и левобережными притоками р.Иж, она имеет отметки высот до 240м и делит
площади на две части. На описываемую площадь месторождения падает восточная,
более расчлененная часть гряды с сильно пересеченным рельефом. Реки, стекающие
с водораздельной возвышенности в Каму, маловедны, очень коротки, имеют глубокие
и узкие долины. Здесь встречаются многочисленные глубокие овраги. Долина р.Камы
ассиметричная, с крутым обрывистым правым берегом и пологим левым. Впадающим в
неё правобережные притоки, как Ветлянка, Сухаревка, Жидковка и другие более
мелкие реки и ручейки, являються мелководными и используются для удовлетворения нужд населения в хозяйственных целях и как источники
технической воды для бурения скважин.
Западная часть площади расположена в бассейне р. Кырыкмас, левого притока
р.Иж. В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентально
умеренно-холодного климата. Лето обычно короткое и сравнительно теплое, а зима
продолжительная и холодная.
Глубина эксплуатации горизонтов
терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от
-1173 до -1188 м.
Арланское месторождение является
многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России.
Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность
осложняет условия ее разработки и переработки.
Состав нефти чрезвычайно сложен и
разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте
с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные
качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален
различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при
движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с
другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав
важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи
пласта.
Состав нефти классифицируют на
элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав
нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода
от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14%.
Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для
нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других
элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако
компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее
физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную
коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
Нефти терригенной толщи нижнего карбона
тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким
выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.
В процессе разработки продолжали
исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - 251
проба из 91 скважины. Пласты I,
IV и V
раздельных анализов не имеют.
Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные,
сернистые и азотистые соединения. В нефти Талинской площади преобладают углеводороды
метанового ряда СnH2n+2.
Плотность нефти составляет 850 кг/м2.
Вязкость при температуре 20 С - 3,2 мПа*С
Температура застывания -11,3 С
Молярная масса - 117,4 кг/моль
Температура -27,9.
Массовое содержание серы - 0,2 %.
Смол силикагелевых - 3,3%, асфальтенов - 0,5%, парафина - 3,1%.
Пластовая температура - 47 С.
Коэффициент сжимаемости - 24,3 (1/МПа*10)
Объемный коэффициент 1,695.
Химический состав газов в Талинском месторождении
представляет собой смесь предельных
углеводородов СnH2n+2, метана СН4, этана С2Н6,
пропана С3Н8.
Мольное содержание % углекислого газа - 0,8, азота - 0,5, метана -
44,3%, этана - 11,5%, пропана - 11,8%, изобутана - 2,8%, изопентана - 2,2%.
Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0.
Плотность газа - 0,85 кг/м3.
Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении - 1003 кг/м3,
минерализированная. Основными ионами являются Cl+, HCO3,
CO32, Nab, Ca2+, Mg2+, K+.
Обводненность продукции за 1996 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости -
0.004-0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.8СП.
Страницы: 1, 2, 3
|
