На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


отчет по практике Геолого-промысловая характеристика ярусов Бухарского месторождения и их параметры. Коллекторские свойства горизонтов. Пластовые флюиды и характеристика фонда скважин девонских отложений. Давление и безопасность производства, охрана недр и среды.

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Предмет: Охрана труда. Добавлен: 26.09.2014. Сдан: 2008. Уникальность по antiplagiat.ru: --.

Описание (план):


1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

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. В основном для Бухарского месторождения характерными локальными элементами являются малоамплитудные поднятия III порядка. В пределах площади месторождения поверхность турнейского яруса осложнена «русловыми» врезовыми зонами, выделенными по результатам детализационных работ МОГТ в Заинском районе сейсморазведочной партии 9/96, которые были, в основном, подтверждены фактическим бурением 1997-2000 г.г.
Основой для структурных построений послужили результаты детализационных работ МОГТ Бухарской сейсморазведочной партии 9/96 в Заинском районе.
По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.
Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и 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.
Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости - 0,071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части - 0,631. Коэффициент расчлененности равен 4,067.
Выше по разрезу на глубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д0-в. Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллектора поровый.
Пласт Д0-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д0-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей - пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.
Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количество пропластков 1 - 4, коэффициент расчлененности - 1,852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 - 0,62 м, средняя равна 2,2 м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая - 0,6-1,4 м.
1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 - 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 - 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.
Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках - поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 - 20,4%, проницаемость 118,3 - 644,5*10-3мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость - от 9,6 до 109,9*10-3мкм2.
Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. - 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. - 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.
Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.
Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части - 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная - 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.
Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.
Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости - 19,6%, нефтенасыщенности - 74,3%, проницаемости - 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.
Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная - 2,2 м, эффективная - 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью - расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости - 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.
Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице
Таблица 1 Физико-химические свойства
 
Наименование
 
Пашийский горизонт
Кол-во исследованных
Диапазон
Среднее
скважин
проб
изменения
значение
1
2
3
4
5
Нефть
 
 
 
 
Давление насыщения газом, МПа
4
7
4.4-9.5
7,56
Газосодержание, при однократном
 
 
 
разгазировании, м3/т
4
7
32.77-60.2
57,6
Объемный коэффициент при однократном
 
 
 
разгазировании, доли ед.
4
7
1.1060-1.1700
1,1411
Плотность, кг/м3
4
7
804.3-865.0
815,4
Вязкость, мПа*с
4
7
7.32-9.12
6,6
Объемный коэффициент при дифферен-ном
 
 
 
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
2
2
1,1078
1,1078
 Пластовая вода
 
 
 
Продолжение таблицы 1
 
 
 
1
2
3
4
5
Газосодержание, м3/т
 
0.25-0.42
0,335
в т.ч. сероводорода, м3/т
 
н.о.
н.о.
Объемный коэффициент, доли ед.
 
 
0,9987
Вязкость, мПа*с
30
30
1.73-1.95
1,84
Общая минерализация, г/л
30
30
230.89-291.82
269,01
Плотность, кг/м3
30
30
1167.0-1190.0
1182,67
Кыновский горизонт
Нефть
 
 
 
 
Давление насыщения газом, МПа
6
14
4.5-9.1
7,25
Газосодержание, при однократном
 
 
 
разгазировании, м3/т
6
14
42.8-68.0
59,28
Объемный коэффициент при однократном
 
 
 
разгазировании, доли ед.
6
14
1.1131-1.1680
1,1501
Плотность, кг/м3
6
14
810.0-860.0
823,1
Вязкость, мПа*с
6
14
4.95-8.51
5,45
Объемный коэффициент при дифферен-ном
 
 
 
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
1
3
1,1387
1,1387
Газосодержание, м3/т
 
0.25-0.42
0,335
в т.ч. сероводорода, м3/т
 
н.о.
н.о.
Объемный коэффициент, доли ед.
 
 
0,9987
Вязкость, мПа*с
30
30
1.73-1.95
1,84
Общая минерализация, г/л
30
30
230.89-291.82
269,01
Плотность, кг/м3
30
30
1167.0-1190.0
1182,67
Бурегский горизонт
Нефть
 
 
 
 
Давление насыщения газом, МПа
1
2
 
7
Газосодержание, при однократном
 
 
 
разгазировании, м3/т
1
2
 
50,7
Объемный коэффициент при однократном
 
 
 
разгазировании, доли ед.
1
2
 
1,124
Плотность, кг/м3
1
2
 
826,3
Вязкость, мПа*с
1
2
 
7,39
Объемный коэффициент при дифферен-ном
 
 
 
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
1
2
 
1,1129
Пластовая вода
 
 
 
Газосодержание, м3/т
 
0.1-0.13
0,12
в т.ч. сероводорода, м3/т
 
н.о.
 
