Гаскаров И. Э. Группа 3Н21120
 Скачать 240.35 Kb.
|
 ННК Н 01-23Гаскаров И.Э.  Группа 3Н211-20 Курсовой проект  Министерство образования и науки Республики Башкортостан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Нефтекамский нефтяной колледж Специальность 21.02.01 Группа 3Н 211-20 Гарное месторождение Пояснительная записка ННК Н211-20.046.01-23 ПЗ Студент Гаскаров И.Э. Руководитель Абдулганиева Э.Р. Содержание
Введение В курсовом проекте рассмотрел Гарное месторождение. Гарное месторождение расположено в республике Башкортостан Российской Федерации, в 22км северо-западу раб. поселка Калтасы.. Открыто оно в 1949 г. и введено в разработку разведочными скважинами в 1955 г. Промышленную разработку месторождения ведет НГДУ «Краснохолмскнефть», базирующиеся в городе Янаул. 1 Геолого-промысловый раздел Общие сведения о месторождении Надеждинское нефтяное месторождение расположено в Калтасинском районе РБ, в 50 км южнее железнодорожной станции Янаул. В географическом отношении Надеждинское месторождение расположено на южном склоне водораздела рp. Буй и Быстрый Танып. Гидростратиграфическая сеть представлена р. Быстрый Танып и ее притоками. Притоки небольшие, мелковидные. Питание рек происходит за счет источников и атмосферных осадков. Вода пригодна для питьевых и технических целей. В географическом отношении Надеждинское месторождение расположено на южном склоне водораздела рек Буй и Быстрый Танып. Самые высокие отметки водораздела достигают 220–227 м над уровнем моря. В пойме р. Быстрый Танып отметки понижаются до 80–100 м. Относительное повышение рельефа составляет 140–147 м. Гидрографическая сеть представлена р. Быстрый Танып (правый приток р. Белой) и его притоками, из которых наиболее значительный – речка Калтаса. Река Быстрый Танып имеет хорошо разработанную асимметричную долину. Пойма реки шириной от 1 до 5 км, местами сильно заболочена. Ширина русла 30–40 м. Глубина реки от 1 до 3 м. Притоки небольшие, мелководные, русла их имеют ширину до 3 м, глубину до 1,5 м. Питание рек происходит за счет источников и атмосферных осадков. Вода пригодна для питьевых и технических целей. Площадь Надеждинского месторождения частично покрыта хвойными и лиственными лесами. Климат района континентальный, лето короткое, жаркое, зима суровая. Средняя температура января минус 17○С, июля – плюс 18○С. Продолжительность снежного покрова 5,5 месяцев (с ноября по апрель). Среднегодовое количество осадков составляет 450–500 мм. Высота снежного покрова до 1,0 м. Заселенность территории месторождения составляет около 70 %. Наиболее крупные населенные пункты: сс. Калтасы и Надеждино. Население смешанное: русские, татары, марийцы. Основное занятие населения – земледелие и животноводство. Климат района континентальный. Среднегодовое количество осадков – 450-500 мм. Дорожная сеть развита довольно хорошо. В северной части площади проходит шоссейная дорога, соединяющая гг. Нефтекамск с Уфой. К западу от него находится уникальное Арланское месторождение, к северо-востоку расположено Кузбаевское, к северу Орьебашское месторождения. Добываемая на месторождении нефть по нефтепроводу Кутерем–Уфа подается на нефтеперерабатывающие заводы г. Уфы. Электроснабжение осуществляется с подстанций 110/35/6 Султанаево и 35/6 Надеждино, водоснабжение из собственных водозаборных скважин, а также с УПС Султанаево. В экономическом отношении этот район, с вводом в промышленную разработку Арланского и других месторождений, из сельско-хозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов республики. Добываемая на месторождении нефть по нефтепроводу Кутерем-Уфа подается на нефтеперерабатывающие заводы г. Уфы. Месторождение разрабатывается НГДУ «Краснохолмскнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Разведка и эксплуатационное бурение на территории месторождения ведется Краснохолмским УБР ОАО АНК «Башнефть». Из полезных ископаемых на территории месторождения, кроме нефти, распространены известняки, песчаники, пески и глины. Карьеры песков и песчаников разрабатывается в окрестностях Янаула, Красного Холма и др. Разрабатывается также карьеры галечников, известняков и суглинков.  