2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения. Гагаринское месторождение нефти


Введение

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей в Российской Федерации. Доля нефтегазовых доходов в бюджете составляет около половины от всех. Значение нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности в экономическом развитии России чрезвычайно велико. Результаты деятельности нефтяной отрасли являются основной базой для формирования платежного баланса, поддержания курса национальной валюты, имеют ключевое значение для преодоления кризисных явлений. 

Последние десять лет добыча нефти в России имела положительную динамику(2002 г.- 380 млн. т. ,2012 г.-517 млн.т.), причем в 2009 и 2010 году Россия была на первом месте в мире по добыче. Средняя проектная нефтеотдача в России постоянно снижается, хоть и внедряются новые технологии добычи и воздействия на пласт. Снижение скорее обусловлено тем, что добыча с каждым годом ведется из все более сложных с точки зрения разработки месторождений, а также месторождений с небольшими запасами. Позитивной тенденцией развития нефтяной отрасли является формирование новых нефтедобывающих центров в Западной и Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, на Каспии. Однако ввод новых мощностей в 2012-2020 гг. не компенсирует сокращение добычи на выработанных месторождениях. Кроме того, ввод в эксплуатацию новых месторождений нефти потребует соответствующего развития системы утилизации попутного нефтяного газа, конденсата и прочего углеводородного сырья, объемы добычи которого превышают как существующие производственные мощности предприятий нефтегазохимии, так и систем трубопроводного транспорта по ряду направлений. Основными проблемами средне- и долгосрочного развития нефтегазовых компаний являются нерациональное недропользование, несоответствие условий и показателей воспроизводства минерально-сырьевой базы задачам развития отрасли, а также особенности налогообложения, не обеспечивающие достаточных стимулов углубления переработки сырья, проведения геологоразведочных работ, разработки трудноизвлекаемых и низкокачественных запасов.

В данном дипломном проекте проводится анализ разработки и эксплуатации залежи нефти в отложениях фаменского яруса Гагаринского месторождения. Для повышения эффективности разработки залежи, с учетом ранее проведенных ГТМ, обосновано применение современной технологии кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП). Проведен анализ геолого-технического состояния фонда добывающих скважин и выбор объекта для КГРП. По прогнозируемому дебиту нефти после ГТМ проведено технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта и получена положительная оценка целесообразности его проведения.

1. Общая характеристика предприятия и района работ

В административном отношении Гагаринское месторождение нефти расположено в Красновишерском районе Пермского края. От краевого центра г.Перми удалено в северном направлении на расстоянии 470 км, от г.Красновишерска – южнее на 30 км. Связь с краевым центром осуществляется круглогодично по трассе регионального значения Пермь-Березники-Соликамск-Красновишерск, в летний период по рекам Кама и Вишера, а также по железной дороге Пермь-Соликамск.

В орографическом отношении территория месторождения расположена в междуречье рек Язьва и Глухая Вильва и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 300 до 130 м. Минимальные рельефа приурочены к урезу р.Вишера. Превышения водоразделов над урезами прилегающих рек составляет от 50 до 70 м, достигая 150 м в восточной части района исследований.

В пределах площади широко развита речная сеть, много озер, наиболее крупными являются р.р. Язьва, Вишера и Глухая Вильва, озера Сосновское и Губдорское. Долина р. Вишеры асимметрична, с более крутым и обрывистым правым склоном. Глубина русла реки колеблется от 1 до 2,5 м. Река Язьва, левый приток р.Вишеры, пересекает район исследований с юго-востока на северо-запад. Русло реки сильно меандрирует, образуя озера и старицы, а ее глубина изменяется от 1 до 1,5 м. Один из притоков р. Язьвы - р. Глухая Вильва протекает в южной части исследуемой площади. Русло р. Глухой Вильвы сильно меандрирует, образуя множество стариц. В западной части изучаемой площади течет р. Колынва – левый приток р. Язьвы.

Район работ сильно заболочен. Наиболее крупные болота «Дорыш» и «Гагаринское». Большая часть месторождения находится на территории Гагаринского болота, которое является памятником природы. Его глубина составляет 2 м, а в центральной части достигает 6 м.

Значительная часть территории покрыта лесом, имеются старые вырубки, частично пахотные земли. Лес смешанный, преимущественно хвойный. Преобладает сосна, ель, пихта, из лиственных – осина, береза.

