СОДЕРЖАНИЕ

    ВВЕДЕНИЕ                                                                                                      3

 

    1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ                                                                                           5

      1.1. Характеристика района работ                                                                5

      1.2. История освоения месторождения                                                        5 

    2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ                                                                        8

      2.1.Краткая геологическая характеристика месторождения                     8

      2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов)                          11

      2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов                                             15

    3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ                                                                21

      3.1 Контроль за разработкой месторождения                                           21 

      3.2. Динамика основных показателей разработки месторождения       23 
 

    4. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ                                                                               28

      4.1 Новая техника и технология очистка сточных вод                            28

      4.2 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт            38

      4.3 Мероприятия по обеспечению радиационной безопасности            45 

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ                                                                                             48                     

    СПИСОК  ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ                                        49 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    ВВЕДЕНИЕ

 

    За  последние 15 лет  запасы со степенью выработанности более 50 % возросли в  1,9 раз, а более 80 % - в 4 раза. Доля добычи с объектов, выработанных более 80 % , возросла с 4,6 до 17 %. Положение усугубляется износом техники и отсутствием доступных фондов, а нефтяные компании страны еще не готовы к соответствующим  капиталовложениям.

    Подводя итог можно отметить, что в настоящий  момент нефтяная промышленность России  переживает тяжелые времена по двум причинам.

    Во-первых, с конца 80 –х годов в связи  с тем, что преимущества, имеющиеся  ранее благодаря открытию  крупнейших месторождений нефти и поддержанию  пластового давления (при редкой сетке  скважин), были исчерпаны и произошло  изменение структуры извлекаемых  запасов и необходимой технологии их  извлечения. Нефтяники теперь вынуждены добывать нефть из пластов высокой водонасыщенности ( в 40 – 60 % ) -  с самого начала разработки или в силу обводнения. Отборы нефти проводятся из низкопроницаемых коллекторов (проницаемость ниже 10 – 40 мД). Эксплуатируются подгазовые залежи нефти, подстилаемые подошвенными водами, месторождения с летучими нефтями, ведется добыча конденсата из газовых пластов. Гигантские месторождения, главным образом за счет которых добыча нефти совсем недавно составляла 624 млн. т  обводняются.

    Во-вторых, экономические неурядицы в стране, нараставшие с 1985 г., достигли своего апогея к 1992 г., что самым неблагоприятным  образом сказалось на состоянии  фонда скважин  и системах разработки в целом.  Последующая перестройка самой организации нефтяной промышленности  с переходом на новые (рыночные) отношения  также отодвинула технологические проблемы на более поздние сроки. Начались массовые отключения высокообводненных, а также низкодебитных  скважин на месторождениях. Это привело в большинстве случаев к расбалансировке системы разработки, т.е. к нарушению условий, при которых реализуется повышенный коэффициент нефтеотдачи.

    В результате наложения указанных  факторов добыча нефти снизилась  вдвое ( в 1995 г. добыто только 306 млн. т ).

    Проектная мощность по ряду месторождений реализуется  на 10 – 20 %. Система цен и налогов  не позволяет применять существующие технологии разработки месторождений  с трудноизвлекаемыми запасами.

    Таким образом, современное состояние нефтяной промышленности предопределяет наступление нового этапа в развитии фундаментальных научных знаний о нефти и газе на основе прогрессивных достижений последнего времени в области науки, техники и технологий. На основе результатов фундаментальных исследований должно происходить обеспечение нефтегазового комплекса новыми технологиями.       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 

    1.1. Характеристика района работ. 

    В геологическом строении Бухарском  месторождении принимают участие  девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

    В тектоническом отношении месторождение  расположено на северном склоне Южно-Татарском  своде. С запада оно ограничено узким  и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводную часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

    Приуроченность  района месторождения к прибортовым  зонам Нижнекамского прогиба  Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных  планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствует структурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облегания – Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0,6-1,4 м.

