МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский государственный нефтяной институт

КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по промысловой геологии нефти и газа

на тему: «Геологическое строение, тектоника, нефтегазоносность Ново-Елховского месторождения»

Выполнил:

Студент группы 19-11

Сираева Г.М.

Проверил:

Малахов А.Н.

г. Альметьевск, 2011г.

Содержание:

Геологическая часть

1. История открытия и разведки месторождения.

2. Общие сведения о месторождении

3. Геолого-физическая характеристика месторождения

3.1. Характеристика геологического строения

3.2 Основные параметры пласта

3.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтеотдача

2. Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов

и их неоднородность.

2. Показатели неоднородности пластов.

3.3 Физико-химические свойства флюидов.

3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.

3.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды.

Технологическая часть

1. Общие показатели разработки нефтяных площадей

1.1. Ввод новых скважин из бурения и освоения

1.2. Состояние пробуренного фонда

1.2.1. Эксплуатационный фонд

1.2.2. Нагнетательный фонд

1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин.

1.3. Добыча нефти

1.4 Добыча газа

1.5 Обводненность продукции и скважин, добыча воды

2. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин.

2.1. Капитальный ремонт скважин.

2.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов.

2.2.1.Гидродинамические методы с применением современных технологий.

2.2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

2.3. Текущий ремонт скважин

2.4 Геолого-технические мероприятия по улучшению использования фонда

3. Состояние и мероприятия по улучшению разработки

3.1 Выполнение проектных показателей по фонду скважин, плотность сетки скважин.

3.2. Состояние пластовых давлений девона и верхних горизонтов

3.3 Динамика контуров нефтеносности и ВНК

3.4. Состояние выработки по блокам, пластам, залежам продуктивных горизонтов

Геологическая часть

1. История открытия и разведки месторождения

Впервые промышленная нефтеносность девонских отложений Ново-Елховского месторождения была установлена в 1950г. Первая технологическая схема разработки была составлена ТатНИИ в 1959 г., для центральной, наиболее разведанной Ново-Елховской площади. B 1962 г. на основе дополнительных данных разведочного и эксплуатационного бурения была составлена технологическая схема разработки всего Ново-Елховского месторождения. В утвержденном в 1963г. втором варианте схемы предусматривались следующие принципы разработки:

1. Разработка всех пластов эксплуатационного объекта одной сеткой скважин;

2.Продольное разрезание Ново-Елховской и Акташской площадей с выделением двух пятирядных полос добывающих скважин; разрезание Федотовской площади широтными рядами нагнетательных скважин с выделением пятирядной эксплуатационной полосы;

3. Размещение добывающих скважин на Ново-Елховской площади по сетке 700х550м (38,5 га/скв.); такие неравномерные сетки скважин были рекомендованы в НИИ для проектирования площадей Ромашкинского месторождения и были приняты по аналогии для Ново-Елховской площади, имеющей выдержанный продуктивный пласт "г", а на Акташской площади, где продуктивные пласты отличаются высокой зональной неоднородностью и рерывистостью, была рекомендована равномерная сетка 650x650 м (42,8 га/скв). На малопродуктивной Федотовской площади добывающие скважины размещались по более редкой неравномерной сетке 800х700м (56 гa/скв.). Скважины в нагнетательных рядах размещались по сетке 1200х500м в разрезающих и l500x800м в законтурном восточном нагнетательном ряду. Между нагнетательным и первым добывающим рядами предусматривалось расстояние I200-1500м;

4. Добычу нефти рекомендовалось вести фонтанным способом (I2,5 МПа на забое) на востоке Ново-Елховской и на Акташской площади и механизированным способом на западе Ново-Елховской (3,0 МПа на забое) и на Федотовской площади (6,5 МПа);

5. Давление на устье нагнетательных скважин было принято равным 10-12 МПа; закачку воды в нагнетательные скважины предполагалось вести по всему эксплуатационному разрезу с переходом при необходимости на раздельный способ закачки с дифференцированным давлением на устье; в перспективе предусматривалось повышение давления нагнетания до I5 МПа, закачка промысловых сточных вод в пласте.

6. Общий фонд скважин за весь срок разработки был предусмотрен в количестве 1659, в т.ч. 350 — резервного фонда, максимальный уровень добычи нефти — 17,4млн.т. должен быть достигнут в I970г.

В 1965г. институтом ТатНИИ был выполнен подсчет запасов нефти. Начальные извлекаемые запасы нефти были определены в количестве 313,1млн.т. и утверждены в ГКЗ СССР.