Рисунок 1 – Обзорная карта района Надеждинского нефтяного месторождения Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике В геологическом строении Гарного месторождения принимают участие отложения вендской, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Скважинами, пробуренными в пределах Гарного месторождения, изучен разрез отложений до турнейского яруса. Нижезалегающие отложения представлены по геологическому разрезу соседних месторождений. Вендские отложения представлены верхним отделом в составе каировской свитой, сложенной переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Изредка встречаются маломощные прослои сильно глинистых известняков. В отдельных скважинах указанная свита отсутствует. Девонская система представлена верхним отделом, сложенным отложениями живетского, франского и фаменского ярусов. В основании живетского яруса залегают песчано-алевролитовые, неотсортированные породы с примесью грубозернистого гравийного кварцевого материала. Выше развиты глинисто-алевролитовые и карбонатно-глинистые породы с фаунистическими остатками. В верхней части обычно прослеживается прослой аргиллитов толщиной 2-3 м. Толщина 34 м. В составе франского яруса выделяется пашийский, кыновский, саргаевский и доманиковый горизонты. Пашийский горизонт в основании представлен аргиллито-алевролитовыми породами. На них залегают песчаники пласта Д1. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, неравномерно алевритистые и глинистые, по разрезу и по простиранию часто замещаются глинистыми алевролитами. В верхней части горизонта преобладают алевролито-аргиллитовые прослои. Толщина горизонта 40 м. Кыновский горизонт сложен тонкослоистыми участками известковыми аргиллитами с маломощными пропластками алевролитов. В средней части прослеживается прослой известняка толщиной 5-6 м. Этот прослой известняка известный под названием «среднекыновский известняк», является хорошим репером.Толщина горизонта около10 м. Саргаевский горизонт представлен глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. В верхней части встречаются тонкие прослои битуминозных известняков. Толщина около 10 м. Доманиковый горизонт сложен известняками глинистыми, битуминозными, с прослоями мергелей, кремнисто-битуминозных сланцев, с включениями пирита и кремния. Толщина около 36 м. В верхней части франский ярус представлен известняками кристаллическими, плотными, глинистыми, прослоями брекчиевидными доломитизированными и кавернозными. Толщина около 100 м. Фаменский горизонт имеет карбонатный состав и сложен известняками органогенными и кристаллическими, плотными, участками трещиноватыми, встречаются прослои доломитов. Толщина около 210 м. Каменноугольная система представлена тремя отделами. Нижний отдел выделяется в составе турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Турнейский ярус представлен известняками органогенно-обломочными и кристаллическими, в верхней части прослоями кавернозно-пористые. Толщина около 72 м. Визейский ярус представлен отложениями бобриковского, радаевского, косьвинского, тульского, алексинского, михайловского, веневского горизонтов. Бобриковский+радаевский+косьвинский горизонт в основании сложен аргиллитами тонкослоистыми со скорлуповатой отдельностью, прослоями алевритистыми. Выше залегают песчанки пласта CVI, разделенные прослоями углисто-глинистых сланцев и глинистых алевролитов на несколько пропластков CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, участками глинистые и алевритистые. Толщина горизонтов около 52 м. Тульский горизонт имеет терригенный состав и представлен чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. В разрезе выделяются песчано-алевритистые пласты: CII, CIV0, CIV, CV, CVI0, из них промышленно нефтеносные пласты: CII, CIV0, CIV. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, неравномерно алевритистые и глинистые. Алевролиты слабослюдистые, иногда известковые, неравномерно глинистые. Аргиллиты слоистые, слабослюдистые, иногда алевритистые. Толщина горизонта 64 м. Алексинский горизонт сложен известняками кристаллическими, в основной массе глинистыми, плотными, участками слегка окремнелыми, крепкими с подчиненными прослоями доломитов, мергелей и аргиллитов. Толщина около 42 м. Средний отдел каменноугольной системы выделяется в составе башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, серыми, кристаллическими, плотными. В верхней части залегают органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористо-кавернозные и трещиноватые (пласт Сбш). Трещины часто выполнены зеленовато-серой глиной. Толщина 60 м. Московский ярус выделяется в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов. Верейский горизонт представлен переслаиванием известняков, аргиллитов, алевролитов и мергелей. Преобладают карбонатные отложения. Известняки, неравномерно глинистые, прослоями пористые, пористо-кавернозные. Аргиллиты и алевролиты зеленовато-серые, темно-серые, плотные, слоистые, слюдистые, прослоями алевритистые, известковые. В разрезе выделяются прослои промышленно-нефтеносных известняков – пласты Св3 и Св4. Толщина горизонта 54 м. Каширский горизонт сложен переслаиванием доломитов и известняков с прослоями мергелей, и аргиллитов. Доломиты кристаллические, прослоями кавернозно-пористые. Известняки кристаллические и органогенно-обломочные, прослоями пористые и кавернозно-пористые. Как в доломитах, так и в известняках отмечена трещиноватость. В каширском горизонте выделяются четыре пласта – Скш1, Скш2, Скш3, Скш4. Толщина горизонта – 80 м. Подольский горизонт представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов. Известняки, тонкокристаллические и пелитоморфные, окремнелые, плотные, иногда пористо-кавернозные. Толщина 80 м. Мячковский горизонт представлен известняками, тонкокристаллическими, доломитизированными, окремнелыми, местами трещиноватыми. Среди известняков встречаются прослои доломитов. Толщина 116 м. Верхний отдел представлен доломитами и известняками, кристаллическими, плотными, неравномерно глинистыми, с включениями ангидритов. Породы прослоями трещиновато-пористые. Толщина 225 м. Пермская система представлена двумя отделами. Нижний отдел выделяется в составе асслельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Ассельский+сакмарский ярус представлен в нижней части разреза известняками, кристаллическими и органогенно-обломочными, с включениями ангидритов. Толщина 130 м. Артинский ярус сложен переслаиванием известняков и доломитов с прослоями ангидритов. Известняки, сульфатизированные. Доломиты, плотные, сульфатизированные. Известняки и доломиты местами трещиноватые и кавернозные. В основании яруса залегает пачка ангидритов. Толщина яруса 40 м. Кунгурский ярус сложен ангидритами с прослоями доломитов, реже известняков. Ангидриты, с включениями гипса и прослойками доломитов. Доломиты, кристаллические, в нижней части яруса оолитовые. Известняки серые, кристаллические, прослоями глинистые, иногда переходящие в мергели. Толщина 110 м. Верхний отдел представлен отложениями уфимского яруса, сложенного переслаиванием глин, известковых, часто загипсованных и песчаников, разнозернистых, глинистых, с редкими прослоями алевролитов, известняков и мергелей. Толщина 300 м. Неогеновая система залегают на размытой поверхности пермских образований. Они представлены галечниками, состоящими из окатанных галек кремнистых, кварцевых, реже карбонатных пород, и песками. Толщина 10 м. Отложения четвертичного возраста залегают на размытой поверхности третичных и верхнепермских образований. Они представлены суглинками, супесями, глинами и песками коричневато-серого цвета с включениями гравия и гальки. Толщина 16 м. В региональном тектоническом плане месторождение Гарное