Общие сведения о месторождении

Введение

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Расчёт технологических показателей разработки - очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование изменений технологических показателей разработки во времени. В настоящее время создано несколько десятков методик расчётов технологических показателей разработки, которые могут быть применены для Ерсубайкинского месторождения.

В курсовой работе выполнен анализ разработки Ерсубайкинского месторождения. Исходя из полученных результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности изменения показателей разработки в зависимости от применяемых систем воздействия и геологической особенности строения площади, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.

Геолого-физическая характеристика РНМ

Основные параметры пласта

Франский ярус. Пашийский и кыновский горизонты

Отложения пашийского и кыновского горизонтов представлены песчаниками и алевролитами.[8]

Сложены пласты алевролитами неравномерно песчанистыми, светло-серыми, коричневыми, кварцевого состава, среднесцементированными, неравномерно нефтенасыщенными. Среди алевролитов отмечаются прослои песчаников алевритистых.

В результате микроисследований установлено, что порода состоит из зерен кварца размером 0, 05-0, 1 мм (60-85%), среди которых располагаются песчаные зерна размером 0, 1-0, 3 мм (5, 0-25, 0%). Зерна кварца полуокатанной, угловатой формы, упаковка средняя, участками уплотненная.

Зерна кварца округлой формы, угловато-окатанные, упаковка их средняя. Структура порового пространства межзерновая. Сообщаются поры тонкими соединительными канальцами. Размер пор в среднем 0, 07-0, 2 мм реже до 0, 25 мм. Тип коллектора поровый.

За граничные значения, разделяющие терригенные породы пашийского и кыновского горизонтов на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, в последнем пересчете запасов нефти были приняты: К_пр.гр= 6 · 10^-3 мкм², К_п.гр = 14 %.

Турнейский ярус

Турнейский карбонатный резервуар по месторождению сложен исключительно известняками, коричневато-серыми, коричневато-светлосерыми, в разной степени нефтенасыщенными.

Микроскопические исследования показали, что среди карбонатных пород турнейского яруса преобладают полидетритово-сгустковые известняки, отдельными прослоями встречаются комковатые разности.

По химическому составу известняки доломитистые, слабо глинистые: Текстура известняков массивная, неясно слоистая, реже тонкослоистая и плитчатая. Сложены породы на 60-70% сгустками, комочками пелитоморфного кальцита и перекристаллизованным органогенным детритом (водоросли, криноидеи, брахиоподы). Сцементированы известняки тонко- и мелкозернистым кальцитом. Цемент поровый, составляет 10-20% породы.

Структура порового пространства межформенная. Поры многочисленные, седиментационные, изометричные по форме. Размер их варьирует в пределах 0, 01-0, 12 мм, иногда отмечаются поры, увеличенные выщелачиванием до 0, 25-0, 4 мм. Путями фильтрации являются тонкие соединительные канальца или системы наклонных, горизонтальных микротрещин, раскрытостью 0, 02-0, 05 мм, редко единичные макротрещины. В разрезах трещиноватость отмечается, в основном, в известняках из уплотненных прослоев. Известняки неоднородные по коллекторским свойствам, что обусловлено как седиментационными причинами, так степенью прошедших процессов перекристаллизации, грануляции и выщелачивания. Их пористость – от 1, 3 до 21, 1%, газопроницаемость – от 5 до 1881, 2∙ 10^-3 мкм²

Литолого-петрографические и лабораторные исследования позволяют классифицировать продуктивные карбонатные породы яруса в эффективной нефтенасыщенной части, как поровые, трещинно-поровые, среднеемкие, среднепроницаемые коллекторы. Коллекторские свойства, определенные по керну и ГИС, оказались схожи.

Таким образом, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объем пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 5∙ 10^-3мкм²; К_п.гр=9, 5 %.

Визейский ярус. Бобриковский и тульский горизонты

Продуктивные пласты яруса, особенно их эффективные нефтенасыщенные прослои, сложены, в основном, слабо сцементированными (до рыхлых) алевролитово-песчаными породами; керн из пластов выносится в небольшом количестве, которого недостаточно для характеристики пластов-коллекторов тульского и бобриковского горизонтов каждого в отдельности.

Поэтому, учитывая все вышеизложенное, вполне правомерно ограничиться объединенной литолого-коллекторской характеристикой нефтеносных пластов визейского яруса данного месторождения в целом.

