ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений – как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита, особенно по нефти. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Но одной из основных причин простаивания скважин является высокая обводненость продукции, основная причина тому закачиваемая вода или законтурные воды. В связи, с чем возникла необходимость изолирования водопроницаемых пропластков. Залогом успеха водоизоляционных работ является выбор наиболее эффективной технологии для конкретной скважины, а также строгая реализация (без каких либо отступлений) выбранной технологи, утверждённым.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Шагиртско - Гожанское месторождение расположено на юге Пермской области Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция – Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда – Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога.

Чернушка – Куеда – Москудья. Населенные пункты соединяются между собой грунтовыми дорогами. Для обеспечения круглогодичной транспортной связи объектов обустройства месторождения между собой и с базами обслуживания построены подъездные автомобильные дороги 4 категории с асфальтным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги 5 категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

В орографическом отношении площадь представляет собой всхолменную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

В гидрогеографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков рек Буй, к которым относятся реки: Сава и Шагирт с притоком р Тынбай.

Источником производственно противопожарного водоснабжения служит магистральный водовод Тулва - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта.

Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции 110 /35 кв. «гожан». Существующие промысловые объекты сбора и подготовки, транспорта нефти и газа, водоснабжения и канализации оснащены необходимыми средствами кип, автоматики, телемеханики и связи. Предусмотрены мероприятия по снижению вредного воздействия на окружаю среду. Состояние промышленной безопасности на должном уровне.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Шагиртско – Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до отложений вендского комплекса и является типичным для месторождений, расположенных в северо-западной части Башкирского свода. Максимальная вскрытая толщина отложений 2542 м в скважине № 23.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Вендский комплекс

Представленные переслаиванием песчаников. Вскрытая толщина от 12 до 354 м.

Верхний отдел

Девонская система

Представлен породами состоящими из известняков светло – и коричневато – серых, зернистых органогенных и доломитов бренчевидных, прослоями известняковых. Толщина отложений карбонатного девона колеблется от 213 до 663 м.

Нижняя терригенная часть

Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники пашийского горизонта являются промышленно нефтеносными. Толщина терригенной части верхнего девона 33 – 57 м.

Средний отдел

Девонская система

Живетский ярус

Представлена песчаниками и аргиллитами, продолжающими терригенную толщу верхнего девона и отнесенными к живетскому ярусу. Породы живетского яруса на территории месторождения так же промышленно нефтеносны. Толщина отложений 23 – 33 м.

Разрез терригенного девона относится к присводному типу разрезов, развитых на склонах палеоподнятий и характеризующихся отсутствием эйфельского яруса с сокращенной толщиной (20 – 66 м).

Верхнекаменноугольные отложения

Представлены из доломитов серых, каверзных с прослоями коричневато-серых и серых известняков толщиной от 148 до 236 м.

Среднекаменноугольные отложения

Представлены известняками с прослоями доломитов московского и башкирского ярусов. В низах каширского и верейского горизонтов нижнемосковского подъяруса, верхах башкирского яруса, к проницаемым разностям известняков приурочены промышленные скопления углеводородов.

Общая толщина среднекаменноугольных отложений изменяется от 258 до 437 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Серпуховский ярус и окский надгоризонт визейского яруса

Представлен из карбонатных и терригенных отложений серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Сложены доломитизированными известняками с прослоями светлых доломитов, включающих ангидриты и кремний. Толщина 216 – 321 м.

Яснополянский надгоризонт

Визейский ярус

Представленны в верхах карбонатной, а в низах – терригенной пачкой пород и бобриковский, сложенный терригенными породами. К терригенной части яснополянского надгоризонта приурочены промышленные скопления нефти. Толщина надгоризонта изменяется от 40 до 103 м.

Малиновский надгоризонт

Радаевского и елховского горизонтов

Представлены аргиллитами и алевролитами толщиной от 10 до 22 м.

Визейский ярус

Отложения данного месторождения отнесены к IV типу и характеризуются присутствием увеличенного карбонатного, тульского и уменьшенных бобриковского, радаевского и елховского горизонтов.

