Каррар. Отчет по учебной практике, технологичекой альМансури каррар студент группы о21. 03. 01. 0122
 Скачать 1.79 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Удмуртский государственный университет» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра «Геология нефти и газа» ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ, ТЕХНОЛОГИЧЕКОЙ Выполнил: Аль-Мансури каррар студент группы О-21.03.01.01-22 Направления подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело Направленность подготовки 21.03.01.01 «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Руководитель практики от кафедры ГНГ Доцент, доцент кафедры ГНГ С.А. Красноперова Отчет защищен «___17___»__июля__________2022 г. С оценкой ________________________ ________ подпись  Ижевск - 2022СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………...…2 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ…………………………….3 1.1 Геологическое строение месторождения……………………………..3-4 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разрез……………….4-7 1.3 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов……..7-10 1.4 Свойства и состав пластовых флюидов……………………………..11-14 1.5 Запасы углеводородов………………………………………………..14-15 2 Текущее состояние разработки исследуемого месторождения …………..18 2.1 Проектные показатели разработки месторождения ……………..…18-25 2.2 Фонд скважин…………………………………………………………..25-28 2.3 Методы интенсификации и добычи нефти на данном месторождении ………………………………………………………………………………....28-31 3 Практическая часть……………………………………………………...……32 3.1 Построение структурных карт……………………………………….…..32 3.2 Построение графиков зависимостей коэффициента пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности и их статистичяеских рядов………………………………………………………………………..……33 4 Заключение……………………………………………………………………34 5 Список использованной литературы……………..………………………….35 ВВЕДЕНИЕ Учебная практика, технологическая, проходила на кафедре геологии нефти и газа Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева. Срок прохождения практики: c 21.06.21г. по 10.06.21г. в соответствии с приказом №3624/01-01-05 от 18.06.21г. Место прохождения практики – учебно-лабораторные комплексы ИНГ. Руководителем практики является доцент кафедры ГНГ Красноперова С.А. Цель учебной практики: Целью практики являются закрепление теоретических знаний, полученных студентом во время аудиторных занятий и учебных практик, приобретение им общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций и приобретение им цифровых компетенций, необходимых для работы в профессиональной сфере. Основные задачи: закрепление знаний, полученных при изучении базовых дисциплин, полученных студентами в процессе теоретического изучения дисциплин учебного плана; приобретение практических навыков работы с текущей нормативно-правовой документацией месторождений нефти и газа для решения отдельных задачах по месту прохождения практики; сбор и систематизация материалов для выполнения задания по практике; приобретение навыков по анализу и обработке необходимой информации; Подготовка письменного отчета о прохождении практики (отчет по практике). 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 1.1 Геологическое строение месторождения Ромашкинское нефтяное месторождение – находиться в Российской Федерации, в восточной части республики Татарстана, в 70 км восточнее от г. Альметьевск и западнее на 20 км от г. Бугульма. Месторождение является крупнейшим в России Волго-уральской провинции. Открыто в 1948 в Бугульминском районе ТАССР.Основные тектонические показатели Ромашкинского нефтяного месторождения отнесены к СокскоШешминскомувалу.Ромашкинское нефтяное месторождение тектонически приурочено к крупному платформенного типа асимметричному поднятию широтного простирания и расположено в сводовой части Южного купола Татарского свода.  На основании этих данных было открыто месторождение Шугуровское, и накоплен уникальный материал, который доказывает особенности рельефной структуры. Докембрийский кристаллический фундамент характеризуется наличием подъѐма от Шугурова в направлении северо-востока к населѐнному пункту Ромашкино(Тимяшево) в Новописьмянскогорайона.Открытие крупнейших залежей в кыновско - пашийских коллекторах терригенной толщи девона в пределах вершины Южно-Татарского свода (ЮТС) на уникальном 6 Ромашкинском месторождении значительно снизило интерес геологов к отложениям среднего девона . Месторождение в Ромашкино на сегодня остаѐтся главным месторождением Татарстана.