Почвы - подзолистые песчаные и болотные.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и теплым, но коротким летом. Средняя годовая температура минус 0,2ºС. Средняя температура января минус 17,2ºС, июля плюс 16,8ºС. Среднегодовое количество осадков составляет 852 мм. Толщина снежного покрова до 1 м, глубина промерзания почвы от 1,0 до 1,5 м. Преобладающее направление ветра в течение года – южное.

Населенных пунктов в районе работ нет, расположены они по долинам рек. Наиболее крупные из них: Мысья, Верх-Язьва, Цепел, Бычина и Яборово.

По национальному составу среди населения преобладают русские. Жители, в основном, заняты в нефтедобывающей, деревообрабатывающей и местной промышленности, а также в сельском хозяйстве.

Основным путем сообщения является шоссе с. Верх-Язьва – г. Красновишерск. Остальная дорожная сеть на площади представлена, в основном, грунтовыми дорогами, пригодными для проезда в сухое время года.

Ближайшими разрабатываемыми газонефтяными месторождениями являются: Гежское, Кисловское, Озерное, Мысьинское и Маговское. Расположение Гагаринского месторождения и соседних с ним изображено на рис. 1.1.

В пределах исследуемой площади месторождений твердых полезных ископаемых, числящихся на Государственном учете, нет. Неподалеку находится Верхнекамское месторождение калийных солей, возле с. Губдор находится месторождение формовочных песков, используемых для нужд Пермского края.

Рис. 1.1. Карта Гагаринского месторождения

К северо-востоку от Гежского месторождения по долине р. Вижаихи ведутся поисково-разведочные работы на россыпное золото.

Техническое водоснабжение осуществляется пресными подземными водами из водозаборных скважин, расположенных на площадке 1-го нефтедобывающего куста №№ 1/1, 1/2 и резервной водозаборной скважины № 6569 глубиной 80 м, со средним дебитом около 10 м3/сут. Вода из ближайших речек также является источником для производственно-пожарного водоснабжения.

На территории Гагаринского месторождения отсутствуют объекты хозпитьевого водоснабжения.

studfiles.net

Содержание

СПИСОК ТАБЛИЦ 5

СПИСОК РИСУНКОВ 7

ВВЕДЕНИЕ 9

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ 10

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАГАРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 15

2.1. Тектоническое строение 15

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика 16

2.3. Нефтегазоносность 22

2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна 24

3. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ 29

3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность 29

3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа 31

3.3. Состав и свойства пластовой воды 34

3.4. Начальные запасы нефти и газа 36

3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки 38

4. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ 39

4.1. История разработки 39

4.2. Анализ текущего состояния разработки 40

4.3. Анализ энергетического состояния залежи 44

4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки 48

4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов 51

4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов 54

4.7. Геолого-гидродинамическая модель 57

4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта 59

5. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 60

5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин 60

5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин 63

5.3. Анализ фонда скважин 66

5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин 67

5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин 70

5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов 71

5.7. Анализ ремонтов скважин 72

5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин 74

5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле 77

5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин 81

6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ 82

6.1. Анализ плотности остаточных запасов 82

6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения 83

6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта 85

6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта 92

6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта 98

6.6. Прогнозирование дебита после КГРП 132

6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи 134

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РЕКОМЕНДУЕМОГО МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА 135

7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта 135

7.2. Объем необходимых инвестиций 139

7.3. Величина эксплуатационных затрат 139

7.4. Оценка выручки от реализации продукции. 140

7.5. Оценка прибыли от реализации продукции. 140

7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции. 141

8. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 148

8.1. Введение 148

8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции 149

8.3. Методика оценки безопасности рабочего места 152

8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда 155

8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода 157

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 160

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 161

Приложения 162

studfiles.net

2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения

2.1. Тектоническое строение

В тектоническом отношении Гагаринское месторождение приурочено к одноименной структуре IIIпорядка, расположенной в северо-восточной части Соликамской депрессии в районе северной оконечности Березниковского палеоплато внутренней зоны ККСП.

Соликамская депрессия представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230х(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермскую эпоху за счет накопления флишоидно-молассовых отложений артинского яруса – «терригенного клина».

