Уршакское месторождение

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,9 Мб
  • Опубликовано:
    2016-01-30
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Уршакское месторождение

ВВЕДЕНИЕ

Стремительное истощение ресурсов нефти - основного энергетического сырья - происходящее в настоящее время в РФ при отсутствии экологически приемлемых альтернативных источников энергии, ставит неотложную задачу восполнения этих ресурсов.

Перспективы поиска и открытия, новых промышленно-значимых месторождений нефти в условиях высокой степени разведанности недр невелики, вместе с тем остаточные запасы в уже выработанных объектах значительны и составляют более половины разведанных. В этих условиях пути восполнения ресурсов нефти сводятся, в основном, к созданию совершенных технологий извлечения остаточной нефти.

Проблема увеличения нефтеотдачи пластов - повышение степени извлечения нефти из недр - на протяжении всей истории развития нефтедобывающей отрасли оставалась остро актуальной. На каждом этапе развития стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить приток нефти за счет качества вскрытия пластов и скважин, за счет обработки призабойных зон и искусственного воздействия на пласты, за счет восполнения пластовой энергии и регулирования процесса разработки. На современном этапе значение этой проблемы ещё больше возросло. К настоящему времени создано большое число различных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), предназначенных для применения в конкретных геолого-промысловых условиях. Применение дорогих реагентов, материалов, специального оборудования без детального изучения геологического строения, анализа состояния разработки конкретных нефтяных месторождений повышает риск получения неоптимальных результатов, в том числе и значительных экономических потерь.

1      

1.  ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1    Общие сведения о месторождении

В административном плане Уршакское месторождение находится на землях Кармаскалинского, Аургазинского и Стерлитамакского районов Республики Башкортостан.

В настоящее время Уршакское месторождение является основным по объемам запасов и уровню текущей добычи нефти для НГДУ «Ишимбайнефть». Оно относится к Уршакской группе, куда так же входят Добровольское и Уразметовское месторождения.

Разведочные работы на нефть были начаты еще в 1960 году, однако наиболее целенаправленно и в больших объемах они проводились в 1971-75 годах, когда были открыты залежи нефти. Разведочные работы на площади, общей протяженностью около 110км, велись силами Ишимбайского, Белебеевского, Бирского и Уфимского (Туймазинского) УБР. Уршакское нефтяное месторождение вытянуто с юго-запада на северо-восток, длина его 95 км, ширина 0,5-5км. В промышленную разработку месторождение введено в 1972 году.

Территория месторождения в орографическом отношении занимает бассейн среднего течения р.Белой и ее притока -р.Уршак и представляет собой полого-холмистую лесостепную местность с хорошо выраженной долиной р.Аургазы (притока р.Уршак) и невысокими плоскими водоразделами.

Рисунок 1.1- Обзорная схема

Климат района резко континентальный, с морозной зимой и продолжительными весенне-осенними периодами распутицы. Среднегодовая температура колеблется от 2,5 до 2,70С, а среднегодовое количество осадков не превышает 526 мм .

Продолжительность безморозного периода составляет 120 дней, однако продолжительность его колеблется в широких пределах - от 91 до 143 дней.

Рельеф волнисто-увалистый с широкими водоразделами. Увалистость в рельефе нарастает в юго-восточном направлении. Физико-геологические явления в современном рельефе связаны с деятельностью поверхностных и подземных вод. Они выражены в виде подмыва и обрушения берегов, растущих оврагов, оползней и карста. Развитие карста связано с галогенными осадками кунгурского яруса.

Рельеф характеризуется обширными низменными террасовыми равнинами. Большая часть территории района занята степными пространствами. К поймам рек приурочены осокоревые и ольховые леса с примесью дуба, липы и вяза.

Основными дорогами, пересекающими месторождение в широтном направлении, являются шоссейные дороги Стерлитамак-Раевка, Толбазы-Давлеканово, сеть грунтовых и проселочных дорог.

Разработка залежей нефти Уршакского месторождения осуществляется силами НГДУ «Ишимбайнефть», которое находится в г.Ишимбай. Город Ишимбай является южным центром нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтяного машиностроения Башкирии. Он находится к юго-востоку от месторождения на расстоянии 50 км от его южного окончания.

.2 Стратиграфия и тектоника

Разрез Уршакского месторождения типичен для Центральной Башкирии и сложен осадочными породами додевонского комплекса, девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов.

В основании разреза располагаются глубокометаморфизованные осадочные породы бавлинской серии.

В пределах Уршакской группы месторождений отложения эйфельского яруса представлены в объеме такатинского, койвенского и афонинского горизонтов. Такатинский горизонт представлен неотсортированным песчано-гравийным материалом с подчиненными прослоями глинистых пород. Отложения койвенского горизонта несогласно залегают на терригенных отложениях такатинского горизонта. Толщина койвено-такатинских отложений колеблется от 6 до 25 м (скв.514), постепенно увеличиваясь с северо-востока на юго-запад.

Бийский горизонт сложен известняками коричневато-серыми, серыми, массивными и органогенными, перекристаллизованными, часто трещиноватыми.

Толщина бийских отложений закономерно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 15 до 24 м.

Старооскольский горизонт сложен, в основном, карбонатными породами: известняками серыми, коричневато-серыми, скрыто, тонко и мелкокристаллическими. Толщина старооскольского горизонта постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 13 до 15 м.