расположено на северо-западном склоне Башкирского свода, в зоне его сочленения с Верхне-Камской впадиной. Физико-химические свойства нефти, газа и воды Исследования физико-химических свойств нефти и попутных газов производились по глубинным и поверхностным пробам. Исследование состава и свойств нефти газа и воды производилось в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Красносхолмскнефть» (начиная с 1969 г.), ЦНИЛе Бирской ГПК (1984-2001 гг.) и в лабораториях пластовых нефтей УфНИИ (1954 г.), который в дальнейшем был переименован в «БашНИПИнефть» (1970-1995 гг.). Всего по месторождению была исследована 41 глубинная проба нефти из 23 скважин: из отложений каширского горизонта – 6 проб из 6 скважин, верейского– 7 проб из 5 скважин, тульского– 10 проб из 7 скважин; из продуктивных пачек фаменского яруса– 18 проб из 11 скважин. Пачки Скш4 среднего карбона и Dфм1, Dфм2 фаменского яруса остались неосвещенными глубинными пробами. Плотность пластовой нефти в стандартных условиях из отложений каширского горизонта (пачки Скш2вх и Скш2нж) составляет в среднем 0,869 г/см3, а газонасыщенность определена как 20,67 м3/т. В пластовых условиях вязкость нефти равна 11,2 мПа·с. Параметры пластовой нефти верейского горизонта (пачки Св3 и Св4) представлены только плотностью разгазированной нефти и ее вязкостью и составляют соответственно, 0,862 и 0,856 г/см3. В пластовых условиях вязкость нефти принята равной 11,2 мПа·с как для каширского горизонта. Более полно освещены глубинными пробами нефти визейского (пласт CII) и фаменского (пачки Dфм3, Dфм4) ярусов. Свойства пластовых вод. Плотность воды в стандартных условиях 1,12-1,18 кг/м3, общая минерализация 148,6-280,8 г/л, водородный показатель 5,0-10,6 pH, химический тип воды, преимущественный (по В.А.Сулину) – хлоркальциевый. 1.4 Текущее состояние разработки месторождения На Государственном балансе РФ на 01.01.2010 г. числятся начальные геологические запасы нефти категории А+В+С1 в количестве 22728 тыс.т, категории С2 3092 тыс.т. Вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти по сумме категорий А+В+С1 составляют 22868 тыс.т, категории С2 891 тыс.т. На 01.01.2010 г. весь пробуренный фонд Надеждинского нефтяного месторождения составляет 379 скважин, 372 пробурены как добывающие, 7 как нагнетательные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин 248, действующий 229. Бездействующих скважин 19, контрольных 18, водозаборных 13, четыре в ожидании ликвидации, 52 ликвидированных, две скважины наблюдательные за пресноводным комплексом. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин 38, все скважины действующие, одна скважина в ожидании ликвидации. Интенсивное разбуривание месторождения осуществлялось в 80-е и начало 90-х годов. В 1984 г. началось освоение нагнетательных скважин под закачку. Период с 1986 по 1989 гг. характеризуется интенсивным ростом добычи нефти. Максимальная добыча была достигнута в 1989 г. и составляла 269,4 тыс.т при дебите нефти 6,5 т/сут и обводненности 30,6 %. Действующий фонд скважин при этом составлял 139 добывающих скважин и 11 нагнетательных. С 1990 г. годовой уровень добычи нефти начал снижаться. Отбор жидкости достиг максимума в 1993 г. (504,4 тыс.т). Всего с начала разработки на 01.01.2010 г. из объектов месторождения отобрано 3856,469 тыс.т нефти и 9739,540 тыс.т жидкости. Накопленная закачка воды по месторождению составляет 9665,480 тыс.м3, компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составляет 100,5 %, текущая компенсация 160,0 %. Средний дебит скважин по жидкости равен 5,6 т/сут, по нефти 1,3 т/сут, среднегодовая обводненность продукции скважин по месторождению составляет 76,0 %, среднегодовая приемистость нагнетательных скважин 51,7 м3/сут. Газовый фактор 8,7 м3/т, ВНФ 1,5 т/т. Литература 1 Тухватуллин В.З. Анализ разработки Надеждинского нефтяного месторождения. ДООО «Геопроект». – Уфа, 2005. Дог. 4180. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||