Внедренная новая система разработки нефтяных месторождений в 1962 г. с применением внутриконтурного заводнения, осуществилась на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении".большой группе специалистов "Татнефти" и учѐных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия. В истории освоения татарстанских недр большую роль сыграло Ромашкинское месторождение. В условиях, когда споры о нефтеносности подземных недр Волго-Уральского региона продолжали будоражить научные круги, последнее слово оставалось все же за геологами и буровиками. Открытие все новых и новых нефтяных слоев позволяло науке выдвигать все более смелые гипотезы о промышленных запасах нефти в этом регионе.Развертывание и расширение нефтеразведочных работ и строительство Шугуровского нефтепромысла стали отправными точками для создания в Татарии новой нефтяной базы страны — «Второго Баку». Историческую значимость возникновения нового мощного центра нефтедобычи и нефтепереработки невозможно переоценить. Это было событием поистине мирового масштаба. Между тем открытия следовали одно за другим. В мае 1944 года буровая бригада Я.М. Буянцева скважиной вскрыла промышленную нефтеносность верей-намюрских отложений. Первоначально скважина давала до сорока тонн нефти в сутки, а затем начала эксплуатироваться самоизливом, давая до десяти тонн нефти в сутки. Открытие второго продуктивного горизонта в нижнем карбоне имело значение не только само по себе, но и служило доказательством, что геологи и поисковики находятся на верном пути. Скважины дали уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Тимяшево. И именно в этом направлении необходимо продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов.Открытия нефтяников из соседних республик и областей очерчивали область наиболее перспективного поиска, центр которого находился в Альметьевском регионе. Несомненно, что нефтеразведчики находились в шаге от новых открытий. В это время было принято несколько правительственных постановлений, сыгравших определяющую роль в развертывании строительства новых нефтепромыслов. Уже в марте 1944 года СНК СССР принял постановление о развитии разведочных работ и подготовке к строительству нефтяного промысла на Шугуровском месторождении. В этом документе перед нефтяниками были поставлены большие задачи по наращиванию буровых работ и открытию новых перспективных месторождений нефти для промышленного освоения. В частности, уже в 1944 году требовалось пробурить семь глубоких разведочных скважин общим метражом 4750 метров и довести количество работающих 7 станков в бурении на Шугуровском месторождении до четырех. Большая часть работы по освоению этого месторождения легла на Татарию. Из республиканского фонда были выделены строительные материалы, мобилизовано пятьсот рабочих из числа местных сельских жителей, а для перевозки оборудования и строительных материалов — сто подвод с возчиками . Особые надежды были связаны с бурением скважин близ деревни Ромашкино (Тимяшево) Новописьмянского района. Именно здесь в результате бурения скважины , которое вела бригада молодого бурового мастера С.Ф. Кузьмина из Шугуровской нефтеразведки (начальник А.В. Лукин), было открыто Ромашкинское месторождение нефти в продуктивной толще девона. 25 июля 1948 года при испытании скважины получен фонтан: более ста двадцати тонн безводной нефти в сутки! Впоследствии оказалось, что это не только самое крупное месторождение нефти в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире. 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разрез Сводный стратиграфический разрез Ромашкинского месторождения составлен секторами отдела поисковой и разведочной геологии ТатНИПИнефть на основе классического литолого-стратиграфического разреза. Геологический разрез изучаемого участка сложен девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями с общей мощностью около 2000 метров. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% - на терригенные породы. Наиболее древними образованиями являются гранитогнейсовые породы кристаллического фундамента, над разрушенной поверхностью которого лежат отложения среднего девона.  Рис . 