1
ВВЕДЕНИЕ...........................................................................2
1.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКЛЯ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА...............~............4
ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ ...............................
1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.............................................4
1.2.СТРАТИГРАФИЯ................................................................6
1.2.1 Пермская система........................................................7
1.2.2. Каменноугольная система................................................7
1.2.3. Девонская система......................................................8
1.3 ТЕКТОНИКА..................................................................10
1.3.1. Месторождения Южно-Татарского свода...................................13
1.3.2. Месторождения юго- восточного склона Восточно-Европейской платформы...14
1.4. НЕФТЕНОСНОСТЬ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ..............................18
1.4.1. Особенности геологического строения и нефтеносности месторождений.....22
1.4.2. Характеристика геолого-физических и физико-химических свойств пластов.47
2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ..............................................54
2.1. ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ГРУППИРОВАНИЯ И ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ...........55
2.2.ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОМ ГЛАВНЫХ КОМПОНЕНТ................60
2.2.1. Группирование объектов разработки ..,.................................62
3.ЛНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ..........................70
3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАСОВ..............................................70
3.2. АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ В ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУППАХ ОБЪЕКТОВ 75
4.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.............................83
4.1.ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОБЪЕКТОВ......................83
4.2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.......................100
4.3. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ............121
5.ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ...........................................................133
5.1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ....................................................................133
5.1.1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Циклическое заводнение с изменением направления фильтрационных потоков.....................................133
5.1.2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи......................136
5.1.3. Биологические методы увеличения нефтеотдачи..........................141
5.2. АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ...........................................147
5.3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИРОСТА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ В ВЫДЕЛЕННЫХ ГРУППАХ ОБЪЕКТОВ ЗА СЧЕТ ШИРОКОМАСШТАБНОГО ПРИМЕНЕНИЯ МУН..........................151
5.4 ПРОГНОЗ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИМЕНЕНИЯ РЕКОМЕНДУЕМЫХ МУН 155
ПРИЛОЖЕНИЯ..................................................................... 158
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
166
2
ВВЕДЕНИЕ
Современный этап развития нефтегазового комплекса Республики Башкортостан характеризуется устойчивой тенденцией к снижению уровней добычи нефти, увеличению обводненности продукции, ухудшению структуры извлекаемых запасов, росту энергозатрат в процессах нефтеизвлечения, обострению экологической обстановки в районах нефтегазодобычи. В сложившихся условиях, когда естественное падение добычи не компенсируется соответствующим приростом запасов за счет открытия новых месторождений, стабилизировать ситуацию можно путем увеличения степени извлечения нефти из недр за счет применения новейших технологий доразработки месторождений. Эффективность их использования в значительной мере определяется надежностью геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов воздействия на пласты на поздней стадии разработки месторождений. Аналогичные проблемы актуальны и для месторождений юго-запада Башкортостана.
Месторождения рассматриваемого региона в тектоническом отношении располагаются в пределах таких структур первого порядка как Южно-Татарский свод и юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы. В пределах всей группы, состоящей из 16 месторождений, выделяются 69 эксплуатационных объекта, из которых 37 представлены терригенными отложениями, 32 - карбонатными, характеризующимися значительной вариацией гео-лого-физических и физико-химических параметров пластов и систем воздействия.
За время эксплуатации рассматриваемых объектов накоплен значительный опыт в реализации различных технологических решений в области разработки этих месторождений, в том числе и с применением гидродинамических, физико-химических, биогео-технологических и виброволновых методов увеличения нефтеотдачи пластов.
В этой связи весьма актуальными являются систематизация и обобщение накопленного опыта по разработке нефтяных месторождений данного региона Башкортостана, геолого-технологическое обоснование стратегических направлений доизвлечения остаточной нефти с целью повышения эффективности выработки запасов за счет применения ресурсосберегающих процессов нефтедобычи.
15
сопряженные сколы типа узких расщелин субширотного простирания. Как правило, нарушения подобного типа отделяют друг от друга залежи нефти с самостоятельными водонефтяными контактами.
Юго-восточный блок Дсмско-Ссргссвского грабена осложнен многочисленными оперяющими нарушениями. Ступенчатые погружения слоев паший-ского горизонта происходят в северо-восточном направлении. По вышележащим горизонтам начиная от фаменского до кунгурского яруса, наличие разных нарушений подобно пашийским не наблюдается.
В пределах восточного борта Демско-Сергсевского грабена располагаются Дсмскос, Сатаевское, Шафрановское, Расвское, Акссновское месторождения.
Демское нефтяное месторождение - расположено на восточном склоне Южно-Татарского свода. Основным тектоническим элементом но терригенному девону является Демско-Сергеевский грабен, ограничивающий месторождение с северо-запада. Кровля основной маркирующей поверхности пашийского горизонта в пределах месторождения погружается с севера на юг на 200м. На фоне общего погружения выделяются небольшие брахиантиклинали субширотного простирания. Размеры складки по кровле пашийского горизонта 4,2x1,7км, амплитуда 10м. В районе Демского месторождения по данным эксплуатационных скважин 77,85,160,161,167,168 Демско-Сергеевский прогиб имеет сплошное ступенчатое строение . Амплитуда погружения центральной части прогиба но восточному борту около 60м, но западному - почти 90м. Восточный борт погружен по отношению к западному на 22м. Грабенообразный прогиб характеризуется увеличенной толщиной нижней пачки глинистых пород кыновского горизонта, которые нивелируют прогиб и выпадением из разреза части отложений терригенной толщи девона. Плоскости грабена являются тектоническими экранами залежей нефти терригенной толщи девона. В верхнедсвонско-турнсйскос время на восточном борту прогиба происходило формирование биогермных органогенных построек небольшой амплитуды. Вышележащие отложения карбона и нижней перми образуют структуры облекания более древних структурных элементов.
Сатаевское нефтяное месторождение - расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. Приурочено к региональному Демско-Ссргссвскому грабенообразому прогибу. Нефтеносные части структур ограничены по восстанию габенообразным прогибом (с запада) и плоскостями второстепенных ("оперяющих") разрывных нарушений.
16
Шафрановскос нефтяное месторождение - расположено на восточной окраине Южно-Татарского свода. Приурочено к небольшим поднятиям, тектонически ограниченным с севера-запада Демско-Сергеевским грабеном. В структуре месторождения выделяются две главных формы: грабен-разлом юго-запад - северо-восточного простирания и шафрановская полуантиклиналь, причле-ненная к разлому с востока. Длина полуантиклинали в изученной ее части 25км, ширина 4,6км высота 55м. Залежи приурочены к полуантиклинали и располагаются цепочкой вдоль разлома. В плане они не перекрываются.
Раевское нефтяное месторождение - расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. Приурочено к небольшим поднятиям, самая крпная из которых - Раевская-с северо-запада ограничено Демско-Сергеевским грабеном. Выделяются две главные структурные формы: грабен-разлом, прослеженный скважинами на расстоянии 10 км, и примыкающий к нему с востока Раевский полукупол. Размеры полукупола 5x4,5 км, амплитуда 35 м. Структура месторождения осложнена оперяющими разрывами.
Аксеновскос нефтяное месторождение - приурочено к юго-восточному борту Демско-Сергеевского грабена. Строение рифового поднятия и продуктивных пластов месторождения идентично рифовым куполкам и продуктивным пластам Шафрановского месторождения.
К зоне горстовидных поднятий приурочены Аскаровское, Балкановское, Орловское, Каменское, Четырбашское и Исламгуловское месторождения.
Аскаровское нефтяное месторождение - расположено на восточной окраине Южно-Татарского свода. Приурочено к небольшому контрастному поднятию в зоне Черниговско-Николаевского горста. На участке месторождения в современном структурном плане горизонтов терригенного девона выделяется купол субмеридианального простирания, с предполагаемыми размерами осей 3,0x1,7км и амплитудой до 15м.
Предполагается, что с запада со стороны регионального подъема слоев это локальное поднятие ограничено узким неглубоким прогибом. Купол был назван Сарышевским. В пределах рассматриваемой площади в разрезах скважин не установлены какие-либо «аномальные» сокращения или увеличения мощности слоев терригенного девона, обусловленные разрывными нарушениями. Однако, возможность разрывных нарушений в данном районе не исюноча-
- Київ+380960830922