На основании площадных сейсморазведочных работ установлено, что на исследуемой территории поверхность кристаллического фундамента залегает несогласно с отражающими горизонтами палеозоя. Поверхность фундамента наклонена в северо-восточном направлении в сторону Предтиманского прогиба.

Рифейские отложения подтвержденные бурением и сейсморазведкой в северной части Соликамской депрессии, залегают на выступах и гребенообразных понижениях фундамента и погружаются в тех же направлениях, что и его поверхность. На рифейских отложениях с угловым несогласием залегают вендские отложения. Отложения вендского комплекса моноклинально погружаются в направлении с северо-запада на юго-восток.

В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта по-прежнему намечается моноклинальный склон в юго-восточном направлении.

В позднем девоне произошли существенные изменения в развитии рассматриваемого района. Вся территория испытывала устойчивое погружение и развивалась в условиях глубоководного шельфа, образовались палеорифовые массивы. В условиях перикратонного опускания и глубоководной морской обстановки сформировалась Камско-Кинельская система прогибов, в области которых и находится современная Соликамская депрессия.

Ширина Березниковского палеоплато в северной части колеблется от 26 до 40 км. Северная граница палеоплато проходит по внешним склонам Язьвинского и Цепелского рифовых массивов. Форма этих массивов овальная, наиболее крупные имеют несколько рифов. Рифы характеризуются максимальной толщиной верхнедевонского комплекса - более 500 м. Западные вершины (рифы) на массивах наиболее приподняты. В северной части Березниковского палеоплато рифовые массивы имеют меньшие размеры, чем в средней и южной частях. Одним из этих массивов является - Гагаринский.

Сейсморазведочные работы по технологии 3D позволили уточнить строение Гагаринской структуры.

По кровле структурного плана ОГ IIП структура картируется в виде куполовидной складки изометричной формы, центральная и северная части которой изучены бурением. Его поверхность осложнена тремя вершинами, морфологически более выражена западная, вытянутая в меридиональном направлении. Она имеет высокое гипсометрическое положение. Размеры ее в пределах замкнутой изогипсы минус 1870 м 4,0х3,5 км, амплитуда 126 м.

В пределах Гагаринского массива открыты залежи нефти в верхних частях собственно рифовых построек (пласт Фм) и в ловушках структур облекания рифов (пласты Бш и См).

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Гагаринского месторождения изучен по данным структурных, параметрических, поисковых и разведочных скважин, от вендских до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая глубина составила 2473 м. в скв. № 162.

Осадочный чехол слагают верхнепротерозойские и палеозойские отложения, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента. Верхнепротерозойская толща представлена рифейским и вендским комплексами.

Рифейские отложения перекрыты терригенными породами вендского комплекса. Вендский комплекс пород представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами.

На размытой поверхности венда залегают карбонатно-терригенные породы нижнефранского подъяруса в составе тиманского горизонта. Терригенные породы представлены аргиллитами, слагающими в основном верхнюю часть пачки, алевролитами и песчаниками, развитыми в нижней части.

Аргиллиты темно-зеленовато-серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, тонкослоистые, плитчатые, редко с зеркалами скольжения, с обугленными растительными остатками.

Алевролиты светло-серые с зеленоватым оттенком и темно-серые, неравномерно глинистые, прослоями сильно глинистые, мелкозернистые, с обугленными растительными остатками.

Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, кварцевые, мелко-среднезернистые, несортированные, с зернами крупнопесчаной и мелкогравийной размерности, с нечеткой тонкой и мелкой слоистостью, с редким растительным детритом, мелкими включениями пирита.

Среднефранские отложения подразделяются насаргаевскийидоманиковый горизонты.

Отложения саргаевского горизонтапредставлены известняками светло-серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, неравномерно доломитизированными, прослоями глинистыми, тонкокристаллическими, плотными с толщиной 17 м.

Разрез доманикового горизонтапредставлен известняками с прослоями сланцев, аргиллитов, мергелей. Толщина 3 м.

Верхнефранский подъярус включает в себя мендымский и нерасчлененные воронежский, евлановский, ливенский горизонты. Сложен известняками плотными, крепкими, прослоями кавернозными с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом и доломитами известковистыми. Толщина 360 м.

Фаменский ярус представлен двумя типами разрезов: рифовым и межрифовым. Рифовый тип разреза представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Межрифовый тип разреза представлен известняками, участками доломитизированными, глинистыми. Толщина фаменских отложений от 142 до 149 м.