Муллинский горизонт имеет четко выраженное двучленное строение, и состоит из нижней - терригенной и верхней - карбонатной пачек. В кровле залегают глинистые известняки толщиной до 4-6 м (пачка "черный известняк"), ниже по разрезу - пачка песчано-алевролитовых пород, в составе которых выделяется пласт Д2. Общая толщина муллинского горизонта изменяется в пределах 10-16 м.

Пашийский горизонт представлен терригенными отложениями. В нижней его части залегают аргиллиты темно-коричневые, неравномерно алевристые, плитчато-слоистые со скоплениями оолитов сидерита. Средняя часть горизонта представлена преимущественно песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, хорошо отсортированными, слабоглинистыми (пласт Д1). В верхней части залегают песчано-алевролито-аргиллитовые отложения. Толщина пашийского горизонта колеблется в пределах 12-18 м.

Кыновский горизонт представлен преимущественно теригенными, главным образом, глинистыми отложениями с подчиненными прослоями песчаников и известняков. Песчаники светлосерые, тонкозернистые, кварцевые (пласт Дкн). Общая толщина кыновского горизонта колеблется от 2 до 8 м.

Саргаевский горизонт представлен пачкой светло-серых кристаллических, органогенно-обломочных и пиритизированных известнчков толщиной 2-6 м.

Доманиковый горизонт сложен темно-серыми, почти черными, органогенн-обломочными битуминозными известняками. Он служит надежным маркирующим репером, т.к. выдержан по толщине (15-20 м) и четко выделяется в разрезе по высокому удельному электрическому сопротивлению.

Верхне-франский подъярус верхнего отдела девонской системы представлен мендымским и аскынским горизонтами.

Мендымский горизонт сложен темно-серыми неравномерно глинистыми, кристаллическими и органогенно-обломочными известняками и черными битуминозными мергелями. В нижней части встречаются светлые доломитизированные пористо-кавернозные известняки (пласт Дмд). Толщина горизонта составляет 15-30 м.

Аскынский горизонт представлен темно-коричневыми и коричневато-серыми органогенно-обломочными известняками, редко слабо нефтеносными, сульфатизированными. Толщина горизонта составляет 55-70 м.

Верхнефаменский подъярус представлен в нижней части известняками с прослоями доломитов, в верхней - глинистыми известняками. Пористо-кавернозные разности промышленно нефтеносны (пласт Дфм). Толщина всего подъяруса 42-75 м.

В нижнем отделе каменноугольной системы выделены отложения турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус состоит из нижнетурнейского и верхнетурнейского подъярусов.

Нижнетурнейский подъярус представлен гумеровским, малевским и упинским горизонтами, которые сложены тонкокристаллическими, неравномерноглинистыми известняками толщиною 35-50 м.

Верхнетурнейский подъярус представлен черепетским и кизеловским горизонтами, сложеными светлосерыми и коричневато-серыми известняками (пласт Стур). Толщина подъяруса составляет 30-50 м.

Визейский ярус представлен двумя подъярусами - нижне и верхневизейскими. В нижнем подъярусе визея выделяется бобриковский, а в верхнем - тульский горизонты.

Бобриковский горизонт представлен алевролитами, аргиллитами, песчаниками, редко с прослоями углистых сланцев. Песчаники серые, кварцевые,мелкозернистые, глинистые (пласт Сбб).

Толщина горизонта составляет, в основном, 2-7 м.

Тульский горизонт разделен на 3 пачки и имеет общую толщину от 35 до 50 м. Нижняя пачка сложена темно-серыми кристаллическими и органогенно-детритовыми известняками. Средняя пачка представлена песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники кварцевые, хорошо отсортированные (пласт Стул). Толщина пачки 4-6 м. Верхняя пачка, толщиной 20-25 м, сложена темно-серыми, кристаллическими органогенными известняками.

Серпуховский ярус сложен однообразной толщей доломитов коричневато-серых, кристаллических с прослойками доломитизированных известняков. Толщина яруса 180-240 м.

Московский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы. Нижний пдъярус делится на верейский и каширский горизонты, верхний - на подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт сложен известняками, аргиллитами, алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Кровля верейского горизонта принята за одну из основных маркирующих поверхностей. Толщина горизонта 40-45 м.

Каширский горизонт представлен светло-серыми органогенно-обломочными известняками, сульфатизированными, мелко-каверно-пористыми, с прослоями кристалических доломитов. Толщина горизонта 60-80 м.

Подольский горизонт сложен известняками серыми, пелитоморфными и доломитами серыми, кристаллическими, сульфатизированными. Толщина горизонта 55-70 м.

Продуктивная каширо-подольская пачка приурочена к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Пачка представлена буровато-серыми известняками кристаллическими, местами пористыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми. Общая толщина пачки 15-20 м.

Мячковский горизонт представлен тонкокристаллическими, органогенными окремнелыми известняками с прослоями доломитов (пласт Смч) Толщина горизонта от 180 до 250 м.

Пермские отложения представлены нижним отделом, включающим в себя ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы, и верхним отделом, сложенным породами уфимского, казанского и татарского ярусов.

Ассельско-сакмаро-артинские отложения представлены мощной толщей карбонатных пород с прослоями аргиллитов, толщиной до 430-510 м.

Кунгурский ярус сложен переслаиванием отложений гипса, ангидрита, доломита, мергеля и каменной соли. Нижняя часть яруса представлена загипсованными доломитами, являющимися надежным геофизическим репером. Толщина колеблется в пределах 180-370 м.

