отчет по практике. 1 Отчет по практике. 1. Общие сведения о площади
 Скачать 0.99 Mb.
|
|
1. Общие сведения о площади Сармановская площадь одна из краевых северных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. Через условные границы она граничит: на западе – с Березовской, на востоке – с Ташлиярской площадями (рисунок 1). В административном отношении площадь расположена на территории Сармановского, Альметьевского и Заинского районов Татарстана. На территории площади расположены населенные и промышленные пункты – Сарманово, Муртышбаш, Муртыш-Тамак, Кульметьево, Николаевка, Баткак, Верхний Баткак и другие. Магистральные автодороги – Бугульма-Набережные Челны, Альметьевск – Муслюмово. Сармановскую площадь пересекает множество долин, рек и оврагов. Абсолютные отметки поверхности земли колеблются от плюс 139 до плюс 286 м. В пределах площади протекают реки: Малая Ирня, Камышла, Мензеля, Холодный Ключ. Климат района резко континентальный: суровая холодная зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Преобладающее направление ветра юго-западное. Средняя глубина промерзания грунта 1,55 м. Почвы в пределах площади в основном черноземные. Основными полезными ископаемыми является нефть, большое распространение имеют глины кирпичные. Они применяются для изготовления кирпича и других строительных материалов. По характеристике флоры район относится к лесостепной зоне. Степные ковыльные участки встречаются на водоразделах где из-за малой мощности почвенного покроя (около 20 см) затруднена распашка земли, и на крутых склонах южных экспозиций. Леса расположены, главным образом, по водоразделам. Больше всего их на Заинско-Шешминском водоразделе. В основном, это широколиственные с преобладанием липы, дуба, клена, много березняков и осинников. Коренные жители района – татары. Кроме них здесь живут русские, башкиры, украинцы и другие. На площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа, воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, автоматики и телемеханики. Система сбора нефти и газа герметизированная, напорная, однотрубная, выполненная по схеме «скважина-ГЗУ-ЦСП-1 и II ступеней сепарации». Отделившийся газ перекачивается на Миннибаевский ГБЗ. Система поддержания пластового давления состоит из кустовых насосных станций, сети подводящих и разводящих от КНС до нагнетательных скважин водоводов. Источником водоснабжения является Камский водовод и очищенные сточные воды. Добыча нефти на площади осуществляется механизированным способом. Все объекты по добыче нефти, ППД комплексно автоматизированы и телемеханизированы. 2.Геологическое строение площади Сармановская площадь расположена на северном погружении Южного купола Татарского свода. В административном отношении Ромашкинское месторождение занимает территорию Альметьевского, Лениногорского, Сармановского, Бугульминского и Азнакаевского районов. Осадочную толщу площади составляют девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения (рисунок 2.1). Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1260-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского до фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно. Нижняя часть разреза девона, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами (горизонты Д0 и ДV). Общая толщина терригенной части девона достигает 200 метров. Верхняя часть разреза девона, от саргаевского горизонта до данково-лебедянского включительно, сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет в среднем 450-500 метров. Толщины горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания – от 3 до 125 метров. В литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе и корреляцию. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов, имеющих локальное распространение. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров. Общая толщина до 820 метров. Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей. Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Слагаются известняками серыми, темно-серыми от включения углисто-глинистого материала, органногенными и мелкозернистыми, участками перекристаллизованными и пористыми. Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные песчано-глинистые, отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения залегают от дневной поверхности до глубины 460 м. Четвертичные отложения имеют небольшой объем, толщиной от 0 максимально до 28 м, и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются также древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий современных речных террас, пойм и склонов водоразделов. Сармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского нефтяного месторождения. Ромашкинская структура была выявлена геологической съемкой в 1939г. и подтверждена структурным бурением в 1943-1944 годах. В эти годы были получены промышленные притоки нефти из карбонатных и терригенных отложений карбона (1945 год). В 1946 году впервые в Татарии была получена промышленная нефть из пашийских отложений терригенной толщи девона (Бавлинское месторождение). В