Турнейский ярус

Представлен из известняков зернистых, плотные, крепкие, участками окремненные. В кровле яруса отмечены промышленные скопления нефти. Толщина яруса изменяется от 55 до 165 м.

Верхнепермские отложения

Шииминский +Соликамский горизонт

Уфимский ярус

Представлены из терригенных пород "алевролиты, песчаники, глины" сильно, но неравномерно загипсованных толщиной от 233 до 266 м.

Пермская система

Нижний отдел

Кунгурский, артинский, ассельский и сакмарский ярусы

Представлена морскими карбонатными породами – доломитами и известняками. В отложениях кунгурского яруса, кроме того, большую роль играют карбонатно-сульфатные образования "ангидриты и гипсы", позволяющие отнести их к типу лагунных солоновато водных. Общая толщина нижнепермских отложений варьирует по площади от 224 до 352 м.

Четвертичня система

Четвертичные отложения на размытой поверхности, сложены начальными образованьями, толщиной до 25 м.

1.3 Тектоника

Шагиртско – Гожанское месторождение приурочено к одноименной структуре 3 порядка, расположенной в пределах Куединского вала, осложняющего северо-западный склон Башкирского свода.

Доразведка и разбуривание месторождения эксплуатационным фондом скважин подтвердили правильность предыдущих структурных построений. Возросший объем геологической информации позволил детализировать структурные планы по основным маркирующим горизонтам – кровлям тюйской пачки иренского горизонта, верейского горизонта, терригенной пачки тульского и кыновского горизонтов и проследить закономерность развития тектонического строения района.

Шагиртская структура примыкает с севера –востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе : 180 м , которая осложнена Восточно –Шагиртским куполом.По кровле верейского горизонта все структуры , сохраняя ту же форму и простирания, становятся более выраженными, возрастают углы падения крыльев.На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола :Западно , Северо , Центрального – Шагиртские "Блоки"По кровле терригенной пачки тульского горизонта, структура становится еще круче, форма и простирание остаются прежними.

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассиметричную бранхиантиклинальную складку с крутым до 11⁰ 20^' юго-западном и пологим 0⁰ 45^' северо-восточными крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трех разведочных скважин и сейсморазведки намечается структурная

терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении. Сопостовляя структурные планы по различным горизонтам, можно сделать следующие выводы:

1 Гожанская структура по характеру образования относится к группе

тектоно – седиментационных, образовавшихся за счет развития карбонатных рифов позднефранского и более молодого возраста вдоль бортов камско – кинейской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

2 Шагиртская структура: относится к группе седиментационных, оброзовавшихся за счет аналогичных рифовых построек на структурной террасе, осложняющей северо-восточное крыло Гожанского поднятия по кровле кыновского горизонта.

3 Структуры по морфологии сквозные: Гожанская прослеживается от

кыновского до иренского горизонтов. Шагиртская - от фаменского

яруса до иренского горизонта.

Соотношение структурных планов на Гожанском и Шагиртском поднятиях можно изобразить следующей схемой : Гожанское поднятие – Д_км = С₁ = С₂ – Р.Шагиртское поднятие – Д_км / С₁ = С₂ – Р.

Где: С₁- полное соответствие структурных планов.

С₂– частичное соответствие структурных планов.

Д_км- полное соответствие структурных планов.

4 Структуры достигают максимальных размеров по нижне- каменноугольным отложениям, постепенно выполаживаясь по вышележащим горизонтам. Как показал анализ структурных планов по маркирующим горизонтам, все структуры "Гожанская, Шагиртская Северный, Центральный, Западный купола, “Восточнно-Шагиртская" следует рассматривать как самостоятельные тектонические единицы.

Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов этих поднятий правильнее проводить раздельно.