Уфимский ярус сложен в основном красноцветными аргиллитами. На отдельных участках отложения яруса полностью размыты. Толщина достигает 160 м.

Казанский ярус представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, с преобладанием известняков в верхней и нижней частях разреза. Толщина яруса достигает 115 м.

Татарский ярус представлен красноцветными и сероцветными терригенными отложениями, развитыми на небольших возвышенных участках. Толщина яруса до 15 м.

Завершают разрез рыхлые отложения (пески, глины, галечники, суглинки) неогенового и четвертичного возрастов, толщиной до 40 м.

В регионально-тектоническом плане Уршакское нефтяное месторождение располагается в восточной части юго-восточного склона Восточно-европейской платформы. Эта часть территории представляет собой крупную моноклиналь, разорванную несколькими региональными разломами типа грабенов. Уршакское месторождение приурочено к Тавтимано-Уршакскому грабену.

На протяжении всей Уршакской группы месторождений в рельефе горизонтов терригенной толщи девона выделяются две крупные структурные формы, определяющие формирование залежей нефти: моноклиналь, погружающаяся к востоку и юго-востоку под углом 0010’-0050’ и Уршакский грабен разлом, пересекающий моноклиналь с юго-запада на северо-восток .

Грабен представляет собой протяженный (более 100 км) узкий (1-2 км) отрицательный структурный элемент, дно его опущено относительно восточного крыла по кровле пашийского горизонта на 25-70 м. Все выявленные залежи нефти в отложениях терригенной толщи девона приурочены к восточному, более погруженному борту грабена и являются в основном тектонически экранированными. Следствием тектонических движений блоков земной коры вдоль основного разлома явились небольшие куполки и куполовидные поднятия, вытянутые вдоль грабена.

.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

В пределах Уршакского месторождения выявлено девять продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки.

Залежи бийского горизонта, в основном литологического типа, приурочены к кровельной части плотных известняков. Коллектор перекрывается и подстилается более плотными непроницаемыми карбонатными породами.

Пласт, как правило, представлен одним пористо-проницаемым слоем известняков пористо-кавернозных или доломитов. Мощность кавернозной и высокопроницаемой верхней части известняков, как правило, не превышает 1-2 м. Пористость коллекторов изменяется от 8 до 15%, составляя в среднем 11,1%. Проницаемость 0,032 мкм2.

Залежи относятся к литологически и тектонически экранированному типу. Начальное пластовое давление 24,9 МПа.

В муллинском горизонте продуктивным является пласт Д2, нефтеносность которого связана с кварцевыми песчаниками и песчанистыми крупнозернистыми алевролитами.

Залежи имеют полосовидное развитие, в их формировании участвовали как литологический, так и тектонический факторы. В основном распространены в северной части месторождения.

Толщина пласта в центральной части месторождения достигает 8,2 м. (скв. 390, 796), а к югу и северу толщина пласта уменьшается до 0,8-3 м. ВНК - 2171 м.

Пористость песчаников - от 12 до 17%, проницаемость составляет 0,01-0,27 мкм2.

Начальное пластовое давление 24,7 МПа.

Пласт имеет площадное развитие и образует три самостоятельные залежи субширотного простирания. Характерной его особенностью является резкая фациально-литологическая изменчивость.

Залежи имеют размеры от 10 X 4 до 0,5 X 0,3 км, они разделены сбросами и взбросами. Этаж нефтеносности колеблется от 2 до 30 м. ВНК - от 2170 до 2181 м.

Пористость песчаников - от 11 до 24%, проницаемость составляет 0,008-1,22 мкм2. Мощность - от 0 до 13,2 м.

Нефтеносность кыновского горизонта приурочена к песчаникам и песчаным алевролитам, которые залегают в виде небольших линз. Залежи литологического типа, частично тектонически экранированные.

Пористость песчаников в среднем - 14,7 %, проницаемость составляет 0,08 мкм2. Мощность - от 0 до 6,8 м. Начальное пластовое давление 24,6 МПа.

В мендымском горизонте нефтеносность приурочена к пористо-кавернозным известнякам и доломитам, залегающим в средней его части. Залежи литологического типа, размеры невелики (2,4 X 1км). ВНК - от 1810 до 1815 м. Пористость песчаников в среднем - 10,2 %, проницаемость - 0,06 мкм2. Мощность - до 3 м. Начальное пластовое давление 22,7 МПа.

Нефтеносность фаменского яруса связана с пористо-кавернозными известняками вернефаменского подъяруса.

Выделяется 5 небольших залежей массивного типа литологически экранированных. Промышленные притоки нефти были получены только по 7 скважинам в южной части месторождения.

Максимальная суммарная нефтенасыщенная мощность - 3 м.

Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 11,3 % , проницаемость - 34,7x10-3 мкм2.

Коллекторами в турнейском ярусе являются органогенно-обломочные пористые известняки. Для них характерно литологическое замещение непроницаемыми разностями.

Залежи небольшие, литологически и тектонически экранированные. Сосредоточены на северной и южной частях месторождения.

В разрезе выделяется от 1 до 6 пористо-проницаемых прослоек толщиной от 0,6 до 3,6 м, суммарная нефтенасыщенная мощность составляет до 7,2 м. ВНК - от -1807 до -1820 м.