На основе новых представлений о геологическом строении и запасах нефти в 1966 г. в ТатНИИ была составлена уточненная технологическая схема разработки Ново-Елховского месторождения, где были внесены следующие принципиальные изменения в систему разработки:

I. Переход к более равномерной сетке скважин, для чего были выданы дополнительные скважины для разбуривания I200 и I500-метровых полос между нагнетательными и первыми добывающими рядами. Общий проектный фонд увеличился на 385 скважин по сравнению с технологической схемой 1962 г. и составил 2044 скважины, включая 448 скважин резервного фонда, при этом средняя плотность сетки скважин в конце разработок составила 4I,9 га/скв.

2. На краевых площадях Ново-Елховского месторождения рекомендовалась избирательная система заводнения, на восточном блоке Ново-Елховской площади сохранилось линейное заводнение в центральный разрезающий и восточный законтурный нагнетательные ряды, для вовлечения верхних зонально-неоднородных и прерывистых пластов рекомендовалось очаговое заводнение, давление на устье нагнетательных скважин было принято равным I2 МПа.

3. Добыча нефти механизированным способом со средним давлением на забое 9 МПа.

4. Достижение максимального отбора нефти 11 млн.т. в 1974г. и удержание достигнутого уровня в течение 8 лет до 1981г; максимальный отбор жидкости предусматривался 24,9 млн.т. (I981г.), максимальная закачка воды в пласт -34,8 млн.м (I981г).

В 1967г. уточненная технологическая схема была утверждена МНП.

В I972 г. в ТатНИПИнефть была выполнена работа по анализу разработки горизонта Д₀ и Д₁ Ново-Елховской площади, в которой были даны рекомендации по дальнейшему развитию системы заводнения„ уплотнению сетки скважин, оптимизации работы добывающего фонда скважин. Для вовлечения в активную разработку малопродуктивных пластов (линзы, алевролиты) рекомендовалось в течение I972-75гг. проведение реконструкции системы поддержания пластового давления, замена на КНС насосов более высоконапорными, применение индивидуальных насосов типа УЭЦП, все - это позволило бы повысить давление закачки воды в пласт до I5-20 Мпа.

Исходя из текущего состояния разработки Ново-Елховской площади, были скорректированы технико-экономические показатели разработки: максимальная добыча нефти 7,2 млн.т., жидкости 13,3 млн.т. и объем закачки- 18,4 млн.м³.

В I973 г, в ТатНИПИнефть было проанализировано состояние разработки горизонтов Д₀ и Д₁ Акташской площади

В 1974 г. ТатНИПИнефть было проведено технико-экономическое обоснование ввода в разработку Федотовской площади. Общий фонд скважин на площади по технологической схеме разработки I967 г. составляет 163. Для поддержания пластового давления рекомендовалось избирательное заводнение с давлением на устье 15,0 — 20 МПа. Отбор нефти рекомендовался механизированным способом с давлением на забое 9,0 МПа. Максимальный уровень добычи нефти равен 490 тыс.т. жидкости 681 тыс.т., объем закачки воды в пласт — 922 тыс.м³

В соответствии с более интенсивным вариантом разработки Ново-Елховского месторождения максимальный проектный уровень добычи нефти достигался в I975 г. и был равен 12,1 млн.т. против 11,0 млн.т по техсхеме 1967г.

Интенсивное разбуривание месторождения с уплотнением сетки основного фонда скважин привело к тому, что предусмотренный техсхемой 1967г, фонд скважин был разбурен на 87%, а на центральной Ново-Елховской площади — на 99%. Для вовлечения малопродуктивных песчаных линз и алевролитов предусматривалось бурение специальных нагнетательных скважин под закачку с давлением на устье 25,0 МПа. С целью повышения нефтеотдачи пластов рекомендовалась закачка в пласт поверхностно-активных веществ и серной кислоты, применение циклического заводнения.

Для внедрения рекомендуемых мероприятий было необходимо провести реконструкцию системы ППД и расширение системы сбора и подготовки нефти и попутного газа. Интенсификация разработки привела к необходимости отбора жидкости более высокими темпами, чем это было предусмотрено техсхемой 1967г. В 1981г. проектом предусматривалось отобрать 31,2 млн.т. жидкости, что на 6,3млн.т. (на 25,3%) больше максимального уровня по техсхеме I967 г В дальнейшем проектом предусматривается дальнейшее наращивание отбора жидкости с заводнением его до максимального уровня 33,7млн.т в I988 г. Максимальный уровень закачки — 38,6 млн.м³ также выше уровня техсхемы.

В последующих работах ТатНИПИнефть по уточнению показателей разработки Ново-Елховского месторождения и отдельных его площадей подтверждалась необходимость реконструкции системы сбора нефти и ППД для увеличения отбора жидкости и закачки воды в пласт.