этом же году была заложена поисковая скважина № 3 на девонские отложения Ромашкинской структуры, которая дала промышленный фонтан нефти из пашийских отложений в 1948 году и доказала промышленную нефтеносность терригенного девона на Ромашкинской структуре. В данной работе рассматриваются отложения нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные пашийскими и кыновскими горизонтами Основным эксплуатационным объектом площади являются отложения кыновского горизонта (Д0). На Сармановской площади в виде основных используются два репера: кровля кыновских глин или подошва репера «аяксы» и репер «аргиллит», залегающий в кровле нижнепашийского подгоризонта и два вспомогательных: кровля пашийского горизонта (репер «верхний известняк» на площади часто замещается глинистыми алевролитами) и репер «глины», залегающий в подошве пашийского горизонта и в ряде случаев замещаемый глинистыми алевролитами. Общая толщина рассматриваемых в работе отложений эксплуатационных  Пласт Д0 представлен высокопродуктивными – I группа, высокопродуктивными глинистыми - (I) группа и низкопродуктивными II группа песчано-алевролитовыми коллекторами. Деление пород на группы проведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов параметров. Нижняя граница пород – коллекторов определена по предельному значению проницаемости (абсолютной) Кпр = 0,03 мкм2. Высокопродуктивные коллекторы имеют абсолютную проницаемость 0,1 мкм2, глинистость 2, высокопродуктивные глинистые – проницаемость 0,1 мкм2, глинистость 2. Низкопродуктивные коллекторы имеют проницаемость в пределах от 0,03 до 0,1 мкм2. Пласт Д0 имеет сложное строение и более чем в половине скважин пробуренного на площади фонда имеет два или три пропластка, разделенные небольшими глинистыми перемычками. Коэффициент расчлененности пласта Д0 на Сармановской площади равен 1,43, в ряде скважин все три пропластка соединяются в единый пласт, часть скважин имеет в своем разрезе один или два из трех пропластков. В общей сложности все три пропластка пласта Д0 гидродинамически связаны между собой. При значительной разнице фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков выработка запасов нефти осложняется Средняя общая толщина пласта Д0 составляет 3,7 м и может изменяться от 0,7 до 14,6 м (скважина 11796д), а средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 3,2 м и изменяется от 0,6 до 12,0 м (скважина 22203). Высокопродуктивные коллекторы имеют наибольшую среднюю по площади нефтенасыщенную толщину – 2,9 м, высокопродуктивные глинистые – 2,3 м, низкопродуктивные – 1,9 м. Какой-либо закономерности в изменении толщины коллекторов по площади в определенном направлении не наблюдается. В настоящее время на Сармановской площади горизонт Д1 подразделяется на два подгоризонта: нижнепашийский и верхнепашийский. Выделяются пласты «а», «б1», «б2», «б3», «в», «гд», различающиеся по особенностям как площадного их распространения, так и залегания по разрезу различных типов коллекторов. На это указывает анализ данных, полученных при расчетах по АРМ «Лазурит». Наиболее значительна величина продуктивной площади по пласту «а» (26,8 % от административной). По пласту «в» доля продуктивных коллекторов в несколько раз меньше она составляет - 2,2 %. Отмеченная выше тенденция подтверждается также информацией по пластам о количестве скважин, вскрывших коллектор и его нефтенасыщенную часть, полученную по «Лазуриту». Как видно из таблицы 2.2 наибольшее количество случаев вскрытия коллекторов отмечается по пласту «а». По пласту «в» количество случаев вскрытия нефтенасыщенных коллекторов значительно ниже, а в пластах «б1», «б2», «б3» и «гд» количество случаев вскрытия коллектора не отмечается. Представляет интерес информация о количестве зональных интервалов, в которых пласты представлены неколлекторами. Как видно из таблицы 2.2, наибольшее количество неколлекторов вскрыто по пластам «б1», «б2» и «б3», а наименьшее – по пласту «а».
Из общего числа всех пробуренных скважин ВНК выделен на Сармановской площади в 129 скважинах (таблица 2.5). Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от минус 1478,0 м до минус 1509,9 м. Средняя отметка составляет минус 1490,4 м. Эти данные указывают, что ВНК не является строго горизонтальным (графическое приложение 1), а имеет сложную поверхность, причем изменение отметок происходит не плавно, а как бы ступенеобразно, что связано с приуроченностью ВНК к различным пачкам пластов (кыновский, нижнепашийские, верхнепашийские). Говорить о среднем положении ВНК по пласту Д1-а нет смысла, так как каждая из залежей имеет самостоятельный ВНК (графическое приложение 2), меняющийся в пределах 20 м (от минус 1486 до минус 1506 м). Выделяемые в разрезе пласты разобщены глинистыми разделами различной толщины (таблица 2.6). Глинистый раздел между пластами Д0 и ДI в среднем составляет 9,6 м, при минимальной величине – 2,1 м. Разделы между пластами горизонта ДI характеризуются меньшими величинами. В целом минимальная величина глинистых разделов составляет 0,4-4,8 м, а максимальная – 6,0-14,8 м.