Пористость продуктивных отложений составляет от 7 до 17 % , проницаемость - 0,001-0,26 мкм2. Начальное пластовое давление 21,5 МПа.

Нефтеносность бобриковского горизонта связана с пластом песчаника Сбб. В пределах месторождения выделяется 15 залежей, все литологического типа.

Пласт представлен одним прослоем толщиной от 0,6 до 2,4 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м.

Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 14,1 % , проницаемость - 16,31x10-3 мкм2.

Нефтеносность тульского горизонта связана с пластом песчаника Стул, который выделяется на 6-8 м выше кровли бобриковского горизонта и развит только в северной части месторождения.

Залежи сводового типа, частично литологически экранированы.

Продуктивный пласт, как правило, представлен одним пористо-проницаемым прослоем, редко разделяется на 2-3. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,6 до 3,2 м. Общая толщина достигает 7,4 м.

Представлен пласт хорошо отсортированными средне-мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Тип цемента - контактовый и неполнопоровый.

Пористость продуктивных отложений составляет от 10 до 25 % (в среднем 16) , проницаемость - 0,01-1,15 мкм2 (в среднем 0,035).

Начальное пластовое давление 21 МПа.

Отложения мячковского горизонта представлены известняками с прослоями доломита. Нефтеносность мячковского горизонта подтверждена промышленным притоком нефти из скважины 150. Количество пористо-проницаемых прослоев варьирует от 1 (скв.252) до 4 (скв.150).

Суммарная нефтенасыщенная толщина достигает 4,2 м при общей толщине пачки 15 м.Пористость продуктивных отложений составляет от 3 до 20%.

Продуктивные отложения каширо-подольской пачки приурочены к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Они представлены плотными, местами пористо-кавернозными известняками. Пористость продуктивных отложений составляет от 1,5 до 21,3 % .

Характеристика продуктивных объектов представлена в таблице 1.1.

 
Таблица 1.1 - Характеристика продуктивных пластов

Показатели

Объекты


Дбс

ДII

ДI

Сtur1

Свв1

Глубина залегания, км

1,68

1,63

1,60

1,12

1,10

Площадь нефтености, км2

14,6

84,6

393,0

226,9

237,9

Тип залежи

Сводовая

Свод.

Струк.

Тип коллектора

Песчаник

Извест.

Песч.

Нефтенасыщенная толщина пласта, м

2,7

9,9

5,8

3,5

2,5

Пористость

0,19

0,22

0,22

0,1

0,225

Проницаемость, мкм2

-

0,411

0,522

0,676

Нефтенасыщеность

0,8

0,88

0,89

0,72

0,83

Коэффициент песчанистости

-

0,94

0,82

-

-

Коэффициент расчленности

-

1,5

1,9

-

-

Начальное пластовое давление, МПа

18,1

17,2

17,2

12,5

12,5

Начальная пластовая температура, оС

30,0

30,0

30,0

18,0

18,0


1.4 Характеристика пластовых флюидов

Нефть в поверхностных условиях исследовава в лабораториях ЦНИПРа ОНГДУ. Лабораторные исследования свойств пластовой нефти производились в БашНИПИнефти. Всего было исследовано по месторождению 271 поверхностная проба нефти, отобранных из 146 скважин, в том числе по Уршакской площади, соответственно, 167 проб из 89 скважин, по Добровольской 92 и 50 и по Уразметовской - 12 и 7. Основная часть проб приходится по продуктивному пласту Д1 - по площадям 64 и 28; 31 и 11; 9 и 5.

Исследования нефти не в полной мере соответствует требованиям регламента.

Физико-химические свойства нефти девонских отложений изучены наиболее полно. Пластовые нефти девонского комплекса являются наиболее легкими. Плотности их изменяются от 0,808 до 0,848г/см3, вязкости 1,98-6,87МПа*с, а гарный фактор - 75,1-46,23м3/т. Причем нефть пласта Дмд имеет наименьшую плотность из них, равную 0,808г/см3, вязкость 1,98 МПа*с и газовый фактор 75,1м3/т. Свойства нефти терригенных отложений девона близки между собой. Сравнивая основные показатели нефти Уршакской, Уразметовской и Добровольской площадей, можно отметить сходство свойств нефти в поверхностных условиях и по площадям. Удельный вес их по отдельным пластам и площадям изменяется от 0,8801 до 0,8912г/см3, вязкость колеблется в пределах 16,97-34,83 МПа*с. Содержание серы в нефти 1,96-2,71%, парафина - 2,65-4,82% и смол - 11,64-14,0%. Выход светлых фракций при разгонке нефти от 0 до 300° составляет 39,4-46,3%. Наиболее легкими из них являются нефти Добровольской площади, наиболее тяжелыми и вязкими - Уршакской. Пластовые нефти нижнего и среднего карбона изучались, в основном, на Уршакской площади месторождения. Нефти среднего карбона являются тяжелыми, высоковязкими, малосмолистыми. Удельный вес нефти, вязкость и содержание серы подольских и каширских отложений соответственно, равны 0,8821 г/см3 и 0,9102г/см3; 88,3 и 69,53МПа*с; 1,65 и 3,1%. На Добровольской площади была отобрана нефть только по одной скважине №67 (по турнейскому ярусу). Нефти этих площадей резко различаются. Удельный вес нефти турнейского яруса на Уршакской площади 0,823г/см3, тогда как на Добровольской - 0,865г/см3. Вязкость нефти на первом составляет 4,64МПа*с, на втором - 9,7МПа*с, газовый фактор соответственно 44,6м3/т и 24,8м3/т.

