Особенности разведки и разработки нефтегазовых месторождений ОАО "Самотлорнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Местом прохождения учебной практики является Открытое акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" (ОАО "СН-МНГ") - одно из старейших промышленных предприятий Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, стоявшее у истоков создания нефтегазодобывающего комплекса Западной Сибири.

Существенная часть эксплуатируемых ОАО "СН-МНГ" месторождений находится на заключительной стадии разработки. В связи с этим предприятие ведет активный поиск и внедрение перспективных технологий, позволяющих повысить эффективность выработки трудно извлекаемых запасов, увеличить нефтеотдачу пластов и обеспечить дополнительную добычу нефти.

Учебная практика на нефтяных месторождениях является начальным этапом практического обучения.

Задачи практики:

1. ознакомление с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения;

2. ознакомление с основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

3. ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью;

4. получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности;

5. приобретение первого опыта общения в производственном коллективе.

1. Общая организационная структура предприятия

Открытое акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз" (ОАО "СН-МНГ") - одно из старейших промышленных предприятий Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, стоявшее у истоков создания нефтегазодобывающего комплекса Западной Сибири.

История предприятия ведет отсчет с 1 августа 1964 года, когда для освоения новых месторождений Среднего Приобья было учреждено первое в Нижневартовском районе нефтепромысловое управление "Мегионнефть". За прошедшие с того времени десятилетия мегионские нефтяники добились больших успехов в производственной деятельности и внесли существенный вклад в социально-экономическое развитие Югры. Сегодня ОАО "СН-МНГ" - это современное нефтегазодобывающее предприятие с развитой производственной инфраструктурой.

Акционерное общество осуществляет деятельность на 26 лицензионных участках, из них в разработке находится 24 участка, в том числе на 13 предприятие оказывает услуги по геологоразведке и промышленной эксплуатации в рамках договоров по оказанию операторских услуг.

Существенная часть эксплуатируемых ОАО "СН-МНГ" месторождений находится на заключительной стадии разработки. В связи с этим предприятие ведет активный поиск и внедрение перспективных технологий, позволяющих повысить эффективность выработки трудно извлекаемых запасов, увеличить нефтеотдачу пластов и обеспечить дополнительную добычу нефти.

По состоянию на 1 января 2014 года на месторождениях, эксплуатируемых ОАО "СН-МНГ", по разведанным категориям АВС1 объем извлекаемых запасов составляет 524 млн. тонн или 224 млн. тонн доказанных извлекаемых запасов по международной классификации SEC.

Цель компании - это основополагающий элемент корпоративной культуры. Определяет стратегическое видение компании своего места на рынке и задает общий вектор развития.

Основной целью Общества, как коммерческой организации, является получение прибыли.

Предметом (видами) деятельности Общества являются:

· разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений;

· бурение параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;

· добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки;

· добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);

· ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;

· обустройство нефтяных и газовых месторождений;

· производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;

· производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;

· транспортная деятельность, в том числе:

· перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;

· перевозка опасных грузов;

· производство, ремонт и прокат оборудования на региональном и межрегиональном уровнях;

· материально-техническое обеспечение нефтяного производства;

· инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;

· управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;

· выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;

· ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;

· ведение аварийных, восстановительных и спасательных работ;

· выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;

· организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;

· изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;

· организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок - продаж, аукционов;

· посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности;

· оказание услуг связи;

· внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;

· благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;

· обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита коммерческой тайны;

· осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.

Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только при получении специального разрешения (лицензии).

Общество рассматривает разработку и добычу нефти как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ.

Стратегическими целями развития Общества, как и всего нефтяного комплекса, в соответствии с энергетической стратегией России до 2020 года являются:

· стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты её переработки;

· обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;

· обеспечение политических интересов России в мире;

· формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.).

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:

· рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

· ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

· углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;

· формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

· развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки;

2. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23С), самым теплым - июль (+18С).

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В мало населенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

Тектоника и стратиграфия месторождения. В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту “Б” Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тахорского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка.

Наиболее крупная из них собственно Самотлорская, расположенная в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 м Общие размеры структуры 6х15 км в пределах изогипсы минус 2130 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м имеет размеры 32х40 км, амплитуду 150 м.

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко- и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326370м.

Горизонт АВ2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. По площади распространения горизонта АВ2-3 наблюдается замещение песчано-алевролитовых отложений глинистыми в северо-западных и южных участках месторождения. На остальной территории опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта характеризуется незакономерным локально-пятнистым распределением. По характеру взаимоотношения песчано-алевритовых и глинистых слоев в горизонте АВ2-3 выделяется два типа разреза.

Первый тип разреза представлен тонкослоистым чередованием песчаников, алевролитов и глин с толщиной не более 4.0 метров.

Второй тип разреза - песчаный (монолитный) представлен в основном песчаниками, умеренно и слабоглинистыми, хорошо отсортированными с прослоями алевролитов, крупнозернистых, глинистых, хорошо и среднеотсортированных.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2).Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220 -250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской ,георгиевской и баженовской свит.Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части .Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м.Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны(горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серы- ми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”.Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской , низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми.На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников.Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко- и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 .Мощность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты.В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевроли тов и аргиллитов.Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская , журавская свиты) . Мощность осадков 235-240м.

Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков журавской свиты, мощность их достигает до 125м.

Характеристика пластов. На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ11-2,АВ13,АВ2-3,АВ4-5, АВ6,АВ7,АВ8,БВ0,БВ1,БВ2,БВ7,БВ80,БВ81-3,БВ10,БВ19-22,ЮВ1-2.

Пласт АВ11-2.

Залежь пласта АВ11-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ11-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с сп 0.35-0.6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по пс>0.6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапазоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20 м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78,67,77 толщины увеличиваются до 10-20 м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34,26.

ВНК по пласту принят на а.о.-1675,0 - 1698,0 м: на западном склоне структуры -1675,0 -1680,0 м; на восточном отмечается погружение до отметок -1698 м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 3424 км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 6540 км, высоту 80 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 13.

В пласте АВ13 выделяются три литологических типа:

1). глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой пс=0.35-0.6.

2). тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с пс>0.6, толщиной менее 4 м.

3). монолитные песчаники - прослои с пс>0.6 и толщиной свыше 4 м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ13 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ13 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ13 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ13 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ13 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке -1611м. Залежь пласта АВ13 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 5638км, высоту 140 м. Размеры газовой шапки 2017км, высота 60 м.Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной,Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. -1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,59,5км, высота -41м,средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 5232км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском - 54 м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах -1670-1690 м. ГНК отбивается на а. о. -1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,51,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части -2821км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина -18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ80, БВ81, БВ82, БВ83. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ80, пласты БВ81 и БВ82 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ83 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ81-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ80 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке -2075м. В северной (район скв,8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м.Залежь пластово-сводо-вая; размеры залежи - 4327км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках -2071-2081м. Размеры залежи 3926км, высота -150м, нефтенасыщенная толщина -17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ100 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ100 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ100) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается”в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до -2190-2195м, к своду поднимаются до -2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 4021км, высота -144м, эффективная нефтенасыщенная толщина -7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Пласты ЮВ11-2 и ЮВ11.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ11-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках -2316м (север) и -2310м (юг), в среднем на отметке -2313м. Размеры залежи 6,03,0км, высота -66м, средняя нефтенасыщенная толщина -13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о.-2451м, на юго-западе на а.о.-2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,42,4км, высота-55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ11 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о.-2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м,- 2471м, 2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. -2476м и 2490м.

На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. -2476м. Залежь имеет размеры 3.21.5км, высота - 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. -2322м и -2369м,соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. -2399м -2404м. Размеры 1,43,5км, высота - 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке -2352м. Размеры залежи 1,10,75км, высота - 7м.

Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. -2353м. Размеры 1,60,9м, высота - 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245, ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,40,7км, высота - 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.

Физико-химические свойства нефтей, насыщающих углеводородных газов, свободного газа в газовой шапке и свойства пластовых вод Самотлорского месторождения рассматриваются в ряде специальных работ. По групповому составу нефти относятся к смешанному типу с преобладанием метановых (40 - 50%) и примерно равным количеством нафтеновых и ароматических углеводородов. По товарным свойствам они относятся к классу высокосернистых, подклассам малосмолистых ( ЮВ1 - БВ10 ) и смолистых ( остальные горизонты).

По содержанию парафина нефти всех горизонтов, за исключением АВ4-5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ4-5 умеренно парафинистые. Пластовые нефти горизонтов БВ8 и БВ10 характеризуются сравнительно низким давлением насыщения, которое меньше первоначального пластового в два раза.

Газонасыщенность пластовых нефтей по глубинным пробам составляет 104 - 107 м3/м3. Вязкость их в пластовых условиях практически равна 1,7 МПа*с. Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатов.

Для целей поддержания пластового давления на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложение карбонатных солей.

3. Бурение скважин, освоение, конструкция скважины

нефтенасыщенный скважина пласт

Бурение скважин.

Для бурения нефтяных и газовых скважин применяется исключительно вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное, когда двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое через вращение всей колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (с помощью турбины или электробура) когда двигатель располагается близко от забоя скважины над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом) и собственно бурения - работы долота на забое (разрушения породы долотом).

Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, используемых для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных горизонтов.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.

Заключение

Учебная практика проходила в ОАО «Самотлорнефтегаз», Самотлорское НГДУ. Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений.

В ходе данной практики ознакомился с основными направлениями деятельности и структуры предприятия, основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Нефтегазовое дело" и получен навык работы в производственном коллективе.

Литература

1. Алькушин Ш.К., Андриасов Р.С. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. - 455с.

2. Андреев И.И., Фадеев В.Г. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - 232с.

3. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: «Недра», 1977. - 252с.

4. Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. - М.: «Недра», 1978. - 198с.

5. Виницкий М.М. Рациональное управление спуско-подъемными операциями. - М.: «Недра», 1978. - 252с.

6. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн. - М.: «Недра», 1984. - 181с.

7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. - 544с.

Размещено на Allbest.ru

...