    В Бухарской области насчитывается 31 месторождение природных минеральных ресурсов, из них на сегодняшний день используются 19 месторождений - месторождения графита, облицовочного камня, известняка, песка, необходимого для производства силиката, бетона и кирпича. Основная часть этих месторождений расположена в следующих районах: в Алатском (газ и конденсат - 293,8 млрд кубометров, техническая соль - 100 тыс тонн), в Караулбазарском (газ - 66751 млн. куб метр, конденсат - 2104 тыс тонн, нефть - 9119 тыс тонн), в Каганском (щебень - 265 тыс. куб. метр) и в Шафирканском районах (раствор щебня - 110 тыс кубометров). Таким образом всего по области месторождения гипса составляют 46,3 тысяч тонн, известняка - 21,1 млн. тонн, кварца - 35,9 млн. тонн, графита - 805,9 тыс. тонн. 

    1.2. История освоения месторождения.  

        Узбекистан   занимает   второе   место   в  Средне-азиатском  экономическом   районе   (Узбекистан,   Киргизия,   Таджикистан, Туркмения)  как по  запасам, так и   по добыче нефти.  Однако, Узбекистан  имеет не такие высокие темпы отбора, как Туркмения. Месторождение было открыто еще в 1962 году, а его промышленные запасы оцениваются примерно в 46,5 млрд. кубических метров газа (с учетом газового конденсата) и 7,7 млн. тонн нефти.

    Разработка  месторождения осуществляется Национальной холдинговой компанией (НХК) «Узбекнефтегаз» совместно с российским концерном «Газпром» на условиях подписанного еще в 2004 году соглашения о разделе продукции (50/50) сроком на 15 лет (период 2004-2019 годов). Оператором проекта является компания «Зарубежнефтегаз» (дочерняя структура «Газпрома»).

    В 2004 году на данном месторождении добыто 200 млн. кубических метров газа, а в  период 2005-2007 годов – примерно 1,5 млрд. кубических метров. В 2008 году объем  добычи газа достиг порядка 1 млрд. кубических метров (хотя ранее планировалось выйти на этот объем еще в 2006 году). В рамках проекта уже построена дожимная компрессорная станция, а в 2007 году осуществлен капитальный ремонт 15 скважин.

    Общий объем российских инвестиций по проекту  «Шахпахты» на начало 2009 года составил не менее 25 млн. долларов, большая часть из которых (не менее 21 млн. долларов) была освоена до 2007 года включительно. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

    2.1.Краткая  геологическая характеристика месторождения 

    По  разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.

    

    Рис.1. Схема распространения залежей нефти в среднем карбоне Бухарского месторождения

    Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения 1-пашийского, 2-кыновского и 3-бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх), как Д₁-в, Д₁-б и Д₁-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д₁-а, Д₁-б рассматриваются как один объект - Д₁-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д₁- выделяет как самостоятельный объект с собственным ВНК.

    Д₁-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741,6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяются от пласта Д₁-а+б перемычкой толщиной в 4,6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д₁-в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, дебиты нефти в которых варьируется от 0,3 до 22,1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0,6 до 2,8 м. Пласт Д₁-в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом нижних дыр перфорации.

    Пласт Д₁-а+б развит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 2,4 м.

    Всего выявлено 13 залежей нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей – пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контуры нефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК, определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдается в северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контуры залежей, изменяются с юга на север от –1496 до –1508,7 м. Контуры залежей в районе скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСП МОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменила ориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследований на северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое. Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного на северо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти, приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районе скв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадь нефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 с северо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП, за которой выявлен сброс на 5 метров по вертикали. Залежь ограничена линией сброса, являющейся в данном случае экраном. Размеры залежи уменьшились в 4 раза. Поэтому после проведения предложенных авторами работ по управлению сети сейсмопрофилей на некоторых участках месторождения, переобработки всего имеющегося материала по сейсмоисследованиям, проведения НВСП МОВ в скважинах, предложенных в главе доразведки, необходимо уточнить запасы нефти по месторождению в соответствии с полученными результатами.