В нижнекаменноугольных отложениях нефти по основным показателям схожи между собой. Наиболее тяжелыми и высоковязкими являются нефти Добровольской площади, наиболее легкими - Уршакской. В целом, нефти турнейского яруса являются тяжелыми (удельный вес 0,8700-0,9025 г/см3), вязкими (от 16,8 до 48,2 МПа*с), высокосернистыми (от 1,5 до 3,2%), парафинистыми (1,5-4,9%) и малосмолистыми (8,2-16,3%). Содержание легких фракций при разгонке от начала кипения до 3000 составляет в среднем 43%.

Нефть пласта бобриковского горизонта (Бб) тяжелая (уд. вес ее 0,8734 г/см3) с повышенной вязкостью (16,7 МПа*с), парафинистая (2,93%) и малосмолистая (12,3%).

Пластовые нефти тульского горизонта изучались по 13 пробам, бобриковского по 3 пробам. По своим физическим свойствам они близки между собой. Удельный вес их в поверхностных условиях составляет 0,830-0,825 г/см3, вязкость - 3,99-3,73 МПа*с, газовый фактор 48,9-46,4 мэ/т и объемный коэффициент 1,1306-1,1280.

Наиболее тяжелая нефть была отобрана по мячковскому горизонту из скв.№164 при температуре пласта 270°С и давлении насыщения 1,27 МПа, плотность нефти составляет 0,918г/см3, газовый фактор -2,05м3/т и объемный коэффициент 1,0218.

Попутные нефтяные газы Уршакского месторождения являются жирными. В угле части газов девонских отложений преобладающими является метан (35-40%). В газах нижнекаменноугольных отложений и верхнефаменского подъяруса преобладают метан и пропан, а в единственной пробе газа мячковского горизонта среднего карбона - метан и этан. Значения газового фактора уменьшаются вверх по разрезу, составляя в терригенном девоне от 50 до 70м3/т, а в нижнем карбоне 38-48м3/т. При низких значениях газового фактора содержание азота в газах увеличивается, а содержание метана уменьшается.

Содержание азота в терригенном девоне составляет 5-9%, в верхнефаменском подъярусе и турнейском ярусе оно повышается до 10,5-11%, тогда как содержание метана

уменьшается до 27-31%. Сходный состав имеют газы терригенной толщи нижнего карбона. В мячковском горизонте содержание азота увеличивается до 38%, при этом газовый фактор составил всего 2,05 м3/т. В некоторых пробах попутных газов присутствует сероводород в количестве 0,05-1,5% объемных. Углекислый газ обнаружен во всех пластах, кроме мячковского горизонта. Попутный газ был исследован также на содержание гелия, которое не является кондиционным, так как содержание его в газах нижнекаменноугольных и верхнекамских отложениях по отдельным пластам изменяется от 0,017 до 0,035% объемных, а в девонских отложениях - от 0,032 до 0,058% объемных.

Химический состав пластовых вод Уршакского месторождения изучался по пробам воды из скважин, вскрывших водоносные части пластов.

Пластовые воды представляют собой высокоминерализированные рассолы с содержанием солей 651,30-803,79мг экв. на 100г и удельным весом 1,156-1,189г/см3.. Газосодержание пластовых вод по расчетным данным может составить 0,8-1,1м3/т; объемный коэффициент 1,006 - 1,008; вязкость 1,06- 1,22МПа*с. Сероводород качественно обнаружен в краевых и подошвенных водах пластов верхнего объекта разработки.

 
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти и воды

Параметры

Д1

ДII

C1вв

С1tur

Дбс

1

2

3

4

5

6

Нефть






Давление насыщения, МПа

9,12

9,56

6,3

2,0

8,62

Газосодержание, мз

61,90

64,40

22,0

10,4

55,40

Плотность, кг/мз

854,00

864,00

868,4

800,00

Вязкость, мПа.с

2,55

2,82

12,4

17,4

3,05

Пластовая температура, оС

-

-

18,3

18,0

30,00

Пластовая вода






Газосодержание, мз

2,73

2,73

-

-

-

Минерализация, г/л

275,00

275,00

253,00

244,9

-

Плотность,Ю кг/мз

1190,0

1190,0

1171,0

1166,0

-

Вязкость, мПа.с

1,30

1,30

1,6

1,6

-

Содержание ионов, мг/л:






CI

175,00

175,00

155,5

157,0

169,0

HCO3

0,01

0,01

0,64

0,17

0,01

Ca2+

26,50

26,50

13,8

12,5

27,4

Mg2+

4,80

4,80

5,3

5,9

5,0

Na+K+

77,00

77,00

78,0

72,0

 
 
Таблица 1.3 - Состав разгазированной нефти

Д1

ДII

С1вв

С1tur

Дбс

Вязкость при 20оС, мПа.с

8,7

8,9

32,3

19,7

10,9

Содержание, % масс:






Серы

1,46

1,50

2,8

2,8

1,09

смол силикагелевых

9,70

8,95

12,0

13,0

14,10

Асфальтенов

3,10

4,00

4,2

4,6

2,55

Парафинов

4,80

5,20

3,5

3,7

5,50

Выход фракций, % объем:






до 200оС

26,9

24,1

20,6

20,0

26,3

до 300оС

21,5

20,5

21,3

22,2

47,7

Парафинов

4,80

5,20

3,5

3,7

5,50

Выход фракций, % объем:






до 200оС

26,9

24,1

20,6

20,0

26,3

до 300оС

21,5

20,5

21,3

22,2

47,7


.5 Состояние разработки месторождения

Уршакское нефтяное месторождение является самым крупным объектом добычи нефти в НГДУ "Ишимбайнефть". Доля его добычи 27,3% от общей добычи, фонд скважин 26,4% . По состоянию на 1.01.2010г. на месторождении имеется 310 эксплуатационных скважин, в том числе: 279 - действующие. Фонд нагнетательных скважин составляет 102, в том числе 92 действующих. Также имеется 38 контрольных скважин.