1.4 Нефтегазоносность

Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском месторождении, промышленно нефтеносны пять: средне – верхнедевонский терригенный (пласты Д _1, Д _2-а, Д _{2-б ,} Д _2-в);верхнедевонский – турнейский карбонатный (пласты Т _{1 ,} Т _{2 ,} Т ₃);нижне – средневизейскй терригенный(пласты : Тл _{2 –а}, Тл _{2 –б,} Бб _1, Бб ₂);окско – серпуховско – башкирский карбонатный (пласт Бш);

– московский терригенно – карбонатный (пласты КВ ₁, В₃ , В₄);

Средне – верхнедевонский терригенный комплекс

Девонские отложения промышленно нефтеносны лишь на Гожанской площади. Разведочными скважинами была установлена двухпластовая (пласты 1 и 2). Залежь с единым наклонным ВНК на отметках минус 1867 метров на северо – восточном крыле и минус 1888 метров на крутом юго – западном крыле.

В пределах залежи выделено четыре пласта, характеризующихся литологической неоднородностью: Д₁ ( пашийского горизонта ), Д_2-а , Д_2-б , Д_2-в. ( муллинские слои живветского яруса ).

Пласт В₃ В₄

В подошве верейского горизонта выделяются нефтеносные пласты В₃ и В₄, разделенные аргеллитовыми прослоем в 2 – 3метра. Общая толщина пласта В_3, В₄ в основном 14 – 16 метров, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород со ответственно до 9 и 6 метров. В пределах пласта выделяется 1 – 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4 – 5,8 метров. Максимальный процент эффективности толщины от общей на Шагиртском поднятии 37 метров. На остальных он составляет 32 – 34 метров.

К пласту В₃В_{4 .}приурочены две самостоятельные нефтяные залежи: единая для Гожанского и Шагиртского поднятий и Восточно–Шагиртская ВНК для залежи, объединяющей оба поднятия, принята на отметке минус 853 метра.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 2,0  1,9 км, этаж нефтеносности – 56,4 метра. Залежь пластовая сводная.

Окско – серпуховско – башкирский карбонатный комплекс

В пределах комплекса промышленно нефтеносны пористые разности известняков башкирского яруса.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Пласт Бб₁, Бб₂

По своим характеристикам нефть пласта Бб₁ идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл_2-б, Бб₁.

Пластовые флюиды пласта Бб₂ несколько иного качества. Для расчетов по пласту Бб₂ на Восточно – Шагиртском поднятии предлогаются следующие параметры:

Давление насыщения = 7,33 МПа

Газонасыщенность = 11,9 м³/т

Объемный коэффициент = 1,025

Вязкость = 96 МПа с

Плотность = 909 кг/м³

Для северного и Центрального Шагирта:

Давление насыщения = 7,85 МПа

Газонасыщенность = 14. 2м³/т

Вязкость = 36,46 МПа с

Обьемный кооэфициент = 1,027

Плотность = 880 кг/м³

Для западной части части Шагиртского поднятия:

Давление насыщения = 8,15 МПа

Газонасыщенность = 17,2 м³/т.

Обьемный коэффициент = 1,032

Вязкость = 31,41 МПа с

Плотность = 883 кг/м³

Для Гожанского поднятия:

Давление насыщения = 8,02 МПа

Газонасыщенность = 17,9 м³/т

Обьемный коэффициент = 1,044

Вязкость = 46,91 МПа с

Плотность = 891 кг/м³

Поверхностная нефть, как и пластовая, различного качества. Самая тяжелая окисленная нефть получена на Восточно – Шагиртском поднятии. В целом нефть залежи высокосернистая, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.

Газ, выделенный из нефти, имеет приблизительно одинаковый состав. Он малометановый, высокоазотный.

Пласты Тл_2-а и Тл_2-б

Пластовые флюиды тульской залежи (пласта Тл_2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. Так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл_2-а и Тл_2-б. Идентичны и для

расчетов по данным пластам предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения = 9,57 МПа

Газонасыщенность = 21,3 м³/т

Объемный коэффициент = 1,048

Вязкость = 35,18 МПа с.