В фаменских отложениях сосредоточены основные запасы углеводородного сырья Гагаринского месторождения.

Каменноугольная система представлена 3 отделами: нижним, средним и верхним. Нижний отдел включает отложения турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

На площади месторождения турнейский ярус сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками доломитизированными, в разной степени глинистыми, с частыми темно-серыми глинистыми примазками, с включениями пирита и белого кальцита по затухающим трещинам. Толщина отложений от 1 до 24 м.

Визейский ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами. Данный стратиграфический интервал сложен чередованием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Толщина от 7 до 9 м.

Тульский горизонт по литологическому составу подразделяется на 2 пачки: терригенную и карбонатную.

Терригенная пачка сложена песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Песчаники преобладают мелкозернистые, алевритистые. Алевролит темно-серый неравномерно песчанистый, мелкозернистый. Аргиллит темно-серый, неравномерно алевритистый. Толщина от 19 до 30 м.

Карбонатная пачка представлена известняками и доломитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые, участками битуминозные, алевритистые, микрозернистые. Доломиты коричневато-серые и темно-серые до черных, неравномерно известковистые, участками глинистые, с включениями ангидрита. Толщина пачки от 9 до 16 м.

Карбонатные отложения верхневизейского подъяруса сложены известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые. Доломиты коричневато-серые, глинистые, битуминозные, участками сульфатизированные. Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, известковистые, алевритистые. Толщина от 137 до 171 м.

Серпуховский ярус представлен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, коричневатые, неравномерно доломитизированные, мелкосгустковые, органогенно-детритовые, окремнелые, трещиноватые с включениями кальцита или глинистого материала. Доломиты серые, разнозернистые, местами известковистые, очень крепкие, прослоями пористые. Толщина от 103 до 132 м.

Средний отдел каменноугольной системы включает башкирский и московский ярусы.

Нижняя граница башкирского яруса проводится в основании известняково-раковинного песчаника. Известняки серые, прослоями темно-серые, органогенно-детритовые, участками доломитизированные, перекристаллизованные, в верхней части неравномерно-глинистые. Известняки трещиноватые и стилолитизированные, поверхности стилолитов покрыты зеленовато-серым глинистым материалом. Толщина от 56 до 75 м. К башкирской толще приурочена промышленная залежь нефти.

В состав московского яруса входят верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с маломощными прослоями доломитов, алевролитов, мергелей. В подошве горизонта обычно преобладают аргиллиты, в средней части - известняки, в верхней части – аргиллиты с прослоями известняков.

Каширский горизонт сложен известняками и доломитами, чередующимися между собой. В нижней части разреза маломощные прослои аргиллитов. Известняки серые и светло-серые с зеленоватым и коричневатым оттенками, микро- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно тонкозернистые. Доломиты с желтоватым оттенком, известковистые, с включениями ангидрита. Толщина от 45 до 63 м.

Подольский горизонт сложен известняками и доломитами, которые преобладают в разрезе. Доломиты серые и темно-серые с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистые, сульфатизированные, с примазками темной глины, участками пористые и кавернозные. Известняки серые и темно-серые с коричневатым оттенком, детритовые, участками окремнелые, с обломками брахиопод, с частыми примазками темно-серой глины по плоскостям наслоения. Толщина от 41 до 54 м.

Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами светло-серыми и серыми с коричневатым оттенком, тонкозернистыми, пористыми и кавернозными, с включениями голубовато-серого ангидрита и примазками темно-серой глины. Толщина от 58 до 76 м.

Верхний отдел сложен известняками и доломитами серыми с коричневатым оттенком, мелкозернистыми с детритом, неравномерно сульфатизированными, прослоями сильно глинистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Толщина от 81 до 106 м.

Пермская система представлена нижним отделом в составе сакмарско-ассельского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.

Ассельский и сакмарский ярусы сложены преимущественно известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком, органогенно-детритовыекристаллические, крепкие, участками окремнелые, с примазками темно-серого битуминозного материала по стилолитовым швам. Доломиты светло-серые и серые, тонко- и мелкозернистые, прослоями и участками окремнелые. Толщина от 186 до 221 м. К проницаемым разностям сакмарских отложений приурочена промышленная нефтеносность.

