Геолого-технологические условия применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи : На примере месторождений северо-запада Башкортостана

• Автор: Султанов, Шамиль Ханифович
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 215 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДА БАШКОРТОСТАНА
1.1. Стратиграфическая характеристика разрезов месторождений
1.2. Тектоническая приуроченность месторождений
1,3.Основные нефтегазоносные комплексы
1.4. Геолого-физические и физико-химические параметры
пластовых систем
2.ГРУППИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ПО ГЕОЛОГОФИЗИЧЕСКИМ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ И АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ В ГРУШ I АХ
2.1. Цели и методы группирования и идентификации объектов
2.2. Интерпретация результатов группирования и выделение групп объектов
2.3. Характеристика и особенности групп объектов
2.4. Анализ структуры запасов и состояния их выработки
2.4.1. Общая характеристика запасов
2.4.2.Анализ структуры запасов по выделенным группам объектов
2.4.3. Анализ выработки запасов
3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ И ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
3.1. Объекты терригенных отложений нижнего карбона разрабатываемые с заводнением
3.2. Объекты терригенных отложений девона разрабатываемые
с заводнением
3 3. Объекты терригенных отложений нижнего карбона разрабатываемые без заводнения
3.4. Объекты терригенных отложений девона разрабатываемые
без заводнения
3.5. Объекты карбонатных отложений разрабатываемые с заводнением
3.6 Объекты карбонатных отложений разрабатываемые без заводнения
3.7. Геолого-статистнческий анализ процесса нефтеизвлечения
3.8. Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи
4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
4.1. Краткая характеристика микробиологических методов увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов
4.2. Геолого-технологический анализ эффективности применения биокомплексного воздействия на остаточные запасы бобриковского горизонта
Таймурзинского месторождения
4.2.1. Геолого-физическая характеристика участков биокомплексного воздействия
4.2.2. Методика и результаты оценки запасов нефти по участкам биокомплексного воздействия
4.2.3. Анализ разработки объектов биокомплексного воздействия
4.2.4. Определение технологического эффекта по очагам биокомплексного воздействия
4.2.5. Геолого-статистический анализ биокомплексного воздействия на
продуктивный пласт
4.3.Геолого-технологический анализ эффективности применения избыточного активного ила на Юсуповской площади Арланского месторождения
4.3.1. Геолого-физическая характеристика участков воздействия избыточным активным илом
4.3.2. Методика и результаты оценки запасов нефти по участкам воздействия избыточным активным илом
4.3.3. Анализ разработки участков внедрения избыточного активного ила
4.3.4. Определение технологического эффекта по очагам внедрения избыточного активного ила
4.3.5. Геолого-статистический анализ внедрения избыточного
активного ила
4.4. Разработка геолого-технологических критериев применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи
4.5. Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. Значительная степень выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытие в последние 25-30 лет месторождений с трудномзвлекаемычи запасами (ТрИЗ) нефти, связанных с низкопроницаемыми и тонкими пластами-коллекторами, нефтями высокой вязкости, залежами с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, приводят к непрерывному ухудшению качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. В создавшейся ситуации, дополнительно осложняющейся и тем. что естественное падение добычи нефти не компенсируется соответствующим приростом геологических запасов за счет открытия новых месторождений, альтернативным путем является увеличение степени извлечения нефти из недр за счет широкомасштабного внедрения в практику прогрессивных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). Современное состояние разработки месторождений требует проведения детального геолого-промыслового анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает: во-первых, идентификацию объектов разработки по наиболее значимым и информативным факторам, во-вторых, дифференцированный по группам статистический анализ процесса нефтеизвлечения. Геолого-технологические факторы являются определяющими в повышении эффективности разработки залежей нефти. Б свою очередь, оптимизация процесса нефтеизвлечения опирается на накопленный опыт разработки месторождений и выявление особенностей влияния геологотехнологических факторов на эффективность выработки запасов продуктивных пластов.
Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий, степени выработки запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. По 14 месторождениям указанного региона, которые включают 50 продуктивных объектов (31 объект в терригенных коллекторах, 19 - в карбонатных), получен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации
Одним из МУН, нашедших широкое применение на рассматриваемых месторождениях, является микробиологическое воздействие па платы в различных его модификациях: закачка сухого активного ила, избыточного активного ила. биокомплексное воздействие.
Работа выполнялась в научно-исследовательском институте по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан в соответствии с госбюджетной научно-исследовательской темой Д№16/АНРБ «Теоретическое и экспериментальное исследование процессов в исфпяиы.ч
Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная. Часто подпирается пластовой водой. ВНК определен на отметке -1656,1 м.
Пласт ДП. Промышленная нефтеносность также установлена только на Тамьяновской площади, где пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Нефтенасыщенная толщина пласта 5 м. Пористость 18,4%, проницаемость -0,12 мкм‘. Коэффициент нефтенасыщенносги - 0,83. Залежь нефти пластовая сводовая, часто подстилается пластовой водой, имеет ограниченные размеры. ВНК залежи на отметке -1665,9 м. Газ в свободном состоянии не встречен. /8,30,3 1/.
Кувашский участок Манчаровского месторождения
Здесь нефтепроявления различной интенсивности характера отмечены во многих интервалах разреза, от кунгурского яруса нижней перми до терригенных отложений муллинского горизонта живетского яруса среднего девона.
Терригепная толща ти/а/его карбона
Разрез толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняков и углисто-глинистых сланцев.
В терригенных отложениях выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С-У1-1, С-У1-2, С-П-3 (сверху вниз).
Пласт С-Р1-1. Породы-коллекторы пласта представлены
мелкозернистыми и слабоглинистыми песчаниками и алевролитами. Мощность пласта до 8,4 м; преобладающие толщины 2 - 4 м. Средневзвешенная пористость 24,1 %.
В пласте находится единая залежь нефти площадью 10,33км2. Она приурочена к пологой структуре. Высота ее 12м. Выявленная залежь относится к пластово-сводовому типу. ВНК на отметке - 1172м.
Пласт С-П-2. Толщина пласта С-Т-2 изменяется от 3,2 до 18,8м. К нем приурочена единая водоплавающая залежь пластово-сводового типа, площадью 0,793 км2. ВНК принят на отметке -1 178м.
Пласт С-У1-3. На ряде участков площади пласт замещен алевролитами и аргиллитами. К пласту приурочены три небольшие водоплавающие залежи с различным по отметкам ВНК. Общая площадь всех залежей в пласте 0,238 км2. Наиболее крупная залежь в пласте расположена в средней части месторождения. ВНК ее на отметке - 1190м. У двух других - ВНК на отметках -1184,8 и -1186,4м. Толщина пласта С-У1-3 изменяется в пределах от 1,6 до 31м, преобладающая 4-8 м. Средневзвешенная пористость этого пласта равняется 23%.
Турнейский ярус
Нефтеносность турнейского яруса связана с пористыми известняками и доломитами, залегающими в виде прослоев небольшой мощности среди плотных глинисто-карбонатных пород. В турненском ярусе выделяются три продуктивных пласта (Т-1, Т-3, Т-4).
Пласт Т-1. Нефтеносность приурочена к его верхней части. Нефтенасыщенная суммарная толщина прослоев в пласте меняется от 0,8 до 3,2м. Нефтенасыщенность пласта 76,4 % открытая пористость 6,9 %.