Почти все скважины на Уршакском месторождении эксплуатируются установками штанговых скважинных насосов.

Из всего действующего фонда скважин УШГН, что составляет 280 скважины, только 22 скважины имеют дебит более 5т/сут, причем обводненность этих скважин колеблется от 20 до 50%.

Наличие большого числа малодебитных скважин характерно для последней стадии разработки месторождений, а также для месторождений содержащих жидкость повышенной вязкости, с низкими коллекторскими свойствами пластов и др.

На Уршакском месторождении большинство малодебитных скважин составляют скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, а также пласты Д1 и ДIV девонских отложений.

Максимальный отбор нефти по Уршакскому месторождению достигнут в 1980г. - 1055,2 тыс.т. На 01.01.2007 г темп отбора от начальных балансовых запасов - 2,1%, от начальных извлекаемых запасов - 7,7%. Значительное повышение обводненности произошло в 1983г. с 31,1% до 42,9%, в основном из-за повышения обводненности скважин нижнего объекта

В итоге за 2009г. из месторождения добыто 121,618 тыс.т нефти и 475,069 тыс.т. жидкости. Средняя годовая обводненность по месторождению составила 74,4%. Темп отбора составил 0,9% от начальных и 7% от остаточных извлекаемых запасов. С начала разработки по месторождению добыто 11973,9 тыс.т , что составляет 87,7% от начальных извлекаемых и 24% от начальных балансовых запасов при конечной проектной нефтеотдаче 27,4%.

Добыча нефти за 2009 г. 237 тыс.т, жидкости 781,5 тыс.т. Текущий КИН - 0,24 темп отбора от текущих запасов: балансовых - 3,8 %, извлекаемых - 12,1%.

Средние дебиты: по нефти - 1,9 т/сут, по жидкости - 5,3 м3/сут.

В добывающем фонде находятся 302 скважины, из них 212 действующих, в нагнетательном - 86, действующих - 76 скважин.

В последние годы сокращение действующего фонда происходит из-за высокой обводненности скважин и из-за нехватки оборудования.

Рисунок1.2- Показатели разработки Уршакского месторождения

. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История вопроса

Историю развития микробиологических методов увеличения нефтеотдачи можно считать первый эксперимент по повышению нефтеотдачи микробиологическим методом в 1955 году на одном из приволжских месторождений, который закончился неудачей. Вместо дополнительно добытой нефти из скважины под давлением выделялся сероводород и меркаптаны. Двадцатью годами позже, когда в мире начался биотехнологический бум и добывающие компании обратились к новым методам повышения нефтеотдачи, к проблеме решили вернуться.

В середине 1970-х председатель Госплана СССР Н. Байбаков привлек к разработке методов повышения нефтеотдачи директора Института биохимии и физиологии микроорганизмов Г. Скрябина и академика М. Иванова. Последний предложил использовать для решения проблемы принципиально новую схему.

Еще в середине прошлого века в Институте микробиологии РАН изучали микрофлору нефтяных месторождений. Многолетние исследования позволили выяснить, какие типы бактерий находятся в пластах и каким способом регулировать их численность. Тогда интерес к пластовой микрофлоре был связан с проблемой сероводородной коррозии металлических труб и ухудшением качества нефти. Изучение процесса образования сероводорода при взаимодействии сульфатредуцирующих микроорганизмов и сульфатов, собственно, и привело к идее использовать «нефтяные» бактерии для производства веществ, способствующих вытеснению нефти из пластов.

В качестве экспериментальной площадки необходимо было месторождение, где нагнетаемая вода не содержит сульфатов. Такое месторождение имелось в Татарстане, где Институт

микробиологии РАН ранее уже проводил исследования микрофлоры. На примере месторождений Татарстана были открыты законы функционирования микрофлоры в нефтяном пласте. Кроме того, в регионе началось падение нефтедобычи, поэтому внедрение инновационных методов повышения нефтедобычи было на тот момент актуально.

Новая технология основывалась на механизме, аналогичном процессу образования сероводорода из сульфатов под воздействием микроорганизмов. Только на выходе требовалось получить не сероводород, а соединения, способствующие вытеснению нефти из пласта.

На первом этапе в скважину вместе с водой нагнетали кислород в виде водно-воздушной смеси и минеральные соли азота и фосфора. Они активировали пластовую микрофлору: увеличивались численность, видовое разнообразие и активность бактерий. Попадающие с водой и воздухом в пласт аэробные (живущие при наличии кислорода) бактерии окисляли углеводороды до промежуточных продуктов - низкомолекулярных органических кислот (уксусной, пропионовой, масляной и др.) и спиртов (метанола, этанола и др.).

