Технология добычи нефти на нефтегазовом месторождении
Отчет по практике - Разное
Другие отчеты по практике по предмету Разное
1. ОЗНАКОМЛЕНИЕ С РАЙОНОМ ПРАКТИКИ
.1 Общие сведения о месторождении
МЕСТОРОЖДЕНИЕ БАХМЕТЬЕВСКОЕ
Тип месторождения: нефтегазовое
Административная принадлежность: Волгоградская область
Нефтегазоносная провинция: Волго-Уральская
Нефтегазоносная область: Нижневолжская
Тектоническая принадлежность: Юго-восточный склон Воронежской антеклизы; Уметовско-Линевская впадина
Начало поискового бурения, год: 1951
Год открытия: 1951
Год начала разработки: 1955
Тип структуры: Брахиантиклиналь
Месторождение расположено в 330 км к северу от г. Волгограда. Разведочные работы проводились в комплексе геолого-геофизических исследований, осуществлявшихся в северных районах Доно-Медведицкого вала и завершившихся открытием в 1919 г. Жирновского месторождения. В декабре 1951 г. при опробовании отложении тульского горизонта получен нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие Бахметьевского месторождения. В результате последующих разведочных работ установлена нефтегазоносность двенадцати пластов. Бахметьевское месторождение является одним из крупных в Волгоградской области и разрабатывается с 1955 г. На площади месторождения до передачи его в эксплуатацию было пробурено 16 разведочных скважин.
Бахметьевское поднятие отделяется от находящегося к югу Жирновского небольшим прогибом амплитудой до 40 м. Оно имеет по каменноугольным отложениям резко асимметричное строение и вытянуто с северо-востока на юго-запад. Углы падения на западном крыле достигают 40. на посточном 1 40'-2. Размер поднятия уменьшается с глубиной. По кровле воронежского горизонта складка узкая, вытянутая, со сводом, смещенным на юго-запад по отношению к сводам каменноугольных отложений. На север и восток мощность терригенного девона значительно сокращается.
.2 Нефтегазоносность месторождения
Нефтегазоносность месторождения приурочена к каменноугольным и верхнедевонским отложениям.
Залежь нефти воронежского горизонта приурочена к доломитизированным трещиноватым известнякам и серым доломитам. Залежь небольшая, разрабатывается с сентября 1965 г. Дебит скважины составлял 10 т/сутки.
Нефть имеет плотность 0,821- 0,835 г/см3, содержит 1,8-2,7% парафина, 0,31- 0,93% серы, 5-12% смол акцизных; выход легких фракций (до 300 С) 52-56%.
Залежь нефти и газа евлановско-ливенского горизонта приурочена к переслаиванию известняков, доломитов и доломитизированных известняков. Известняки трещиноватые, с псевдоолитовой структурой. Залежь расположена в самой верхней части горизонта и имеет небольшой размер. Начальный дебит скважин 40 т/сутки. Залежь разрабатывается с 1963 г.
Нефть легкая, плотностью около 0,815 г/см3, малосернистая (0,31%), малосмолистая (около 7% акцизных смол), парафинистая (3,49%); выход легких фракций (до 300 С) 54-66%.
Залежь нефти и газа кизеловского горизонта связана с органогенными детритусовыми известняками, участками перекристаллизованными, содержащими небольшие прослои глин. . Залежь нефти небольшая, плавающая. В верхней части пласта обнаружена небольшая газовая шапка. Залежь разрабатывается с 1960 г. со средним начальным дебитом на скважину 20 т/сутки.
Нефть имеет плотность 0,874- 0,908 г/см3, содержит 3,3-4,6% парафина. 0,3-0,8% серы, 12-30% смол акцизных: выход легких фракций (до 300 С) 26-41%.
Залежь нефти и газа бобриковского горизонта приурочена к серым и темно-серым песчаникам, средне- и мелкозернистым, кварцевым, слабосцементированным. Залежь пластовая сводовая, разрабатывается с 1956 г. с поддержанием пластового давления. Начальный дебит скважин 27,2 м3/сутки.
Нефть имеет плотность 0,868 г/см3, вязкость 18,51 сст, содержит 0,30% серы, 17% акцизных смол и 0,71% парафина. Выход легких фракций (до 300 С) достигает 45%.
В тульском горизонте залежи нефти и газа обнаружены в трех пластах: Б-1, А-2 и А-1.
Газонефтяная залежь пласта Б-1 тульского горизонта приурочена к нескольким песчаным прослоям, объединенным в две пачки с общим контуром нефтеносности, но с различным положением газонефтяного контакта. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Залежь пластовая сводовая; средний дебит скважин 31,7 т/сутки. Залежи разрабатываются с 1955 г. с применением законтурного заводнения.
Нефть тульского горизонта имеет плотность 0,860 г/см3, вязкость 48,31 сст, содержит 0,23% серы, 6,17% смол силикагелевых, 2,48% парафина; выход легких фракций (до 300 С) 45%.
Газонефтяная залежь в пласте А-2 приурочена к рыхлым мелко-и среднезернистым кварцевым песчаникам. Залежь пластовая сводовая. Разрабатывается с 1957 г. