Геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Туймазинская нефть характеристика


Гудрон - туймазинская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Гудрон - туймазинская нефть

Cтраница 1

Гудрон туймазинской нефти с содержанием серы 2 8 % был подвергнут нами гидрированию при давлении 300 ат. Коксуемость гудрона снизилась с 16 до 5 2 %, общее содержание серы - до 1 1 % - После коксования этого гудрона общий выход кокса оказался примерно в 3 раза ниже по сравнению с коксованием исходного гудрона.  [1]

Гудрон туймазинской нефти с содержанием серы 2 8 % был подвергнут нами гидрированию при давлении 300 ат. После коксования этого гудрона общий выход кокса оказался примерно в 3 раза ниже по сравнению с коксованием исходного гудрона.  [2]

Были исследованы гудрон туймазинской нефти, деасфальтпро-ванный гудрон ( деасфальтизат) и фракции, полученные после фракционировки деасфальтированного гудрона туймазинской нефти пропаном. Характеристика указанных продуктов приведена в статье И. П. Лукашевич и Др.  [3]

В газе термоконтактной переработки гудрона туймазинской нефти содержится 55 % непредельных углеводородов, из них 4 7 % этилена, 32 1 % пропилена и 18 2 % бутиленов.  [4]

Остаток от вакуумной перегонки - гудрон туймазинской нефти, содержащий до 6 % церезина и до 75 % смол, проходит деасфальтизацию в растворе пропана; деасфальтированный гудрон поступает на очистку селективным растворителем фенолом. В результате из гудрона удаляются асфальтены, смолы, ароматические углеводороды, в первую очередь полициклические. Остаточный рафинат, полученный после фенольной очистки, содержит много твердых углеводородов, в частности церезина, и для понижения температуры застывания нуждается в депарафинизации. Депарафинизация проводится в растворе ацетон-бензол-толуола. После депарафинизации температура застывания продукта снижается от - ( - iO0 до - 10 и даже ниже.  [5]

При расчете противоточного процесса деасфальтизации используем продукты разделения гудрона туймазинской нефти: фракция 1 - парафино-нафтеновая, фракция 2 - легкая арома-тика, фракция 3 - средняя ароматика, фракция 4 - тяжелая ароматика, фракция 5 - коагулят.  [7]

При расчете противоточного процесса деасфальтизации используем продукты разделения гудрона туймазинской нефти: фракция I - парафино-нафтеновая, фракция 2 - легкая арома-тика, фракция 3 - средняя ароматика, фракция 4 - тяжелая ароматика, фракция 5 - коагулят.  [9]

Выход продуктов коксования и качество дистиллятов от коксования гудрона сергеевской нефти близки к аналогичным показателям, полученным в условиях лабораторного коксования гудрона туймазинской нефти.  [10]

Первые два образца, выделенные из экстрактов дуосол-очистки концентратов эмбенских нефтей, представляют твердые битумы с относительно высокой температурой размягчения и характеризуются очень благоприятным соотношением между растяжимостью и твердостью; они представляют собой битумы с новыми сочетаниями основных свойств: твердости, растяжимости и размягчения. Третий образец, полученный при обессмоливании экстракта фенолыюй очистки гудрона туймазинской нефти ( экстракт 5), представляет собой мягкий битум с температурой размягчения 22 и относительно низкой растяжимостью. Битумы от обсссмоливашгя ( деасфальтизации) экстрактов пропаном могут быть использованы как компоненты при производстве товарных битумов или как битумы специального назначения.  [11]

Из данных табл. 25 и 26 следует, что пропан и пропилен растворяют нефтяные остатки намного лучше, чем этилен. Эта закономерность хорошо видна на рис. 17, где построены изотермы растворимости гудрона туймазинской нефти при 105 С в четырех газах. Изотермы растворимости всех тяжелых нефтяных остатков в этилене пологи, что указывает на незначительное увеличение растворяющей способности этого газа с давлением. Растворимость же нефтяных остатков в пропане и пропилене резко возрастает с давлением.  [12]

