Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

    2. Нефтепромысловая геология. Геолого-физическая  характеристика Кузбаевского месторождения

    Стратиграфия

    За  основу стратиграфического разреза  принята унифицированная схема  стратиграфии и корреляции среднего и верхнего палеозоя Русской платформы  – 1989 г. Большую часть разреза  Кузбаевского месторождения составляют палеозойские отложения, на которых залегают пятнами четвертичные и неогеново-палеогеновые отложения, подстилают их отложения вендского комплекса. Разрез палеозоя (сверху вниз) начинается с уфимского яруса пермской системы и заканчивается живетским ярусом среднего девона. В основном разрез сложен карбонатными отложениями морского происхождения. Терригенные породы слагают уфимский ярус верхней перми, нижнюю часть визейского яруса - терригенную толщу нижнего карбона (ТТНК), нижнюю часть верхнего девона – кыновский и пашийский горизонты и средний девон.

    Тектоника

    В региональном тектоническом плане  Кузбаевское месторождение расположено в северо-западной краевой части Башкирского свода.

    Таблица 1

          

    Тектоническое строение нижнего карбона достаточно полно изучено как поисково-разведочными, так и эксплуатационными скважинами. В центральной части месторождения  располагается валообразная структура  субширотного простирания – это  собственно Кузбаевская структура. Структура имеет неправильную форму, расширяющуюся с запада на восток. Форма структур нижнего карбона и их простирание не имеет закономерностей, так как они являются складками облегания рифовых построек верхнего девона, строение которых непредсказуемо.

    По  среднему карбону отмечаются те же структуры. Наблюдается уменьшение амплитуды поднятий. Форма их более расплывчатая, однако в большинстве случаев сохраняется такая же, как в тульском горизонте. Таким образом, наблюдается совпадение структурных планов нижнего и среднего карбона.

    При сравнении структурного плана нижнепермских  отложений с нижележащими среднего и нижнего карбона наблюдается сглаживание структурных форм, уменьшение амплитуд поднятий. Появляются новые поднятия, которые на нижележащих горизонтах не прослеживаются. Полного совпадения структурных планов не наблюдается.

    2.1. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных

    объектов  Кузбаевского месторождения

    Под разработкой нефтяного месторождения  понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплутационным скважинам при определенном размещении последних на площади, очередности их ввода в эксплуатацию, установления и поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

    Основными элементами в системе разработки каждой залежи являются схема размещения и плотность сетки эксплутационных  скважин на площади.

    При разработке залежей с неподвижным  контуром нефтеносности скважины размещают равномерной сплошной сеткой по всей площади залежи. Расстояние между скважинами выбирают в зависимости от геолого-технических условий. И экономических соображений.

    На  нефтяных залежах с напорными  режимами скважины располагают рядами, параллельными перемещающимся контурам: при газонапорном режиме-параллельно контуру газоносности; при водонапорном - контуру водоносности.

    Расстояние  между рядами скважин для каждой конкретной залежи может быть постоянным  или изменяться от ряда к ряду. Расстояние между скважинами в ряду также может быть одинаковым для всех рядов или различным для каждого из них. Эти расстояния устанавливают при составлении проекта разработки залежи.

    Другим  важным фактором в системе разработки  каждого нефтяного месторождения является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из месторождения за определенный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на каждый конкретный пласт, средние дебиты их, а следовательно, и текущая добыча могут быть самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.

    Естественные  условия, определяющие запас пластовой  энергии в залежи, не всегда могут  обеспечить высокие темпы отбора нефти из нее в связи с быстрым снижением пластового давления. Для улучшения условий разработки залежи, как правило, создают искусственный напорный режим. С этой целью закачивают в пласт воду или газ для поддержания высокого пластового давления.

    При разработке нефтяных залежей с применением  методов искусственного воздействия на пласты обычно применяют разряженные сетки скважин с областью дренирования, приходящейся на каждую скважину, 12-60га и более в зависимости от геолого-физических условий залежи.

    Следовательно, система разработки каждой нефтяной залежи может быть самой различной  как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпам отбора жидкости. Кроме того, нефтяную залежь можно разрабатывать с применением методов искусственного воздействия на залежь или без применения этих методов. Сами методы искусственного воздействия  также могут быть различными как по виду рабочего агента, так и по схеме размещения нагнетательных скважин.

    2.2. Состояние разработки Кузбаевского нефтяного месторождения

    За  отчетный год общий фонд скважин  возрос на 37 единиц, в т.ч. за счет эксплуатационного  бурения – 32 и разведки – 6, 1 скважина передана в  Управление по добыче нефти. Фонд скважин представлен в   таблице 2. 
 
 
 

Таблица 2

     

    Добыча  нефти осуществлялась преимущественно  механизированным способом. Распределение действующего фонда скважин по способам эксплуатации, удельного веса в добыче приведено в таблице 3:

      Суточная добыча нефти за год увеличилась на 258 т/с, на 1.01.2007 г.составила 5855 т/с. Темп отбора от начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, утвержденных ЦКЗ РФ, соответственно равен 0.34 % и 1,01 % от текущих  извлекаемых запасов 3,01  %.

    Таблица 3

     

    В целом по филиалу  (см.таблицу)  уменьшение добычи нефти составило 12,5 т.тн. Увеличение годовой добычи произошло на Четырманском месторождении на 14,7 т.тн..Кузбаевском на 3,2 т.тн, Игровском- 0,3 т.тн, Старцевском –0,8 т.тн, Гарном –6,5 т.тн, Хмелевском- 2.1 т.тн, Краснохолмском –0,3 т.тн., Львовском-1.2 т.тн Горьковском-2,5 т.тн, Кармановском- 3,7 т.тн.

    Рост  добычи нефти на этих месторождениях обусловлен внедрением методов увеличения нефтеотдачи пластов,проведением геолого-технических мероприятий по увеличению отборов, отключению обводненных пластов и переходу на другие объекты эксплуатации, а также вводом новых добывающих и нагнетательных скважин.

    Снижение  уровня добычи нефти произошло на Орьебашском месторождении на 13.9 тыс.тн, Югомашевском на 4,9 тыс.тн, на Бураевском на 17.2 тыс.тн, Надеждинском на 3,0 тыс.тн, Татышлинском на 3,7 тыс.тн , Воядинском на 0,9 т.тн., Байсаровском на4,2 т.тн. Снижение добычи нефти по данным месторождениям обусловлено ростом обводненности  добываемой продукции, выводом в бездействие экологически опасных нагнетательных скважин. 

    Распределение объемов добычи нефти по горизонтам приведено в таблице:

    Таблица 4