Башкирский ярус

Башкирский карбонатный резервуар на месторождении сложен известняками коричневыми и коричневато-серыми, органогенными, равномерно и прослоями пятнисто нефтенасыщенными.

Микроскопические исследования показали, что разрез яруса сложен известняками полидетритово-фораминиферовыми, комковатыми и кристаллическими. Текстура известняков массивная. Органогенные разности сложены раковинами фораминифер, водорослями, криноидеями, обломками брахиопод. Размер форменных элементов от 0, 1 до 0, 6 мм.

Комковатые известняки на 60-70 % состоят из комочков пелитоморфного кальцита размером 0, 15-0, 5 мм и органогенного детрита. Кристаллические известняки сложены разнозернистым кальцитом, чаще тонко и мелкозернистой размерности.

Известняки сцементированы микро- и тонкозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, участками базальный, количество – 10-35 %.

Структура порового пространства межформенная или межзерновая. По генезису поры седиментационные, иногда расширенные процессами выщелачивания. Размер пор 0, 01-0, 15 мм, распределение неравномерное, сообщаемость посредством тонких микроканальцев.

По лабораторным данным открытая пористость карбонатных пород изменяется от 0, 2 до 24, 7 %, газопроницаемость от 0, 02∙ 10^-3 до 2022, 3∙ 10^-3 мкм², остаточная водонасыщенность от 9, 2 до 76, 6 %. Средние значения пористости 9, 56 % и проницаемости 121, 8∙ 10^-3 мкм² позволяют классифицировать карбонатные породы яруса, в целом, как низкоемкие, высокопроницаемые коллекторы порового типа. В целом, разрез башкирского яруса неоднороден по коллекторским свойствам и представлен переслаиванием пористо-проницаемых и уплотненных карбонатных пород. Наличие в перекристаллизованных, иногда сульфатизированных известняках, слагающих плотные прослои, эффективных микро- и макротрещин с примазками нефти позволяет предположить гидродинамическую связь между пористо-проницаемыми прослоями и массивным типом залежи. До 2007 года керн был отобран в единичных скважинах из водонасыщенного коллектора. Только в скважине № 4949, пробуренной в 2007 году, керн поднят из нефтенасыщенных прослоев (всего два образца). По результатам исследований керна и по ГИС коллекторские свойства оказались схожи.

Таким образом, учитывая всё сказанное, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы башкирского яруса на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=2, 5·10^-3 мкм²; К_п.гр=9%.

Верейский горизонт

Материалом для изучения вещественного состава и коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта послужил керн, отобранный в скважинах № 2096, 6931, 10894, 11701, 4882, 10901, 10902.

Микроскопические исследования показали, что среди карбонатных пород горизонта преобладают полидетритово-фораминиферовые и комковатые разности известняков. Прослоями встречаются раковинные песчаники и микрозернистые известняки.

Сложены породы раковинами фораминифер, комочками пелитоморфного или микрозернистого кальцита, органогенным детритом. Текстура известняков массивная, реже тонкослоистая.

Цемент (10-40 %) – микро- тонко- и мелкозернистый кальцит и глинистый материал, тип его поровый, крустификационный, реже базальный (уплотненные прослои).

Известняки неравномерно пористы. Структура порового пространства межформенная, внутриформенная, межзерновая. По происхождению они первичные, иногда увеличены процессами выщелачивания. Размер пор от 0, 03 до 0, 8 мм, форма неправильно изометричная, удлиненная. Сообщаются они тонкими канальцами или за счет слияния. В большинстве поры открытые, несут следы нефти, в отдельных прослоях поры в известняках полностью или частично заполнены глинистым веществом или вторичным кальцитом.

По лабораторным данным значения пористости водоносных известняков колеблется от 0, 8 до 26, 2 %, газопроницаемости от 0, 01∙ 10^-3 до 458∙ 10^-3 мкм². Средние значения параметров для горизонта, в целом, составляют: К_п – 9, 7 %, К_пр– 40, 6∙ 10^-3 мкм², что позволяет отнести к низкоемким, высокопроницаемым коллекторам. В скважине № 4949 был отобран керн из продуктивной части (три образца). Проницаемость по керну в 4 с лишним раза выше, чем по ГИС. По анализу эксплуатации верейских пластов на данном этапе можно сделать вывод о том, что они низкопроницаемые: дебиты нефти нерентабельно низкие по всем скважинам, которые были в работе.