В качестве исходного сырья для получения остаточных масел был взят деасфальтизат от 25 % - ного гудрона туймазинской нефти.  [13]

В то же время под действием этих веществ в нижней части колонны в области, где происходит пептизация асфальтенов, из мицеллярных оболочек вытесняются высокоиндексные компоненты сырья. Эти положения, вытекающие из обобщенной теории де-асфальтизании, объясняют возможность увеличения выхода деасфальтизата с одновременным улучшением его качества при рециркуляции части асфальтовой фазы. В качестве таких добавок за рубежом используют, например, диэтилкарбамат. На основании опытов [28] по деасфальтизации гудронов туймазинской нефти, проведенных в лабораторных условиях при температуре 80 С и массовом отношении пропана к сырью, равном 3: 1, показано, что в качестве такой добавки может быть использован ацетон.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Туймазинская (товарная) нефть - Справочник химика 21

из "Сернистые и высокосернистые нефти Башкирской АССР"

Туймазинское месторождение нефти было открыто еще в 1937 г., когда из СКВ. 1 был получен фонтан нефти из песчаников нижнего карбона. В 1944 г. скв. 100 вскрыла песчаники нижнефран( ских и верхнеживетских отложений девона и дала мощный фонтан нефти при испытании пластов Д-П [13]. С этого времени Туймазинское месторождение дает промышленную нефть. Исследование туймазинской нефти проводилось в нескольких институтах в различное время. Наиболее ранние изучения качества этой нефти были проведены во ВНИИ НП [14]. Позже в БашНИИ НП также проводились отдельные исследования образцов туймазинской нефти. Однако эти исследования были не достаточно полными. Образец товарной туймазинской девонской нефти 1962 г. исследован значительно полнее. По своей общей характеристике образец товарной нефти 1962 г. мало отличается от исследованных ранее образцов. Содержание серы в нефти 1,44%. В товарной нефти 1958 г. содержание серы было 1,38%, а в образце, исследованном во ВНИИ НП, — 1,47%. Плотность нефти колеблется от 0,852 до 0,858. Потенциальное содержание светлых фракций, выкипающих до 200° С, составляет 25,1—24,4%, а фракций, выкипающих до 350°С, — 49,0—51,6% (рис. 37 и табл. 172—180). [c.128] Туймазинская девонская нефть (товарная) сернистая, смолистая. Из нефти получаются бензины с невысокими октановыми числами. [c.128] Содержание серы в бензинах в зависимости от фракционного состава, как это видно из табл. 181 и 182, изменяется от 0,017о (фракция 28—62°С) до 0,045% (фракция 28—200° С). [c.129] Общая характеристика туймазинской (товарной) нефти 4962 г. [c.129] Из табл. 183 видно, что фракции осветительного керосина содержат серы значительно выше нормы. [c.129] Концентрация дистиллятов дизельного топлива (фракция 180—350°С), содержащих около 1% серы, составляет 29,8% (табл. 184). [c.130] Выход мазута после отбора дистиллятных топлив равен 46,6% на нефть. Вязкость такого мазута при 80°С равна 13,1° ВУ, содержание серы составляет 2,55%. Этот мазут используется в качестве котельного топлива, а также является хорошим сырьем для получения масел (рис. 38—42 и табл. 185—191). [c.130] Исходная фракция после депарафинизации. . [c.141]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Туймазинское нефтяное месторождение - это... Что такое Туймазинское нефтяное месторождение?

Туймазинское нефтяное месторождение — в Российской Федерации, Башкортостан, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937 году.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона на глубине 1-1,7 км. Средняя плотность нефти 0,89 г/см³, содержание серы 2,7-3,0 %.

В 1944 году введена в эксплуатацию новая нефтяная скважина № 100, глубиной 1700 м и дебитом свыше 250 тонн. Она обеспечила дебит, превышающий дебит нефти всех существующих 57 скважин. Первые шесть девонских скважин давали ежесуточно 1100 тонн нефти. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятерку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира. При дальнейшем оконтуривании месторождения размеры его составили 40 на 20 километров.