Затем снова закачивали воду, но уже без кислорода, чтобы доставить образовавшиеся продукты к другим бактериям - анаэробным (живущим без кислорода). Анаэробные бактерии преобразовывали продукты окисления нефти в метан и углекислоту.

Метан при этом снижал вязкость нефти, одновременно повышая локальное давление в пласте. Углекислота также снижала вязкость нефти, но, кроме того, еще и растворяла карбонатные породы, увеличивая таким образом проницаемость пласта и облегчая вытеснение нефти.

Эксперименты длились по 1988 год. Дальше они продолжались в виде опытно-промышленных испытаний. Затем новый метод был принят в эксплуатацию ОАО«Татнефть». Эксперименты показали, что повышение нефтедобычи на разных залежах составляло от 10 до 30 %. В ходе исследований было добыто более 700 тыс. тонн нефти.

2.2 Уровень разработанности проблемы в теории

Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.

В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление.

Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).

Кроме того, некоторые аэробы способны окислять нефть и таким образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав нефти, в более простые.

А некоторые органические вещества, образующиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи, дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть- вода. Наряду со снижением вязкости это способствует более полному нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метанообразующие бактерии, поскольку дополнительное количество метана в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и плотность).

В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всестороннего изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения. Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных условиях, так и при проведении опытного микробиологического воздействия в промысловых условиях, предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности, метанобразующие, в „бескислородных» удаленных зонах.

Таким образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверхности, так и присутствовавших в пласте первоначально.

Наибольше применение на месторождениях Башкортостана имеют:

)        технология селективной закупорки высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий;

)        технология комплексного микробиологического воздействия и их мо-дификации.

В качестве основы для воздействия на остаточную нефть и создания модификацией в качестве базовой технологии использовался активный ил станции биологической очистки сточных вод Башкирского биохимкомбината по производству белково-витаминных концентратов.Технология обработок следующая: сухой активный ил в мешках завозится на скважины. Рабочий раствор биореагента с массовой долей 10% в расчете на сухое вещество готовится в металлической емкости. Для приготовления суспензии ила использовалась закачиваемая в скважину вода. После окончания закачки биореагента скважина вновь подключалась к водоводу.

Встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используют остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пластов (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).

Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от призабойных зон содержание кислорода в закачиваемой жидкости быстро снижается и реакции окисления сменяются анаэробными процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефтей, а также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минерализации активизируют деятельность метанобразующих бактерий.

При обычном заводнении из-за слоистой неоднородности коллектора один из пропластков не принимает воду. При последовательной обработке скважины растворами биополимера и БиоПАВ происходит закупорка высокопроницаемых интервалов и подключение в разработку не работавшего до этого времени интервала. Через определенное время, необходимое на деструкцию биореагентов, профиль приемистости возвращается в исходное положение. Результаты расчетов показали, что закачка биореагентов может повысить конечный КИН на 0,04 и более, а удельный технологический эффект 40 тонн дополнительной добычи на 1м3 биореагента.

Задача повышения эффективности действия БиоПАВ в процессе вытеснения нефти заключается в его нефтеэмульгирующей способности, устойчивости эмульсии во времени и повышение ее вязкости.

Указанная задача решалась тем, что в состав биореагента КШАС и воды добавляли углеводородный растворитель ЖОУ. При этом эффективность состава достигается за счет образующейся при взаимодействии этого состава с нефтью микроэмульсии, способствующей обеспечение низкого межфазного натяжения и смачивающей способности.

Жидкие остатки углеводородов способствуют не только растворению АСПО, но и сохранению устойчивости получаемой микроэмульсии. Технология (БиоПАВ - 7,5м3 и ЖОУ - 7,5м3) продавливали 15 м3 сточной воды

2.3 Уровень разработанности проблемы в практике

Методом контроля эффективности микробиологического воздействия на пласт является учет численности микроорганизмов в пластовой воде добывающих скважин до, и после воздействия. Анализы показывают, что количество отдельных групп микроорганизмов после нагнетания активного ила увеличивается в 10 раз в рассолах.

С целью улучшения нефтевытесняющих свойств биореагента производились добавки стимулятора - мелассы (крупнотоннажного побочного продукта сахарного производства). При добавлении мелассы резко увеличивается доля газообразных углеводородов (до 60-80%), повышается в 1,3-1,5 раза нефтеотдача в модельных образцах. На естественном песчанике наблюдается 2-х кратное увеличение коэффициента вытеснения.

В промысловых условиях технология испытывалась на Бураевском и Добровольском месторождениях. На Бураевском (1987-1988гг.) проведено 15 обработок очаговых нагнетательных скважинах, под воздействием которых находилось 50 добывающих скважин.

Продуктивный пласт - песчаник средней пористости 0,22, проницаемостью 84 мкм2. Месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения. Обводненность скважин 98-99%.Qдопнефти в 1987 году 12,5 тыс.т. (19 добывающих и 5 нагнетательных скважин). На Добровольском месторождении 4 горизонта девона, толщина пластов 1,5-3м, m = 0,15, к = 0,12-0.56 мкм2. в 1987 обработали одну нагнетательную скважину с консервацией скважины после обработки на 12 часов. Qдоп - 600 тонн. В АНК «Башнефть» на 20 месторождениях проведено более 250 обработок (на 01.01 1997г) и охвачено воздействием более 1300 добывающих скважин. Σдоп=266 тыс.т (960 тонн от 1 обработки).

2.4 Расчетная часть

Проектирование процесса закачки воды, определение числа нагнетательных скважин.

