Геологический раздел

ВВЕДЕНИЕ

На балансе российского нефтегазового комплекса находится 133,5 тыс нефтяных и 6,4 тыс газовых скважин, 215,6 тыс нагнетательных нефте-, газо-, и нефтепродуктов, нефтеперерабатывающие заводы и нефтебазы.

По данным Oils Ionnal на начало 1998 года на долю России приходилось 4,8% мировых запасов нефти и 9,1% ее мировой добычи. В тоже время по данным Минтопэнерго РФ страна располагает 12,9% мировых запасов нефти. Столь серьезное различие в оценках вызвана разными методиками подсчета.

Сейчас в России нефть добывается на более чем 1030 месторождениях (на них сосредоточено 22,1% всех разведочных запасов), к промышленному освоению подготовленно136 (11,1%) разведанных запасов, к разведке 579 (15,8), законсервировано 197 (1%).

На Западную Сибирь приходится 72,2% разведанных запасов, на Урал и Поволжье 15,2%, на Тимано - Печерскую провинцию 7,2%, на республику Саха, Красноярский край, Иркутскую область и на шелоры Печерского и Охотского морей – 3,5%.

В среднем по России месторождения нефти выработаны на 44,3%, однако пока нет оснований опасаться сокращения нефтедобычи именно из-за истощения этих ресурсов.

В эксплуатационном бурении почти во всех нефтедобывающих компаниях России с 1995 по 1998 года наблюдалось снижение проходки (в целом на 57%), больше чем в среднем по отрасли, этот показатель снизился у “ Росcнефти ” на 65%, “ Лукойл “ на 74%, “ ЮКОС “ НА79%, “ Сиданко “ на 75%, “ Башнефть “ на 72% и у Тюменской нефтяной компании на 92%.

В разведочном бурении проходка также снизилась на этот период почти на 27%.

Если в 1997 году наблюдалось некоторое увеличение объемов нефтедобычи (на 4,2 млн тонн по сравнению с 1996 годом), были отмечены рост показателей эксплуатационного бурения (на 1,3 млн тонн) и увеличение прироста запасов

(на 1,2 млн тонн), то в 1998 году наблюдался откат назад в этих едва наметившихся позитивных тенденциях.

TЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1.1 Орогидрография

Булатовская группа площадей в административном отношении расположены в Аургазинском, Миякинском, Стерлитамакском, Гафурийском районах Республики Башкортостана.

Рельеф местности представляет собой холмистую равнину, изрезанную системой речных долин и глубоких оврагов. Характерными формами рельефа являются пологие холмы с плоскими вершинами.

Самые низкие отметки рельефа колеблются от плюс 130 до 330м. Средняя плюс 230.

Основными водными артериями района являются реки: Уршак с притоком Аургаза, Кургазлы и левые притоки реки Белой. Согласно о положении водоохраных зонах рек, озер и водохранилещ в РФ, водоохраняемая зона реки Уршак протягается в виде полосы, шириной 300м по обе стороны реки, для реки Кугалак 200м, а для более мелких рек и ручьев, эти зоны равны 15м.

Почвенные грунты на большой части площади на возвышенных местах и террасах представляет песчано-глинистыми породами, а по бокам рек алювнем, которые в зависимости от геологического строения территории к низу сменяются коренными породами неогена и уфимского яруса: глинами, песками, суглинками с прослоями песчаника; здесь встречаются прослои известняка.

Исходя из характеристики подпочвенных отложений, защита от загрязнении поверхностных и грунтовых вод осуществляется согласно согласованной с ГосКомПриродой республики «Временной инструкции по гидроизоляции шламовых амбаров.»

Санитарный разрыв между буровыми и населенными пунктами, а также объектами промышленности и сельского хозяйства должен соответствовать ВМТПОЗ 170 (567-87).

1.1.2 Геологический разрез и буримость пород

1.1.3 Зоны возможных осложнений

1.1.4 Нефтегазаностность пластов

Скважину обсаживают обсадной колонной до забоя, предварительно ствол скважины должен быть проработан. Колонну цементируют с учетом литологии данной скважины. Его поднимают за колонну на такую высоту, которая обсаживается перекрытием высоты нижней границы технической колонны на 100-120м.

При продолжительном результате цементирования эксплуатационная колонна испытывается на герметичность в течение 30 минут под давлением 150 атмосфер. Затеи скважину оборудывают задвижкой высокого давления.

Перфорация обычно производится коммулятивным перфоратором ПК 103 из расчета 20 отверстий на 1 п. м. После перфорации в скважину спускают насосно-компресорные трубы (НКТ) Æ 73мм.

Опробование осуществляется при помощи испытанием пластов, испытание на приток производят трубами пластоиспытателями с опорой на забой. По окончании опробования скважина передается ИУБР-НГДУ «Ишимбай - нефть».

1.1.5 Вскрытие и опробование нефтегазовых пластов

Промышленная нефтеностность на Янгурчинской площади расположенна в средне девонских отложениях. На данном месторождении производят полное вскрытие нефтяного пласта со спуском колонны и сплошным цементированием, с последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов. При этом пластовое давление ниже гидростатического.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовом давлением особенно тщательно подбираем буровой раствор. В некоторых скважинах может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора.

Продуктивное поглощение, сопровождающиеся процессом оттеснения нефти от забоя скважины и значительное ухудшение фильтрационных скважин пород призабойной зоны.

Для вскрытия, предусмотренного проектом, разрез и установление интервала нефтеностности пород.

1.1.6 Геолого-геофизические исследования

Результаты исследований приведены в таблице 1. В ней указывается: виды работ производимых на скважине, интервал замеров и дается количество замеров (или количество спусков приборов).

Таблица 1

Дата добавления: 2015-12-01