В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении вообще впервые в мировой практике осуществлялась разработка с поддержанием пластового давления сочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов. Благодаря этому основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.

В 1956 году впервые в стране на Туймазинском месторождении было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях. Тогда же была подготовлена первая нефть экспортной кондиции.

В апреле 1983 года был добыта 300-миллионная тонна нефти на Туймазинском месторождении. А в 1989 году на предприятии была создана служба охраны окружающей среды.

С начала 90-х годов в связи со снижением объемов добываемой жидкости начата комплексная реконструкция системы сбора, системы ППД и системы подготовки нефти, которая продолжается по сей день. В 2001 году впервые в АНК «Башнефть» на территории была введена в эксплуатацию опытно-промышленная установка по переработке нефтешлама. За год работы переработано 5582 тонны нефтешлама, получено 1872 тонны нефтяного сырья.

По состоянию на 2004 год в НГДУ «Туймазанефть» работают четыре цеха добычи нефти и газа, эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 1494 единицы, плановая добыча нефти составляет 900 тысяч тонн в год.

Ссылки

dic.academic.ru

Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 4

К  нижнему водоносному ярусу относятся терригенные отложения девона .

В верхнем водоносном ярусе породы представлены прослоями и линзами песчано-алевролитовых отложений , реже известняков и мергелей . Водоупорами являются глинистые отложения . Залегание водоносных  песчаников в мульдах обуславливает появление напор-ных  пластовых вод .

Воды верхнего водоносного яруса являются пресными  или слабоминерализованными гидрокарбонатно-натриевого или сульфа-тно- натриевого типов ( по В.А.СУЛИНУ ) .Минерализация их обычно не превышает 5 … 10  мг . экв /100 г раствора .

В среднем водоносном ярусе водоносные горизонты приурочены к пористо-кавернозным и трещиноватым карбонатным породам реже пластам песчаников и алевролитов .

В водах , залегающих ниже кунгурского водоупора , возрастает общая минирализация , воды приобретают хлоридно-натриевый состав . Они  представляют метаморфизованные рассолы в большинстве случаев хлоркальциевого типа .

В верхней части артинского яруса встречаются воды с минерализа-цией  40 … 60 мг. экв/100г . (15 … 20 г/л ). Чаще же она выше и достигает 400 мг . экв / 100 г (130 г/ л ) .

Пластовые воды  терригенного девона представляют типичные хлоркальциевые рассолы . Общая минирализация их составляет

820 мг.экв/ 100 ( около 280 г / л ) , плотность – 1193 кг /м3 .  Соли, находящиеся в растворе , представлены практически только хлори-дами , среди которых преобладает хлорид натрия .

В растворе находится около 200 мг/ л закисного железа , бария до

100 мг / л и стронция – от 100 до 500 мг/л .

1.7. Физико – химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Основные показатели свойств нефти по поверхностным и глубин-ным пробам представленны в таблицах 1.2 и 1.3 .

Как видно из таблицы нефти горизонтов ДI  легкие, маловязкие , но сернистые и смолистые .

Газонасыщенность нефтей равна для ДI 58 … 68 м3/т ,  Давление насыщения составляет : в ДI 8.9….9.3МПА .

В процессе разработки происходит снижение величены давле-ния насыщения  нефти и ее газосодержания (2,5 м3/т ) , а также уве-личение значения плотности и вязкости нефти в пластовых условиях.

Характерным для девонских попутных газов является :

1)  Отсутствие сероводорода.

2)  Относительная плотность выше единицы.

3)  Содержание азота 13,3 % по объему .

4)  Относятся к жирным газам.

