КУРСОВАЯ Аида 3н214. Ситдикова. А. А группа 3Н21420
 Скачать 123.26 Kb.
|
  ННК Н 01-22Ситдикова.А.А  Группа 3Н214-20 Курсовой проект  Министерство образования и науки Республики Башкортостан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Нефтекамский нефтяной колледж Специальность 21.02.01 Группа 3Н 214-20 Борьба с высоковязкими эмульсиями в условиях ЮЦДНГ-1 АР УДНГ Пояснительная записка ННК Н211-20.ХХХ.01-23 ПЗ Студент Ситдикова.А.А Руководитель Абдулганиева Содержание Введение 1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Литолого-стратиграфический очерк 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды 1.4 Динамика основных показателей разработки месторождения 1 Геолого-промысловый раздел Общие сведения о месторождении Югомашевское нефтяное месторождение открыто в 1954 г., введено в разработку в 1966 г. Расположено в северной части Республики Башкортостан, на территории Янаульского и Татышлинского районов, в 40 км к востоку от г. Янаула, который является основным населенным пунктом в районе месторождения. В северной части месторождения проходит Казанская железная дорога. Наиболее крупная железнодорожная станция расположена в г. Янаул. Обзорная карта района Югомашевского нефтяного месторождения представлена на рисунке 1.1. В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к Буйско-Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (наивысшая отметка рельефа достигает отметки + 240 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течение воды в реках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы. Район Югомашевского месторождения характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным наличием рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово-Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов. Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Годовое количество осадков 360-420 мм. Средняя температура летом +18 оС, зимой –18 оС. Ветры преимущественно юго-западного направления. В экономическом отношени в районе развита нефтедобывающая промышленность и сельское хозяйство. Район населяют русские, татары, башкиры, марийцы, чуваши. На территории месторождения имеются полезные ископаемые, используемые в строительстве – известняки, галечники, песчаники, глины, пески и суглинки. 1.2 Литолого-стратиграфический очерк Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт СТкз кизеловского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктивная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта, пласт DI пашийского горизонта). Продуктивная пачка Скш4 выделяется в основании каширского горизонта («каширский репер»). Пачка Скш4 сложена доломитами и известняками, с редкими прослоями мергелей и аргиллитов. Пачка представлена коллектором практически во всех скважинах (коэффициент распространения - 0,997). В большинстве скважин пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 1,906). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Скш4 составляет 0,359. Средняя эффективная толщина пачки составляет 2,44 м. Продуктивная пачка Св1 залегает в верхней части верейского горизонта. Он перекрывается плотными глинисто-карбонатными породами толщиной 5-7 м. Подстилается пласт плотными глинистыми и глинисто-известковистыми породами. Пачка представлена коллектором в большинстве скважин (коэффициент распространения - 0,888). В основном пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,379. Средняя эффективная толщина пачки составляет 1,09 м. Продуктивная пачка Св3 соответствует верейскому реперу. Пачка Св3 представлена известняками органогенной и органогенно-сгустково-комковатой структуры. Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В основном пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 2,212). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,506. Средняя эффективная толщина пачки составляет 3,7 м. Продуктивная пачка Св4 представлена также известняками органогенной структуры, залегает в нижней части верейского горизонта. Пачка представлена коллектором в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,543). В подавляющем большинстве пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св4 составляет всего 0,196. Эффективные толщины изменяются от 0,5 до 5,4 м. Средняя эффективная толщина пачки составляет 0,95 м. Нефтеносность продуктивной пачки Сбш связана с верхней частью пачки башкирского яруса. Выявленные залежи в продуктивной пачке по всей площади подстилаются водой и по своему строению относятся к типу массивных. Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В подавляющем большинстве пачка представлена тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 7,4). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Сбш составляет 0,494. Средняя эффективная толщина пачки составляет 8,7 м. Промышленная нефтеносность в ТТНК связана с пластами CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3 тульского горизонта и с пластом CVI бобриковского горизонта. Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения 0,539). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,2). Коэффициент песчанистости составляет 0,938. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,3 м. Пласт СIV0 залегает в средней части тульского горизонта, под непроницаемым двух-трех метровым прослоем известняков и глин, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,630). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м. Пласт СIV также залегает в средней части тульского горизонта, под двухметровым прослоем аргиллитов, сложен как мелкозернистыми песчаниками, так и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором в более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,647). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м. Пласт СV также залегает в средней части тульского горизонта, под одно- двухметровым прослоем аргиллитов или алевролитов, сложен песчаниками и алевролитами. Коэффициент распространения составляет 0,668. В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,061). Коэффициент песчанистости составляет 0,911. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,8 м. Пласты СVI0.1+2 залегают в нижней части тульского горизонта, сложены песчано-алевролитовой породой, отличаются высокой степенью неоднородности. Коэффициент распространения составляет 0,639. В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,193). Коэффициент песчанистости составляет 0,516. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,5 м. Пласт СVI0.3 залегает в подошве тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,785). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,26). Коэффициент песчанистости составляет 0,803. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м. Пласт CVI выделен единым условно. В пределах месторождения выделяются до 4 пропластков, которые хорошо коррелируются и гидродинамически связаны между собой. Коллекторы той или иной части пласта вскрываются во вех без исключения скважинах месторождения (коэффициент распространения составляет 1,0); имеет большие толщины (средняя эффективная толщина пласта составляет 12,7 м). Коэффициент песчанистости составляет 0,778. Пласт представлен 3 и более прослоями в 40 % скважин. Коэффициент расчлененности равен 2,328. Продуктивная пачка СТкз1 залегает в кровельной части кизеловского горизонта, представлена известняками мелкокристаллическими, глинистыми. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 7,2 до 34,6 м. Пачка СТкз1 выделяется, главным образом, в сводовых частях наиболее контрастных поднятий (коэффициент распространения равен 0,645). В большинстве скважин пачка представлен тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 3,5). Доля коллектора продуктивной пачки составляет 0,525. Средняя эффективная толщина составляет 6,3 м. В отложениях фаменского яруса выделяются три продуктивные пачки Dфмс1, Dфмн2, Dфмн3. По всем продуктивным пачкам продуктивные прослои коллекторов залегают в различных частях разреза. Порода-коллектор представлена известняками и доломитами. Коэффициент распространения по пачкам изменяется от 0,590 (пачка Dфмс1) до 0,830 (пачка Dфмн3). Продуктивные пачки представлены в основном 3 и более прослоями. Коэффициенты расчлененности составляют: 3,7 (пачка Dфмс1); 3,4 (пачка Dфмн2); 4,6 (пачка Dфмн3). Содержание коллекторов в пачках изменяется незначительно - от 0,177 до 0,240. Средние эффективные толщины составляют по пачкам: 5,6 (Dфмс1); 5,1 (Dфмн2); 7,0 (Dфмн3). Продуктивная пачка Dас сложена карбонатными отложениями. Единственная залежь вскрыта скважиной 337ТНП, где в интервале глубин 1760,0-1769,0 м (-1531,5-1553,5) компрессором был получен приток нефти. По керну коллекторские свойства не определялись. Характеристика неоднородности продуктивной пачки Dас не изучена. Размеры залежи равны 1,3х0,9 км, высота - 13 м. Толщина коллектора 19,2 м, состоит из 6 прослоев-коллекторов. Залежь водоплавающая. ВНК вскрыт на отметке -1544,5 м. Промышленная нефтеносность в разрезе терригенного девона установлена в пластах Dкн1, Dкн2 кыновского и пласте DI пашийского горизонтов. Коллекторы пластов ТТД сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Пласт Dкн1 невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,241), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,864. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,4 м. Пласт Dкн2 еще более невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,094), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,865. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,3 м. Пласт DI более выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,574), состоит из 1 - 3 прослоев, чаще всего представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,081). Коэффициент песчанистости составляет 0,790. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||