Таким образом, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы верейского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 6·10^-3 мкм²; К_п.гр=8%.

Каширский горизонт

Каширский горизонт данного месторождения не охарактеризован керном. Поэтому ее краткая литолого-петрографическая и коллекторская характеристика дается по аналогии с довольно хорошо изученными многочисленными залежами месторождений западного склона Южно-Татарского свода.

На изученных месторождениях разрезы горизонта сложены известняками органогенно-детритовыми, комковатыми, тонко- и микрозернистыми с подчиненными прослоями доломитов тонко- и микрозернистых.

Для данного горизонта характерны известняки с мелкодетритовой и комковатой структурой. Органогенный детрит нередко составляет 70-90 % от всей массы породы. Размер его 0, 1-1, 0 мм. Преобладают остатки фауны размером 0, 1-0, 4 мм. Цемент контактово-поровый. Представлен разнозернистым кальцитом, количество изменяется от 10 до 30 %.

Емкостью в известняках являются межзерновые, реже внутриформенные и межзерновые (в цементе) поры размером 0, 01-0, 4 мм (с преобладанием 0, 05-0, 3 мм), участками увеличенные выщелачиванием до 0, 5-0, 6 мм. Распределение пор неравномерное.

По аналогии с другими месторождениями западного склона Южно-Татарского свода коллекторы относятся к высокоемким среднепроницаемым коллекторам порового типа.

Что касается уплотненных прослоев, то они представлены микрозернистыми, массивными, мергелевидными, прослоями доломитизированными известняками. Пористость их изменяется от 1, 5 до 8, 6 %, газопроницаемость – от 0 до 0, 42·10^-3 мкм².

Коллекторские свойства изучены только по ГИС.

Таким образом, учитывая всё сказанное, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы каширского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 5·10^-3 мкм²; К_п.гр=10%.

Нефтенасыщенность пласта— содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём т.н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения b_выт, и выражается nн=n_нo(1-Я_выт), где n_нo — начальная нефтенасыщенность.

Анализ выработки пластов

На 01.01.2012 г. из продуктивных пластов месторождения отобрано 6705 тыс.т нефти или 39, 1 % от НИЗ категории В+С₁ при текущем коэффициенте нефтеизвлечения равном 0, 152 д.ед. Жидкости добыто 9062, 9 тыс.т. Водонефтяной фактор достиг величины 0, 35. Основные объекты эксплуатации месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды. С начала разработки в продуктивные пласты месторождения закачано 8850, 6 тыс.м³ воды, отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 74, 6 %.

В 2011 г. добыча нефти по месторождению составила 329, 2 тыс.т, добыча жидкости – 483, 9 тыс.т при средней обводненности добываемой продукции 32, 0 %. Темпы отбора от начальных и текущих извлекаемых запасов составили 1, 9 % и 3, 1 %, соответственно. Закачано воды 478, 6 тыс.м³. Текущая компенсация отбора закачкой составила 88, 8 %. Среднесуточный дебит нефти составил 3, 6 т/сут, жидкости - 5, 4 т/сут.

В целом по месторождению в 2011 г. добыто 5, 6 млн.м³ газа, использование растворенного газа составляет 18 %.

Охрана труда при РНМ

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).[10]

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.

Значительный ущерб может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях снижение давления газовой шапки приводит к потерям при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах снижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) приводит к выпадению в жидкую фазу и потере тяжелых углеводородов.

Поисково-разведочное бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН), который составляется для каждой скважины до начала ее бурения и является основным документом, которым руководствуются во время работы. В ГТН приводятся интервалы глубин, в которых возможны осложнения в процессе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению.

Геолого-техническим нарядом определяется конструкция скважины, которая позволила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы герметичность колонны и высокое качество их цементирования.

Поисковые и разведочные скважины, если необходимо приостановить работы по их строительству или исследованию, могут временно консервироваться. К консервации скважин прибегают в том случае, когда из-за невозможности подъехать к буровой или из-за нарушения устья скважины невозможно продолжать бурение, или при получении промышленного притока для ожидания обустройства и ввода в опытную эксплуатацию. Во избежание аварий и осложнений после расконсервации такие скважины необходимо надлежащим образом обработать и оборудовать. Ствол скважины, которую собираются вводить в эксплуатацию после расконсервации, заливают глинистым раствором, который может быть обработан поверхностно-активными веществами, а верхняя часть ствола (до 30 м) заполняется нефтью.