По литологическому составу артинский ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную. Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками красно-бурыми, разнозернистыми, иногда доломитизированными. Наблюдаются слабые битумопроявления. Толщина пачки от 69 до 96 м.

Терригенная пачка сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями. Песчаники серые, зеленовато-серые, разнозернистые. Алевролиты зеленоватые и темно-серые, глинистые, песчанистые. Мергели темно-серые до черных, с зеленоватым оттенком. Толщина пачки от 402 до 460 м.

Кунгурский ярус включает филипповский и иренский горизонты.

Филипповский горизонт представлен сульфатно-терригенным типом разреза. Верхняя часть - терригенные породы с прослоями карбонатов, встречаются линзы конгломератов; нижняя часть - сульфатные породы.

Терригенная толща: песчаники серые, зеленовато-серые, известковистые, разнозернистые. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, известковистые, тонкослоистые, с растительными остатками. Глины темно-серые до черных, известковистые, алевролитовые, плотные. Мергели тёмно-серые, доломитовые, тонкослоистые, участками алевролитовые, плотные. Известняки и доломиты зеленовато-серые, коричневато - и темно-серые, плотные, крепкие. Слагают они чаще нижнюю часть терригенной толщи.

Сульфатная толща - ангидриты светло - и голубовато-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, с частыми прослоями и прожилками доломитов и аргиллитов. Толщина от 36 до 73 м.

Иренский горизонт состоит из глинисто-ангидритовой и соленосной толщ. Сульфатно-карбонатно-глинистая толща сложена глинами, аргиллитами, глинистыми доломитами, ангидритами. Соляная толща представлена переслаиванием загипсованных и засолоненных глинистых пород. Толщина от 249 до 328 м.

Уфимский ярус представлен соликамским горизонтом и сложен мергелями, песчаниками, глинами, известняками. Толщина от 51 до 101 м.

Четвертичные отложения представлены элювиальными, аллювиальными, флювиогляциальными и элювиально-делювиальными образованиями. Участками имеются торфяники. Четвертичные отложения слагают, в основном, пески кварцевые мелко- и среднезернистые, часто переслаивающиеся с суглинками, редко с галечниками. Толщина до 48 м.

studfiles.net

2.3. Нефтегазоносность

Гагаринское месторождение нефти расположено в пределах зоны нефтегазонакопления северной части восточного борта Камско-Кинельской системы впадин в Красновишерском нефтегазоносном районе.

В результате проведения поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в разрезе Гагаринского месторождения промышленная нефтеносность установлена в нижнепермских (пласт См), верхневизейско-башкирских (пласт Бш) и верхнедевонско-турнейских (пласт Фм) карбонатных отложениях.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Нефтепроявления по керну в пределах комплекса отмечены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. В верхне- и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления.

На Гагаринском месторождении залежь нефти приурочена к рифовому массиву. Стратиграфическое расчленение массивной толщи позволило установить, что формирование ее проходило во франское, фаменское и турнейское время .

Залежь нефти пласта Фм связана с турнейско-фаменскими отложениями. Коллекторами являются известняки водорослево-комковатые, водорослево-сгустковые и сгустковые.

Промышленная нефтеносность залежи установлена результатами перфорации интервалов 1934,0 - 1956,0 м (-1792,3-1814,3) м и 1964,0 – 1968,0 м (-1822,3 -1826,3) в скважине № 162, дебит безводной нефти на 2 мм штуцере составил 4,5 т/сут. При опробовании в колонне вышележащеготурнейско-фаменского объекта 1894,0 – 1924,0 (-1752,4 -1782,4) м приток нефти через 5 мм штуцер составил 62 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1880 м, по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя в скважине № 71, где при испытании интервала 2110,0 - 2112,0 (-1877,1 -1879,0) м, получена безводная нефть дебитом 21,2 т/сут и газ - 3,8 тыс.м3/сут на 6,8 мм штуцере. Залежь массивного типа, размеры ее в пределах контура нефтеносности 3,9 х 3,6 км, высота 124,3 м. Общая толщина пласта в пределах контура ВНК варьирует от 41,5 до 132,2 м, составляет в среднем 108,3 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 30,2 м, нефтенасыщенная от 1,3 до 25 м. В пределах нефтяной части выделяется до 29 проницаемых прослоев толщиной от 0,2 до 4,0 м. Коэффициент долевого содержания коллекторов 0,170, коэффициент расчлененности 19,8.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления и промышленная нефтеносность в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях (пласт Бш).