2-Литолого-стратиграфическая разрез Четвертичные отложения 0-10м. Аллювиальные и глинисто-песчанистые породы. Мощность 10м. Пермская система. Казанский ярус 10-130м. Песчаники и глины с прослоями плотных известняков. Мощность 120м. Уфимский ярус 130-250м. Песчаники, глины, аргиллиты. Мощность 120м. Аргинский ярус 250-370м. Кавернозные известняки с включением гипса; мергели и глины. Мощность 120м Средний карбон Мячковский горизонт 450-610м Доломиты, известняки с включением гипса, ангидрида, глины. Мощность 120м Подольский горизонт 610-695м Доломиты, известняки с прослоями глинисто-алевролитового материала. Мощность 85м Каширский горизонт 695-765м Органогенно-обломочные, известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 70м Верейский горизонт 765-805м Органогенно-обломочные, известняки и доломиты с прослоями аргиллитов. Мощность 40м Башкирский ярус 805-855м Известняки с примазками глин и остатками брахиопод. Мощность 50м Нижний карбон Намюрский ярус 855-905м Органогенные известняки с хорошо развитыми стилолитовыми швами и доломиты. Мощность 50м Серпуховско-Окский надгоризонт 905-1125м Известняки, доломиты с включениями гипса и ангидрида, и прослоями известняков. Мощность 210м Яснополянский надгоризонт 1125-1165м Песчаники, известняки, аргиллиты с прослоями углистых сланцев. Отмечены нефтепроявления. Мощность 40м Турнейский ярус 1165-1200м Органогенно-обломочные известняки с включением углисто-глинистого материала. пористые разности известняков насыщены нефтью. Мощность 35м Заволжский слой 1200-1260м. Органогенно-обломочные известняки прослоями окремнелые и стилолизированные. Отмечены нефтепроявления. Мощность 60м Фаменский ярус 1260-1460м Глинистые известняки, прослоями доломитизированные. В доломитах отмечается пятнами битумю Мощность 230м Верхнефранский подъярус. Евлано-Ливенский+воронежский 1490-1610м Переслаивание битуминозно-глинистых известняков в различной степени доломитизированных, доломитов, мергелей. Мощность 120м Бурагский горизонт 1610-1655м Тонкозернистые известняки, глинисто-битуминозные, доломитизированные. Мощность 45м Нижнефранский подъярус. Доманиковский горизонт 1655-1700м Известняки перекристаллизированные, иногда битуминозные. Мощность 45м Саргаевский горизонт 1700-1725м Известняки глинисто-битуминозные с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность 25м Кыновский горизонт 1725-1751м Аргиллиты листовато-слоистые с прослоями сильно глинистых алевролитов и карбонатных пород. Мощность 25м Пашийский горизонт 1750-1785м Переслаивание песчаников и алевролитов в различной степени глинистых с аргиллитами. Мощность 35м Средний девон Живетский ярус 1785-1795 Аргеллиты и алевролиты глинистые, сидеритизированные, с прослоями мелкозернистых песчаников и песчанистых алевролитов, участками нефтесодержащих. Вскрытая мощность 15м 1.3 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа с доказанной нефтеносностью и битуминосностью в широком диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д1) и тиманского (пласт Д0) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км2 как следует из приложения В. Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения. Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона. На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах. На месторождении, как и в целом в пределах восточной части Татарстана с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и простиранию, изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 -карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными - верхние комплексы. Отложения пашийского горизонта (ДI) и пласта Д0 кыновского горизонта, из которых были получены наиболее значительные промышленные притоки нефти, слагают самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводового типа залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Средняя отметка водо-неф- тяного контакта (ВНК) составляет по месторождению минус 1490м. От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок минус 1490 - минус 1500м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта ДI, но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта как следует из приложения Г. Отложения пласта Д0 в основном нефтеносны в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут рассматриваться как части единой пашийско-кыновской залежи.  В нефтенасыщенной части залежей отмечается преобладание высокопроницаемых коллекторов I группы с усредненной пористостью 14,2%, проницаемостью - 0,063 мкм2, остаточной водонасыщенностью - 26,4%. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы (III группа) составляют 10% объема пластов; нефть в этих породах на данном этапе разработки не извлекается. Неколлекторы составляют 16,8%. В объем высокоамплитудных залежей Ромашкинского месторождения входят отложения не только кизеловского горизонта, но и черепетского горизонта. Черепетские отложения представлены теми же структурно-генетическими разностями, что и кизеловские, но за счет некоторого уменьшения размеров породосоставляющих элементов, более обильного цемента в сгустково-детритовых разностях, коллекторские свойства их ниже. Коллекторские свойства отложений определялись как по керновым данным, так и по результатам геофизических исследований скважин. Проницаемость, определенная по керну, составила в среднем 0,030 мкм2. Результаты определения пористости и проницаемости по достаточно представительной информации как по керну, так и по геофизике можно считать достаточно сопоставимыми. Средняя пористость составляет около 12,0% ( может достигать и 20,0%), а нефтенасыщенность - около 72,0% ( может достигать 90,0%). При подсчете запасов, на основе детального изучения различного вида зависимостей, были приняты следующие нижние кондиционные пределы параметров для пород-коллекторов: по пористости - 9,8%, по проницаемости - 0,0015 мкм2 и по нефтенасыщенности-54,0%. При изучении характеристик неоднородности отложений установлено, что доля коллекторов составляет в среднем около 50%, а о достаточно высокой степени неоднородности отложений по разрезу свидетельствует величина коэффициента расчлененности, которая может достигать по отдельным залежам 2-3 и более. Промышленные скопления нефти в терригенных отложениях нижнего карбона приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Наиболее распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части тульского горизонта. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литологофациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи. Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 37 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ как следует из приложения Е. Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м). Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31. Покрышкой для залежей служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами елховского горизонта, имеющих мощность от 1,8 до 4,0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВНК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м. Дебиты скважин в среднем составляют 15 т/сут. Продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским и фильтрационным свойствам и насыщенности слагающих пород как показано в таблице 1. Таблица 1-Характеристика продуктивных отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения
Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. Для них характерна мономинеральность. В обломочном материале преобладает кварц (около 90%) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и устойчивых минералов. Преобладающими среди аутигенных минералов являются вторичный кварц, пирит, кальцит, сидерит, доломит, реже - фосфорит, каолинит, хлорит, анатаз. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийскими. Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта ДI. Пологое залегание коллекторов, значительная послойная и зональная неоднородность являются, с одной стороны, причиной чередования в пределах ВНЗ участков развития пластов нефтеносных (бесконтактная зона) и с подошвенной водой (контактная зона), а с другой - того, что запасы, содержащиеся в этих коллекторах, взаимосвязаны. Эти факторы учитывались в процессе разработки для повышения эффективности выработки запасов по зонам различной степени насыщенности. Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 787,0 до 818,0 кг/м3, среднее значение - 803,0 кг/м3; вязкость нефти от 2,7 до 6,5 мПа.с, среднее - 4,5 мПа.с; объемный коэффициент при дифразгазировании - от 1,1020 до 1,1840, среднее - 1,1549; газовый фактор - 50,1 м3/т; давление насыщения - 9,0 МПа. Средние величины параметров нефти по отложениям турнейского яруса по различным залежам составляют: давление насыщения - 4,1 мПа, газовый фактор - 5,9 м3/т, плотность пластовой нефти 879,0 кг/м3, вязкость - 32,6 мПа.с. Нефти турнейского яруса относятся к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Плотность поверхностной нефти равна 904,0 кг/м3. Содержание серы в нефти изменяется от 1,2 до 4,8% (в среднем 3,2%), асфальтенов от 2,1 до 10,4% (в среднем 3,4%),парафинов - от 2,3 до 14,0% (в среднем 3,0% весовых). При разгонке нефти получены следующие фракции: до 100 0С - 4,1%, до 200 0С - 12,9% и до 300 0С - 29,0% объемных. Таблица 3-Параметры пластовой нефти
|