Исходные данные:

Количество нефти, извлеченной из залежи Qнд=11300 т/сут;

Количество воды, извлеченной из залежи Qв=5400 т/сут;

Пластовое давление Pпл=8,7 Мпа;

Коэффициент растворимости газа в нефти α=5 м3/(м3* МПа);

Пластовая температура Тпл=300 К ;

Объемный коэффициент нефти bн=1,15 д.ед.;

Объемный коэффициент воды bв=1,01 д.ед.;

Плотность дегазированной нефти ρнд=852 кг/м3;

Плотность нагнетаемой воды ρв=1170 кг/м3;

Стоимость нагнетательной скважины Сс=600000 руб;

Коэффициент приемистости скважины Κпрм=50 м3/(сут*МПа);

Глубина скважины Lс=1500 м;

Время работы нагнетательной скважины t=13 год;

КПД насосного агрегата η=0,7 д.ед.;

Коэффициент сверхсжимаемости z=0,87 д.ед.;

Газовый фактор, G0=58 м33.

1.      Определяем давление на устье нагнетательной скважины:

МПа; (2.1)

где Сс - стоимость нагнетательной скважины, руб.;

Кпрм - коэффициент приемистости скважины, д.ед;

t - время работы нагнетательной скважины, год;

w - энергетические затраты на нагнетание 1 м3 воды при повышения давления на МПа,кВт-ч (w=0,27руб.);

Сст -стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, (Сст=0,15 руб.);

Рпл - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа;

Ртр - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа;

Рст - гидростатическое давление воды в скважине глубиной Lс , МПа;

Определяем давление гидростатического столба жидкости:

МПа; (2.2)

где Lс - глубина скважины, м;

ρв - плотность нагнетаемой воды, кг/м3.

 

 

.Определяем давление на забое нагнетательной скважины:

 , МПа; (2.3)

Величину Ртр можно принять равное 3 МПа.

 

Необходимое количество закачиваемой воды:

м3/сут; (2.4)

где Vнпл - объем добываемой из залежи нефти приведенным к пластовым условиям, м3/сут;

Vгсвпл - объем свободного газа в пласте при Рпл и Тпл, который добывается вместе с нефтью за сутки, м3/сут;

Vвпл - объем добываемой из залежи воды, м3/сут.

Объем нефти добываемой из залежи :

 м3/сут; (2.5)

где Qнд - количество нефти, извлеченной из залежи, т/сут;в - объемный коэффициент воды, д.ед.;

ρнд - плотность дегазированной нефти, кг/м30.

 

Объем свободного газа:

 м3/сут; (2.6)

где G0 - газовый фактор, м33;

α - коэффициент растворимости газа в нефти, д.ед;

z - коэффициент сверхсжимаемости, д.ед;

Р0 - атмосферное давление (Р0=0,1МПа);

Тпл - пластовая температура, К.

 

Объем воды:

 м3/сут;   (2.7)

где Qв - количество воды, извлеченной из залежи, т/сут;

bв - объемный коэффициент воды, д.ед.;

ρв - плотность нагнетаемой воды, кг/м3;

 

 

.Определяем объем закачки воды в одну нагнетательную скважину:

Qвн=Kпрм⋅(Pзабн-Pпл ), м3/сут;    (2.8)

Qвн=50⋅(38,2-8,7)=1479,95м3/сут

Тогда число нагнетательных скважин:

=Vв/Qвн                                       (2.9)

 =27014,5/1479,95=18 скв.

2.5 Экологическая безопасность

Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса исследований) должен проводиться на основе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На стадии выявления и подготовки к поисковому бурению основное внимание необходимо обращать на комплексирование различных методов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек различного типа (как структурных, так и неантиклинальных).

На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. С тем, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть «принцип негативной оценки перспектив нефтегазоносности» - т.е. всякий объект должен считаться перспективным, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.

В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.

Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера - в газах, тяжелые металлы - в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн м3/год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.

Основным видом работ при поисках и разведке месторождений нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.

Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, необходимо применять все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных ценностей. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного участка, согласно техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км2.

Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.

При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (например калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).

К загрязнению поверхности и большим потерям приводит открытое фонтанирование скважин. Особую опасность оно представляет в случае наличия в нефти или газах сероводорода. Весьма опасными являются грифоны, образующиеся в результате прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования - весьма сложная техническая задача. Необходимо не только прекратить фонтанирование воды и газа через устье, но и исключить возможные перетоки флюидов в открытом стволе или за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к потерям пластовых вод, которые как правило содержат целый комплекс полезных компонентов и часто являются целебными, но и к порче почв и угодий.

При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники

.Мищенко И.П. Расчеты в добыче нефти / И.П. Мищенко - М., Недра,2008. - с. 295.

. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В.Покрепин- Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2008.- с. 192.

. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В.Покрепин - Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2010.- с. 495.

. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.- 308 с

Интернет-ресурсы:

.        Издательство Центрлитнефтегаз. - Режим доступа: http://centrlit.ru/

2.      Книги по нефти и газу. - Режим доступа: <http://neftebook.ru/index.php>/

.        Журнал «Нефтяное хозяйство». - Режим доступа: http://www oil-undustry.ru/

4.      Подборка материалов о газовой и нефтяной промышленности, технологиях производства нефти. - Режим доступа: http://www.gosgaz.ru/

Похожие работы на - Уршакское месторождение

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!