По данным таблицы 2.7 можно установить тенденцию изменения нефтенасыщенных и водонасыщенных толщин по группам коллекторов и пластам. По I высокопродуктивной неглинистой группе нефтенасыщенная толщина пласта Д1 колеблется от 2,6 м до 2,8 м, водонасыщенная – от 3,1 м до 6,9 м. По (I)
высокопродуктивной глинистой группе коллекторов нефтенасыщенная – 1,5 м, водонасыщенная – от 2,0 м до 4,9 м. По 2 малопродуктивной группе коллекторов нефтенасыщенная – 1,5 м, водонасыщенная – от 1,5 м до 3,2 м. Одной из особенностей геологического строения объекта является его расчлененность. В таблице 2.8 величины коэффициентов песчанистости (Кпес) и расчлененности (Кр) представлены не только по эксплуатационному объекту в целом, но также по продуктивной части раздельно по пласту Д0 и горизонту Д1.
Приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта и его продуктивной части. Величина Кпес по пласту Д0 равна 0,888 по продуктивной части – 0,886, а по горизонту Д1 эти величины в целом и по его продуктивной части составляют, соответственно, 0,836 и 0,762. Коэффициент расчлененности пласта Д0 равен 1,434. По горизонту Д1 этот показатель равен в целом 1,876, а по продуктивной части 1,379. Из этих данных можно сделать вывод, что высокая песчанистость пластов обеспечена за счет низкой расчлененности. На Сармановской площади в пределах продуктивной части значительно различаются по пластам показатели зональной неоднородности (таблица 2.9). Вероятность вскрытия коллектора по пластам изменяется от 0,154 по пласту «б3» до 0,986 по пласту Д0.
Из сделанного выше анализа можно сделать вывод, что залежь нефти горизонта Д1 на площади представлена отдельными небольшими нефтеводонасыщенными полями пласта «а», расположенными среди водонасыщенных коллекторов. А пласты «б1», «б2», «б3», «в» и «гд» представлены практически в пределах всей площади водонасыщенными, 2.2 Основные параметры пласта На Сармановской площади коллекторы кыновского и пашийского горизонтов в целом сложены мониминеральными породами (кварцевого состава), глинистость в среднем составляет 2 %. Коллекторы могут быть отнесены к гидрофильному типу. Выделяется два класса коллекторов: высокопродуктивные (абсолютная проницаемость более 0,1 мкм2) и малопродуктивные (0,03-0,1 мкм2). В высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая – высокопродуктивные неглинистые коллекторы (объемная глинистость менее 2 %), вторая – высокопродуктивные, глинистые коллекторы (объемная глинистость более 2 %). В группе малопродуктивных коллекторов глинистость более 2 %. Породы с проницаемостью менее 0,03 мкм2 отнесены к промышленно непродуктивным. Приведенные кондиционные значения были использованы при создании каталога геолого-геофизических данных по 1044 скважинам Сармановской площади (в работе не приводится ввиду его громоздкости). Данные каталога использовались при проведении расчетов и при построении картографического материала эксплуатационного объекта на базе АРМ «Лазурит». В процессе выполнения работы для характеристики коллекторских свойств выделяемых пластов в работе были использованы, как данные интерпретации результатов проведенных геофизических исследований скважин, так и информация, полученная в процессе лабораторных и гидродинамических исследований. Ввиду преобладающего количества данных средние величины параметров приняты по данным геофизических исследований. Высокопродуктивные коллектора представлены песчаниками с глинистостью до 2 %, со средневзвешенной по толщине пористостью и проницаемостью, равными по пласту Д0 0,210 и 0,683 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,811; по пласту ДI – 0,210 и 0,579 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,809 (таблица 2.10). Высокопродуктивные глинистые коллекторы пласта Д0, представлены песчаниками с глинистостью более 2 %, со средневзвешенной по толщине пористостью и проницаемостью, равными по пласту Д0 0,200 и 0,360 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,725; по пласту ДI – 0,185 и 0,225 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,719. Малопродуктивные коллекторы со средневзвешенной по толщине пористостью и проницаемостью, равными по пласту Д0 0,162 и 0,070 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,654; по пласту ДI – 0,080 и 0,064 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,673. В целом по Сармановской площади средневзвешенная по толщине пористость и проницаемость по пласту Д0 равны 0,200 и 0,494 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,764; по пласту ДI – 0,187 и 0,385 мкм2, средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность равна 0,773. Данные об особенностях распределения проницаемости по данным ГИС Сармановской площади представлены в таблице 2.11. Наибольшее количество случаев (около 93 %) сосредоточено в интервале до 1,000 мкм2, а в интервале до 0,1 мкм2 – 14 % случаев. Кроме того, можно отметить, что достаточно большое число интервалов характеризуется небольшим количеством определений. Таким образом, данные таблицы указывают на наличие значительной неоднородности эксплуатационного объекта по проницаемости. Для отложений пашийского горизонта среднее значение проницаемости равно 0,540 мкм2, пористости – 0,206, нефтенасыщенности – 0,861 и насыщенности связанной водой – 0,139. По отложениям кыновского горизонта средние значения этих параметров равны, соответственно, 0,474 мкм2, 0,204, 0,851 и 0,149.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||