Таблица 1.2

Физико – химическая характеристика поверхностных нефтей

-------------------------------------------------------------------------------ПАРАМЕТРЫ                                                Д I

Тип коллектора                                             терригенный

Плотность,кг/ см3                                                848

Вязкость кинематическая,х10м2/сек                   10.5

Cодержание в массовых % на нефть

Cеры                                                                      1.5

Смол                                                                      9.5

Асфальтенов                                                          2.5

Парафинов                                                             5.0

Фракционный состав                         

Выкипает % мол. до                            

Начало  кипения                                                      44

100С                                                                         8.9

200С                                                                        28.4

300С                                                                        49.2

Таблица 1.3

Cвойства пластовой нефти и воды в пластовых условиях

--------------------------------------------------------------------------------------   

ПАРАМЕТРЫ                                             Д I

-------------------------------------------------------------------------------------Нефть

Давление насыщения ,Мпа                                     9.12

Газосодержание,м3/т                                              61.9

vunivere.ru

1 краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения 11

СОДЕРЖАНИЕ с.

РЕФЕРАТ 8

ВВЕДЕНИЕ 9

1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11

1.1 Общие сведения о районе 11

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического

разреза Туймазинского месторождения 11

1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 13

1.4 Начальные и текущие запасы 17

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа 19

2 АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 22

2.1 Анализ выработки запасов и эффективность системы

разработки Туймазинского месторождения 22

2.2 Текущее состояние разработки 31

2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи

пластов 36

3 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С

БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ В ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» 40

3.1 Опыт применения и перспективы бурения боковых

стволов на месторождениях ООО НГДУ «Туймазанефть» 40

3.2 Назначение и область применения скважин с боковыми

стволами 44

3.3 Строительство боковых стволов на Туймазинском

месторождение 47

3.3.1 Требования к техническому состоянию скважин 47

3.3.2 Техника и технология бурения боковых стволов 48

3.3.3 Конструкции боковых стволов 51

3.4 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на

Туймазинском месторождение 53

3.5 Проектирование бурения и последующей эксплуатации 67

бокового ствола скважины № 1554 Туймазинского месторождения

3.5.1 Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя

бокового ствола 67

3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины 83

3.5.3 Прогнозирование показателей работы боковых стволов 87

3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового

ствола проектной скважины 93

3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами 102

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 109

4.1 Технико-экономическая и организационная характеристика

ООО НГДУ «Туймазанефть» 109

4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ

«Туймазанефть» 113

4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового

ствола в скважине № 1554 115

4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения

бокового ствола 117

4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по

прогнозным данным эксплуатации скважины 123

5 Безопасность и экологичность проекта 128

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и

экологичности добычи нефти и газа 128

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению

безопасности технических систем и производственных процессов 131

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях 140

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению

экологической безопасности 143

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 152

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

РЕФЕРАТ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»

Дипломный проект 152 с., 26 рисунков, 38 таблиц, 26 источников, 1 приложение.

СКВАЖИНА, БОКОВОЙ СТВОЛ, ПРОФИЛЬ, НЕФТЕОТДАЧА, ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ДЕБИТ

Объектом исследования является эффективность эксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождении. В процессе работы рассмотрены особенности строительства и эксплуатации боковых стволов и анализ их эффективности. В результате исследования выявлены причины низкой эффективности добычи нефти из боковых стволов. Бурение боковых стволов в скважинах приводит к уплотнению существующей плотности сетки скважин, повышению коэффициента охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов. Метод повышения нефтеотдачи пластов буреним боковых стволов находится на стадии широкого применения. Эффективность метода подтверждается экономическими расчетами. Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели приведены в отдельные таблицы.

ВВЕДЕНИЕ

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.

Эффективность извлеченимя нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасовнефти останутся неизвлеченными.

Разработка Туймазинского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико – экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти.

Традиционные системы разработки нефтяных месторождений НГДУ «Туймазанефть» позволяют извлечь лишь до 50 % запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения является бурение боковых стволов из старого фонда скважин.

С одной стороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважины обходится на 30 – 70 % дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

На поздних стадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокой обводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренирования становится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных и простаивающих скважин. Число таких скважин по АНК «Башнефть» составляет несколько тысяч, они могут дать до 1 млн. тонн нефти в год. /4/

Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

mirznanii.com

Геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения

1.  Геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного  месторождения.

1.1.  Общие сведения о районе работ.

 Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана  на территории Туймазинского района в 180 км от  г.  Уфы (Рис 1).

Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тыс. жителей. Основными населенными пунктами, кроме  г. Октябрьского,  являются  г. Туймазы,  р.п. Серафимовский,  станция Уруссу и др. Ближайшей железной дорогой   является линия  Уфа-Ульяновск.  Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык - Уфа - Альметьевск.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является р. Ик - левый приток  р. Камы.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора,  необходимого для бурения скважин [ 6 ].

I.2  Тектоника

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре, расположенной на восточном склоне южного (Альметьевского) купола Татарского свода. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40х20км. Строение ее -  асимметричное. Северо – западное крыло пологое с углами падения 10-30', юго – восточное более крутое – 3-4°. В ядре структуры поверхность кристаллического фундамента образует своего рода выступ с глубиной залегания по замкнутой изогипсе – 1550м. Рельеф поверхности фундамента довольно расчленен. Выявлены отдельные погружения и приподнятые участки с амплитудой относительно прилегающих  зон  ±50м.

В северо-западном направлении от свода наблюдается медленное понижение поверхности кристаллических пород и в пределах месторождения наиболее характерной является изогипса с отметкой -1600м. Юго–восточное крыло структуры погружается согласно с поверхностью фундамента более резко. Здесь установлен крутой уступ с амплитудой около 100м. Вдоль юго-восточной окраины структуры погружение поверхности фундамента постепенно выполаживается в северо-восточном направлении. На участке, соответствующим Муллинской площади, отмечается довольно обширное плато с отметкой -1600м.

Структура Туймазинского месторождения по поверхности репера «верхний известняк» в общих чертах повторяет рельеф поверхности кристаллического фундамента и является четко выраженной асимметричной брахиантиклиналью. Особенности строения крыльев и по этой поверхности сохраняется. С определенной долей условности можно выделить два относительно приподнятых свода – Александровский на юго-западе и Туймазинский – в центре. Вершины этих сводов смещены относительно длинной оси структуры в сторону крутого крыла, т.е. на юго-восток.

На самих структурах выделяется серия локальных куполов различных размеров, обычно не превышающих 1км. Оси этих осложнений расположены без видимой закономерности [12].

По «верхнему известняку» основные размеры структуры сохраняются теми же, что и по кристаллическому фундаменту, хотя отмечается некоторое выполаживание. Так, максимальная амплитуда по замкнутой изогипсе 1485м  составляет около 60м.

Контрастность структуры по вышележащему комплексу становится еще меньше, хотя ее размеры и основные черты строения сохраняются. По тульскому реперу (нижний карбон) амплитуда меньше и составляет 50м.  Такое постепенное «затухание» структуры вверх по разрезу, по всей видимости, объясняется медленным и продолжительным ее ростом и постоянством ее направленности. Это фиксируется и толщиной отложений отдельных частей разреза.

Смена темпов роста структуры в это время, а также подвижки по разломам и фундаменту фиксируется развитием нескольких рукавообразных понижений, секущих структуру под некоторым углом к длинной оси.

Структура сохраняется и по пермским отложениям [13].

1.1  Стратиграфия    

На Туймазинском месторождениии вскрыты породы кристаллического фундамента (AR-PR1) и отложения додевонского (венд) (V), девонского (D), каменноугольного (C) и пермского возраста (P).

    Докембрий

     Рифейская система - R

Породы кристаллического фундамента (AR-PR1)  вскрыты до глубины 4040м (скважина № 2000). Отложения кристаллического фундамента представлены биошитовыми парагнейсами и гранитами.

На биошитовых гнейсах кристаллического фундамента несогласно залегают зеленовато-серые гидрослюдистые аргиллиты, которые переслаиваются с кварцево-полево-шпатовыми алевролитами, присутствуют редкие прослои кварцево-полево-шпатовых и полимиктовых зеленовато-серых песчаников.