При перфорации интервала 1634,0 - 1651,0 (-1420,9 -1436,9) м в башкирских отложениях скважина № 66 получен промышленный приток нефти дебитом 45 т/сут на 5 мм штуцере и газ 10,1 тыс.м3/сут.

Залежь нефти пласта Бш приурочена к башкирским отложениям, где коллекторами являются известняки биоморфно-детритовые, фораминиферо-водорослевые.

Пласт прослеживается по всей территории месторождения. Условный подсчетный уровень на отметке минус 1462 м.

Общая толщина пласта составляет в среднем 53,1 м. Колебания эффективной толщины от 10,9 до 34,7 м, нефтенасыщенной от 1,2 до 26,9 м средневзвешенная 13,9 м. Размеры залежи в пределах принятого УПУ составляют 3,5 х 2,5 км, высота 49,2 м. По типу залежь пластово-массивная.

Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления комплекса встречены на большинстве месторождений Соликамской депрессии и приурочены, в основном, к отложениям артинского и сакмарского ярусов.

На Гагаринском месторождении нефтепроявления в виде выпотов нефти встречены в керне пяти скважин №№ 66, 68, 71, 72 и 162.

В результате данных исследований в сакмарских отложениях установлена промышленная залежь нефти. Залежь приурочена к органогенно-обломочным, комковато-сгустковым и коралловым известнякам, которые сверху перекрыты более чем 100-метровой толщей плотных известняков верхней части сакмарского и артинского ярусов.

Общая толщина пласта изменяется от 24,2 до 33 м, в среднем составляет 28,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3,6 до 7,7 м, нефтенасыщенная от 1,8 до 5,2 м, средневзвешенная 2,0 м

Условный подсчетный уровень (УПУ) на абсолютной отметке минус 900 м. В пределах принятого УПУ залежь имеет размеры 1,6 км х 0,8 км, высота 10 м. По типу - залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.

studfiles.net

Список таблиц

Номер

Название таблицы

стр.

3.1.

Сводная таблица параметров пласта Фм

29

3.2.

Численное значение проницаемости, пористости и нефтенасыщенности по разным видам исследований

30

3.3.

Коэффициенты расчлененности и песчанистости

30

3.4.

Свойства пластовой нефти

33

3.5.

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

34

3.6.

Состав и свойства пластовой воды

35

3.7.

Запасы нефти залежи в пределах лицензий

37

3.8.

Запасы газа залежи в пределах лицензий

37

4.1.

Основные показатели разработки пласта Фм

41

4.2.

Пластовое давление добывающих скважин

46

4.3.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Гагаринского месторождения

48

4.4.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки фаменской залежи

49

4.5.

Результаты исследований скважин

52

4.6.

Распределение добывающих скважин по фациальным зонам

53

5.1.

Фонд добывающих и нагнетательных скважин

64

5.2.

Средние значения основных технологических показателей

65

5.3.

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти

66

5.4.

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту жидкости

67

5.5.

Распределение фонда добывающих скважин по обводненности

68

5.6.

Параметры технологического режима работы добывающих скважин

69

5.7.

Технологический режим работы нагнетательных скважин

70

5.8.

Результаты применения ГТМ на фаменском объекте

72

5.9.

Эффект от применения КГРП на фаменском объекте

72

5.10.

Текущие ремонты скважин на Гагаринском месторождении

73

5.11.

Регламентные работы на скважинах объекта Фм за 2012 год

74

Номер

Название таблицы

стр.

5.12.

Характеристики нефтепроводов Гагаринского месторождения

78

6.1.

Распределение остаточных извлекаемых запасов залежи по условно выделенным участкам

83

6.2.

Эффективность ГТМ на объекте Фм Гагаринского месторождения

84

6.3.

Дебиты нефти до и после проведенных КГРП

85

6.4.

Продолжительность положительного эффекта от применения КГРП

87

6.5.

Уровень жидкости и затрубное давление в скв. №407

84

6.6.

Результаты расчета забойного давления для скв. № 407

84

6.7.

Зависимость уровня жидкости и затрубного давления в скв. № 427 от времени

94

6.8.

Результаты расчета забойного давления для скв. № 427

95

6.9.