Объемный коэффициент, доли ед.
 
 
0,9989
Вязкость, мПа*с
1
 
1,74
Общая минерализация, г/л
1
 
209,77
Плотность, кг/м3
1
 
 
1168
Турнейский ярус
Нефть
 
 
 
 
Давление насыщения газом, МПа
3
8
4.95-5.05
4,99
Газосодержание, при однократном
 
 
 
разгазировании, м3/т
3
8
16.6-20.6
18,6
Объемный коэффициент при однократном
 
 
 
разгазировании, доли ед.
3
8
1.056-1.060
1,058
Плотность, кг/м3
3
8
853.93-854.0
853,9
Вязкость, мПа*с
3
8
10.69-15.9
13,3
Объемный коэффициент при дифферен-ном
 
 
 
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
3
8
1,0475
1,0475
Продолжение таблицы 1
 
 
 
1
2
3
4
5
Пластовая вода
 
 
 
Газосодержание, м3/т
 
0.20-0.25
0,225
в т.ч. сероводорода, м3/т
 
н.о.
 
Объемный коэффициент, доли ед.
 
 
0,9982
Вязкость, мПа*с
1
1
 
1,69
Общая минерализация, г/л
1
1
 
236,05
Плотность, кг/м3
1
1
 
1161
Бобриковский горизонт
Нефть
 
 
 
 
Давление насыщения газом, МПа
3
8
1.6-4.5
2,46
Газосодержание, при однократном
 
 
 
разгазировании, м3/т
3
8
5.03-11.38
1,0216
Объемный коэффициент при однократном
 
 
 
разгазировании, доли ед.
3
8
1.0140-1.0282
1,0216
Плотность, кг/м3
3
8
895.0-907.0
905,9
Вязкость, мПа*с
3
8
28.91-88.43
55,54
Объемный коэффициент при дифферен-ном
 
 
 
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
3
8
1,0001
1,0001
 
 
 
 
Пластовая вода
 
 
 
Газосодержание, м3/т
 
0.08-0.12
0,1
в т.ч. сероводорода, м3/т
 
н.о.
 
Объемный коэффициент, доли ед.
 
 
0,998
Вязкость, мПа*с
2
2
1.71-1.72
1,71
Общая минерализация, г/л
2
2
235.27-260.80
248,04
Плотность, кг/м3
2
2
1164.0-1165.0
1164,5
1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда
скважин

Девонские отложения месторождения.
Фонд скважин на горизонт Д01, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.
Фактически на 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6 оценочных.
Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.
В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.
На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).
В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины - в ожидании ПРС.
Динамика добывающего фонда приведена ниже:
Таблица 1 Динамика добывающего фонда
Категория
Количество скважин
скважин
на 1.01.2004 г.
на 1.01.2005 г.
+,-
1. Добывающий фонд
27
28
+1
в том числе: фонт
1
1
-
ЭЦН
-
8
+8
ШГН
26
19
-7
2. Действующий фонд
21
25
+4
в том числе: фонт
-
-
-
ЭЦН
5
8
+3
ШГН
16
17
+1
3.Бездействующий фонд
6
3
-3
4.В освоении
-
-
-
Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:
Таблица 2 Среднесуточный дебит скважины.
на 1.01.2004 г.
на 1.01.2005 г.
+,-
Способ эксплуатации
нефть
жидк.
нефть
жидк.
нефть
жидк.
Сред. дебит 1 скв., т/сут
4,2
20,1
4,1
31,9
-0,1
+11,8
фонт.
-
-
-
-
-
-
ЭЦН
6,6
50,5
7,2
82,4
+0,6
+31,9
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
ШГН
3,5
10,4
2,6
8,0
-0,9
-2,4
На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.
Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:
Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин


Категория
Количество скважин
скважин
на 1.01.2004 г.
на 1.01.2005 г.
+,-
Весь нагнетательный фонд
1
1
-
а) скважины под закачкой
1
1
-
б) бездействующий фонд
-
-
-
в) работающие на нефть
-
-
-
г) пьезометрические
-
-
-
д) в освоении
-
-
-

Перейти к полному тексту работы



Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.