Плотность = 883 кг/м³

При разгазировании пластовых флюидов установлено, закономерность изменения их свойств. Поверхностная нефть тяжелая в газ, выделенный из нефти низкометановый, высокоазотный, бессернистый.

Пласт КВ₁

Одновозрастные нефти Гожанского поднятия идентичны нефтям Шагиртского поднятия, поэтому для расчетов предлагаются единые для обоих поднятий параметры:

Давление насыщения = 7,03 МПа

Газонасыщенность = 24,1 м³/т

Объемный коэффициент = 1,052

Вязкость = 7,79 МПа с

Плотность = 849 кг/м³

Поверхностная нефть высокосмолистая, парафинистая, сернистая.

Газ, выделенный из нефти, содержит до 17% метана и до 40% азота, характеризуется как малометановый, высокожирный. Газ Восточно – Шагиртского поднятия содержит 0,1% сероводорода.

Пластовые воды палеозойских отложений до разработки месторождения были представлены крепкими рассолами хлоркальциевого типа. Их минерализация лежала в пределах от 215 до 292 г/л, плотность от 1,14 до 1,198 кг/м³.

В процессе разработки произошло разбавление пластовых вод пресными водами. Минерализация уменьшилась от 41-93 г/л до 4-49 г/л.

Вязкость пластовых вод в начальных пластовых условиях увеличивается от 1,16 до 1,60 МПа с.

Пласт Бш

Давление насыщения = 9,07 МПа

Газонасыщенность = 28,7 м³/т

Объемный коэффициент = 1,072

Вязкость = 6,71 МПа с

Плотность = 843 кг/м³

На Гожанском поднятии:

Давление насыщения = 8,35 МПа

Газонасыщенность = 28,3 м³/т

Вязкость = 7,45 МПа с

Плотность = 849 кг/м³

Объемный коэффициент =1,070

Газ, выделенный из нефти, по составу классифицируется как, низкометановый, среднеазотный. Сероводорода в газах от 0,1 до 0,3 %. Пласт В_3, В₄

Для расчетов по пласту В₃ В₄ предлагаются следующие параметры:

Давление насыщения=8,09 МПа

Газонасыщенность= 27,0 м³/т

Вязкость = 6,93 МПа с

Плотность = 858 кг/м³

Объемный коэффициент = 1,060

На Гожанском поднятии из 3-х скважин (69,102 и 114) получено 10 глубинных проб, представительных – 5. Усредненные данные качественных проб следует принять для расчетов по пласту В₃ В_4, то есть:

Давление насыщения = 8,84 МПа

Газонасыщенность = 32,1 м³/т

Вязкость = 5,82 МПа с

Плотность = 846 кг/м³

Объемный коэффициент = 1,074

Поверхностная нефть по своим характеристикам среднего качества, смолистая парафинистая, сернистая.

1.6 Конструкция скважины

0 1 2 3

40 м

250 м

Условные обозначения:

1. – направление;

2. – кондуктор;

3. – эксплуатационная колонна.

(рис.1)

1126 м

Рисунок 1 – Конструкция скважины № 326 Шагиртско-Гожанского месторождения

Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, Глубины установки, высоты подъёма закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведётся бурение под каждую колону.

Направление диаметром 285 мм спускают на глубину до 40 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктор. Цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl₂ до 3%. Подъем цементного раствора до устья.

Кондуктор диаметром 205 мм спускают на глубину до 250 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород. Цементируют тампонажным портландцементом с добавкой CaCl₂ до 2%. Подъем цементного раствора до устья.

Эксплуатационную колонну диаметром 136 мм спускают до проектной глубины 1126 м и цементируют с подъемом тампонажного раствора до устья, так как любая из добывающих скважин в процессе эксплуатации может быть переведена под нагнетание, в особенности при реализации очагово-избирательных систем заводнения.

Низ эксплуатационной колонны, в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов, цементируют тампонажным портландцементом для “холодных” скважин с добавкой CaCl₂ до 2%. Остальной интервал цементируют или гельцементом или облегченным тампонажным раствором с низкой фильтроотдачей. ( Рисунок 1 )