По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая — опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие свое назначение и оказавшиеся после бурения непродуктивными. Вторая группа — эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в неблагоприятных геологических условиях. В третью группу входят скважины, которые не могут использоваться по техническим причинам из-за низкого качества проводки или аварий в процессе бурения. К четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, дальнейшее использование которых невозможно или нецелесообразно вследствие полного обводнения или падения дебита ниже предельно рентабельного.

Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех норм и требований по охране недр. При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого позволяет создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных залежей и горизонтов с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн.

Для предотвращения загрязнения земель в районе бурящейся скважины нефтью, мазутом, буровым раствором и шламом сооружаются отстойники и амбары и проводится обваловка территории буровой скважины. После завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные пути к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, грязевые приемники и земляные амбары засыпают, территорию буровой очищают от металлических, бетонных и деревянных предметов и выравнивают, а затем по акту передают соответствующим местным организациям.

Объемы и методика работ по охране окружающей среды при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ контролируются природно-климатическими условиями. На территории Российской Федерации выделены три типа ландшафтно-климатических зон — аридная, гумидная и криогенная.

Криолитозона — зона развития мерзлых пород занимает обширные зоны на севере Тимано-Печорской, Западно-Сибирской и Восточно - Сибирской нефтегазоносных провинций.

Аридная зона развита лишь на крайнем юго-востоке Европейской части Российской Федерации, в основном в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Гумидная зона развита на значительной площади территорий Северокавказско-Мангышлакской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской нефтегазоносных провинций.

Особое внимание следует уделять охране природы при ведении поисково-разведочных работ в криолитозоне. Окружающая среда в зоне развития мерзлых пород наиболее уязвима к проведению таких видов работ, как бурение и испытание скважин, сейсморазведка, строительство и эксплуатация дорог и нефте- и газопроводов. Естественная геоэкологическая обстановка трудно восстанавливается, возможна активизация криогенных геологических процессов (термокарст, пучение, заболачивание), физическая деградация верхних горизонтов много лет немерзлых пород. Для сохранения много лет немерзлых грунтов в зонах работы буровых установок необходимы специальные фундаменты, предусматривающие искусственное охлаждение и сохранение естественного холода в их нижней части, что позволяет предотвратить растаивание мерзлого грунта в основании буровой установки в течение всего периода бурения.

При работах в тундровой зоне основными причинами нарушения почвенного покрова являются вынужденное частичное использование гусеничной техники в бесснежный период и отсутствие специальной транспортной техники с низким давлением на грунт. Ввиду того, что используемая техника приводит к разрушению почвенного покрова тундры, здесь необходим транспорт высокой проходимости на большеобъемных шинах с минимальным давлением на грунт, который практически не вызывает нарушений почвенно-растительного слоя и предохраняет мерзлоту от развития нежелательных криогенных процессов.

Заключение

Проведенный анализ состояния разработки и степени выработанности Ерсубайкинского месторождения показывает, что данная площадь находится в заключительной четвертой стадии разработки.

Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуется внедрение специальных методов по повышению нефтеотдачи. Таким образом, будущее развитие методов нефтеизвлечения надежно обеспечено год от года трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Следовательно, в дальнейшем для интенсификации добычи нефти на объектах рассматриваемой площади рекомендуется продолжить применение технологий увеличения нефтеизвлечения, и согласно геологическим особенностям, основные мероприятия должны быть направлены на вовлечение в активную разработку запасов высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов, а также тяжелых и вязких нефтей.

Извлекаемые запасы составляют 5191 тыс. тонн нефти. С начала разработки из продуктивных пластов горизонтов добыто 5122 тыс.т или 98 % от НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0, 19. Годовая добыча нефти всего 279311, 355 т. Средняя обводненность добываемой продукции 88%. Годовая закачка воды 3031459, 24 м³.

Литература

Государственные стандарты

1. ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

2. ГОСТ 28388-89 Система обработки информации. Документы по носителям данных. Порядок выполнения и обращения.

3. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

4. ГОСТ 106-96 ЕСКД. Текстовые документы.

Нормативная литература

5. Геологический отчет НГДУ «Ямашнефть» за 2012 год.

6. Экологическая программа ОАО «ТАТНЕФТЬ» 2000-2015.

7. Методические указания по РНГМ.

8.Технологическая схема разработки Ерсубайкинского месторождения. Бугульма, ТатНИПИнефть, 2010.

Учебная литература

9. Донцов К.М.. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2011.

10. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.

М: Ин-Фолио, 2012.

Введение

Общие сведения о месторождении

Ерсубайкинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Республики Татарстан, основная часть его находится в пределах Альметьевского административного района, лишь небольшой участок в 1, 4 кв.км расположен на землях Заинского района. Площадь участка недр лицензионной территории составляет 106 кв. км, протяженность её с севера на юг 14 км при ширине 7, 6 км.[8]

Транспортно-экономическое положение района работ достаточно благоприятное. Месторождение расположено в 38 км западнее крупнейшего нефтяного центра федерального значения - города Альметьевска. В 24 км к северо-востоку от месторождения находится станция Русский Акташ магистральной железной дороги, соединяющей город Бугульму на юге республики и город Агрыз на севере. В непосредственной близости от северо-восточной границы месторождения, проходит асфальтированная автомобильная дорога республиканского значения Альметьевск - Чистополь. Благоприятными факторами являются также: обустроенность района, наличие в 21 км севернее, газонефтепровода, энергетической базы, путей сообщения и близость ряда нефтяных месторождений. Ерсубайкинское месторождение граничит с крупными разрабатываемыми месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ: с севера - Березовским, с востока к нему примыкает Ново-Елховское, с юга Урмышлинским, с запада - Сиреневским, с юго-запада Беркет-Ключевским (рисунок 1).

Электроэнергию району поставляет Заинская ГРЭС. Снабжение осуществляется линиями электропередач.

В пределах месторождения и в непосредственной близости от него, кроме основного полезного ископаемого - нефти, имеется строительно-минеральное сырье. По запасам эти месторождения небольшие, но интенсивно разрабатываются предприятиями нефтяной промышленности.

В орогидрографическом отношении район месторождения расположен в восточной части западного Закамья и приурочен к водоразделу рек Шешма и Кичуй, впадающих в реку Каму. Водораздел шириной 10-15 км протягивается с юго-востока на северо-запад, понижаясь в этом направлении, в сторону долины реки Камы. Юго-восточная его часть наиболее приподнятая - абсолютные отметки достигают здесь 234 м; к северо-востоку поверхность водораздела понижается до 145-150 м.

Водораздел представляет собой холмистое плато с аккумулятивно-структурными формами рельефа, расчлененное рекой Багряжкой и её притоками, а также мелкими ручьями и оврагами на более мелкие междуречные пространства.

Почвы в районе месторождения преимущественно черноземные. Лесные массивы распространены почти повсеместно и занимают основную часть участка лицензии. Небольшая часть территории отведена под пахотные земли.

Район месторождения, как и вся территория Республики Татарстан, расположен в зоне умеренного континентального климата, с холодной зимой и относительно жарким летом. Средняя температура января минус 13-15⁰С, в отдельные годы минимальная температура опускается до минус 35-40⁰С. Самые холодные месяцы - январь, февраль. Самым теплым месяцем является июль, с максимальной температурой плюс 35⁰С, а средняя температура летом составляет плюс 18-19⁰С. Среднегодовая температура равна плюс 2, 8⁰С. Число дней со снежным покровом – 150. Безморозный период составляет 125 дней. Среднегодовая норма осадков составляет примерно 400-450 мм. Наибольшее количество осадков выпадает за теплый период с апреля по ноябрь: от 280 до 300 мм. Преобладающее юго-западное направление ветров определяется общими воздушными потоками, характерными для всей Восточной Европы.

Рисунок 1 – Обзорная карта месторождения

Условия водоснабжения района месторождения благоприятные. Гидрографическая сеть представлена рекой Кичуй с её притоками, протекающей рядом с восточной границей лицензии, и Багряжкой (притоком реки Шешмы). Снабжение месторождения водой для технических нужд обеспечивается за счет поверхностных водотоков. Для питьевых целей используются подземные воды пермских отложений.

12 3 4 5 6 Следующая ⇒