Параметры скважин-кандидатов на проведение КГРП

97

6.10.

Технические характеристики УС-10

104

6.11.

Смесительная установка УС-10 для ГРП

104

6.12.

Технические характеристики УН-2250

108

6.13.

Технические характеристики СКУ-10

111

6.14.

Взаимосвязь различных свойств линейно-упругого материала

116

6.15.

Реологические уравнения состояния

118

6.16.

Параметры скважины-кандидата

123

6.17.

Ожидаемый дебит нефти после ГТМ

131

7.1.

Технологический эффект от проведения КГРП

133

7.2.

Исходные данные для нахождения денежного потока

139

7.3.

Динамика расчётных показателей

141

8.1.

Зависимость расстояния отлета груза от высоты возможного падения

156

studfiles.net

Разведка золота на месторождении Гагаринское в Жамбылской области

Вид полезного ископаемого

Основные элементы: Золото (Au)

Инфраструктура и краткое описание района

Месторождение Гагаринское располагается в Кордайском районе Жамбылской области приблизительно в 200 км западнее Алматы и 60 км от ж/д станции Отар.

Расстояние от участка до автотрассы Алматы-Бишкек по дороге с твердым покрытием 17 км; по полевой - 8 км. Ближайшая ж/д. ст. Бирлик расположена в 35 км от месторождения.

Высоковольтная ЛЭП напряжением в 110 кВ заканчивается в пос. Бирлик, низковольтная ЛЭП (10кВ) проходит в 8 км от участка в пос. Алга.

Краткое описание объекта

На участке отмечается высокая насыщенность аномалиями, ореолами и проявлениями цветных благородных металлов. Комплексное золото-серебро-полиметаллическое оруденение контролируется меридиональным разломом. Выявленная рудоконтролирующая зона приурочена к субширотной долгоживущей тектонической зоне, представленной одной или несколькими сближенными зонами с сульфидной минерализацией. На месторождении условно выделено около 10 частных субширотных зон. Выявлены отдельные рудные тела по которым подсчитаны запасы. Кроме того, выявлены аномалии вызванной поляризации (ВП) аналогичного уровня с оцененными рудными телами. Все это свидетельствует о перспективах обнаружения промышленного оруденения.

Объект недропользования требует проведения геологоразведочных работ с дальнейшей постановкой на государственный баланс.

Запасы/ресурсы и краткое описание геологии

По месторождению на Государственном балансе числятся запасы категории С2 в количестве: руда – 1659,6 тыс.т, золото -9430,3 кг (5,68 г/т). Запасы серебра составляют 85,4 т (51,5 г/т). В представленном Экспертном заключении Комитета геологии и недропользования МИНТ РК от 07.12.2012 г. запасы серебра на балансе не числятся.

Текущий статус и краткое изложение планируемых мероприятий

В декабре 2013 г. получен контракт на недропользование.

Дополнительная информация и примечания

Управление проектом осуществляется 100% дочерней компанией АО «Тау-Кен Самрук» - ТОО «Шокпар-Гагаринское».

www.tks.kz

Месторождение нефти и газа

месторождение нефти и газар, месторождение нефти и газарчин Нефтегазоносная область Нефтегазоносный район Зона нефтегазонакопления

Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

Классификация месторождений нефти и газа

В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.

По величине извлекаемых запасов:

  • уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;
  • крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;
  • средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;
  • мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;
  • очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

По фазовому соотношению нефти и газа:

  • нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
  • газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;
  • нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;
  • газовые, содержащие только газ;
  • газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
  • нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит 325 залежей.

По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европейской, Западно-Сибирской, Северо-Американской, Аравийской, Африканской платформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.

См. также

  • Месторождение природного газа
  • Нефтяное месторождение

Источники

  • «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов»

месторождение нефти и газания, месторождение нефти и газар, месторождение нефти и газарчин, месторождение нефти и газарын

Месторождение нефти и газа Информацию О

Месторождение нефти и газа Комментарии

Месторождение нефти и газаМесторождение нефти и газа Месторождение нефти и газа Вы просматриваете субъект

Месторождение нефти и газа что, Месторождение нефти и газа кто, Месторождение нефти и газа описание

There are excerpts from wikipedia on this article and video

Локальный уровень
МесторождениеЗалежь
п • о • р

www.turkaramamotoru.com