Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и 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: < 30%

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


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


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