     Девонская система – D

vunivere.ru

Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 3

Пористость,%                                :    20,3    20,3    20,8    21,6     20,9

Проницаемость,мкм2                    :   0,354   0,344   0,455  0,522  0,472

Площадь слияния с нижележащим

Пластом в % от площади распро-:

страненности коллекторов           :      24,3   6,2       29,4     10,5    3,5

Пласты песчаников горизонта ДI зачастую сливаются между со-бой . Наибольшей распространенностью по площади характеризуются

Пласты ДI и ДIг , наименьшей – ДIа , ДIб и  ДIд . Характеристика пластов горизонта ДI  приведена в табл. 1.1.

В целом по горизонту ДI коэффициент расчлененности составляет

1,9, коэффициент песчанистости – 0,82.

Залежь горизонта ДI на территории Туймазинского месторожде-ния состоит из 5 площадей полного контура.

Первая – единым контуром нефтеносности объединяет Туймази-нское  и Александровское  поднятия и является основной на Туйма-зинском  месторождении . Остальные расположены на СевероАлександровской,Кзыл-Ярской, Муллинской и Заитовской площадях.

Залежи структурные , сводовые с обширной водонефтяной ча-стью или полностью водоплавающие. Ширина водонефтяной части

Туймазинско-Александровской залежи составляет на северо-западном крыле структуры  от 0,5 до 5 км . и на юго-восточном – 0,2 до 4 км.

Вследствие  наличия природной гидродинамической взаимосвязи между продуктивным горизонтами ДI и ДII, начальное пластовое давление их одинаково и равно 17,35 МПА на отметку минус 1486 м.

Режим залежей – упруго-водонапорный . Нижний предел пористости

Составляет 12 % . Значения средней пористости приведены в табл.1.1.

Пористость составляет соответственно по верхней пачке 20 …21%  и по средней + нижней пачке – 22 %.

Нефтенасыщенность песчаников в нефтяной зоне составляет по пласту ДIа – 86 %, ДIб – 87% , ДI основной – 89 % , алевролитов –77%.

1.5.НЕФТЕНОСНОСТЬ

В пределах Туймазинского  месторождения выявлено 9 продук-тивных  объектов , при опробовании которых получены промышлен-ные притоки : пласты горизонтов ДIV и ДIII в отложениях старооскольского горизонта , горизонта ДII в муллинских отложениях,гори-зонта ДI в пашийских отложениях , продуктивный горизонт в фаменском ярусе , турнейском ярусе (СIkz ; CI zv ), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона (CIbb; CIal ).

Верхняя  пачка отличается резкой литологической изменчиво-стью , выражающейся в замещении песчаников глинистыми алевро-литами  и неоднородностью коллекторских свойств .

Горизонт ДI  на Туймазинском месторождении является основным объектом разработки . Более подробно описано в следующей главе .

Скопления нефти промышленного значения приурочены к кар-бонатным отложениям фаменского яруса . Здесь выявленно 23 самос-тоятельных залежи различного размера .

Толщина продуктивных интервалов достигает 22 м, в среднем –

12 м . Обоснование ВНК в  залежи фаменского яруса производилось по результатам опробывания  и составляет от минус 1102 м до минус

1116,0 м .

Залежь нефти структурно – литологическая , приуроченная  к

Плотным кавернозно – трещиноватым известнякам . Режим залежи не изучен . Начальное пластовое давление предположительно составляет

14,0 МПА . Связь между отдельными участками залежи затруднена в ввиду низкой проницаемости . Давление насыщения не замерялось и принято в 5,2 МПА по аналогии с Копей-Кубовским месторождением

По геофизическим данным средняя пористость равна 2,65 % .

Коэффициент нефтенасыщенности около 0,63 % .

1.6. ВОДОНОСНОСТЬ

Туймазинское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна . Осадочный чехол  бассейна расчленяется на три водоносных  яруса : верхний, средний и нижний .

К верхнему водоносному ярусу относятся  отложения , залега-ющие  выше кунгурской галогенной водоупорной толщи .

К среднему водонапорному  ярусу относятся терригенно-карбо-натные  отложения между кунгурским водоупором и кыновско-доманиковыми отложениями .

vunivere.ru