В технологической схеме ввода в разработку слабопроницаемых коллекторов горизонтов Д₀ и Д₁ Ново-Елховского месторождения, составленного ТатНИПИнефть в I980г. указывается на необходимость создания самостоятельной системы разработки на эти пласты (алевролиты, малопродуктивные песчаные линзы). Предусматривается применение насосов для закачки воды в слабопроницаемые коллектора под высоким давлением до 32 МПa на выкиде насосов, уплотнение сетки скважин до 16 га/скв. Все это требует бурения дополнительных скважин (до I990г. намечено пробурить 300 скважин для вовлечения в разработку запасов нефти в алевролитах), строительства специальной системы ППД, рассчитанной на высокие давления.

В 1973-80гг. в ТатНИПИнефть были составлены проекты опытно-промышленных работ по применению серной кислоты и ПАВ повышения нефтеотдачи пластов и проект заводнения горизонтом Д₁ и Д₀ Ново-Елховского нефтяного месторождения с применением ПАВ. Согласно этим проектным работам закачку ПАВ на Ново-Елховском месторождении предусматривалось начать с l983 г., закачку серной кислоты в водо-нефтяной зоне с 1981г. Со временем утверждения проекта разработки горизонтов Д₁ и Д₀ Ново-Елховского месторождения фактические показатели разработки отличались от проектных. 3апланированный отбор нефти не достигнут, несмотря на перевыполнение плановых отборов жидкости и объема закачки воды в пласт.

В I982 г. ТатНИПИнефть был составлен «Уточненный проект разработки» горизонтов Д₁ и Д₀ Ново-Елховского месторождения. В "Уточненном проекте" дальнейшее развитие системы заводнения рекомендуется вести по пути разукрупнения эксплуатационного объекта, размещая для бурения нагнетательные скважины на отдельные пласты и пачки пластов. Для вовлечения малопродуктивных песчаных линз предусмотрено бурение специальных нагнетательных скважин под закачку с давлением на устье до 25 МПа. Для вовлечения в активную разработку алевролитов предусмотрено создание на них специальной плотной сетки, бурение специальных нагнетательных скважин с давлением на устье до 32 Мпа. Для повышения темпов выработки ВНЗ предусмотрена самостоятельная система разработки, а именно бурение дополнительных, а также организация специально-избирательного воздействия на пласты путем закачки воды преимущественно в скважины, расположенные в зоне распространения пластов с подошвенной водой с минимальной проводимостью нефтеносной части. Для доотмыва предусмотрена закачка оторочки серной кислоты в ВНЗ.

Для повышения нефтеотдачи частично обводненных пластов рекомендуется закачка ПАВ. Для перемены фильтрационных потоков предусмотрено циклическое заводнение, что требует реконструкции всей системы ППД.

Уточненный проект был рассмотрен на центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР.

В составлении отчета принимали участие все основные отделы ТатНИПИнефть и геологическая служба НГДУ" Елховнефть".

2.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Ново-Елховское месторождение расположено на юго-востоке Татарстана в административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3 км) от Ромашкинского месторождения.

Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики. Ст. Шентала Уфимской ж. д. находится в 50км от месторождения. Вблизи северо-восточной границы месторождения проходит ж.д. линия, связывающая гг. Бугульма и Набережные Челны. Город Альметьевск расположен в 20 км к востоку, г.Бугульма в 45 км к юго-востоку от месторождения. Ближайшие водные пристани находятся к судоходной р.Каме – г.Набережные Челны и г.Чистополь северо-восточнее месторождения.

В орогогидрафическом отношении месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяженность рек 120-300 км, площадь водосбора 1300-6200 км². Период, свободный ото льда равен 200 дням.

Рельеф местности сильно расчленен, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории месторождения покрыта лиственными и реже смешанными лесами. Абсолютные отметки на водоразделах достигают более 300 метров на юго-востоке и к северу 200 метров. Минимальные отметки (100м) приурочены к речным долинам.

Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц январь, среднемесячная температура минус 13,7-14,4 ⁰С, минимум достигает – 48 ⁰С, наиболее теплый месяц – июль, среднемесячная температура +18,2 +19,7 ⁰С, абсолютный максимум +38 ⁰С, среднегодовое количество осадков 400-490 мм, с максимумом в июле и минимумом в марте. Толщина снегового покрова составляет 0,5-1,0 м, снеговой покров держится, в среднем, 148-153 дня.

Преобладающее направление ветров – южное, юго-восточное и западное, среднегодовая скорость ветров 5,2 м/сек.

Для водоснабжения населенных пунктов и нефтепромысловых объектов используется вода рек Кама, Кичуй, Шешма, Степного Зая.

Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевского ГЭС, Уруссинской и Хаинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС.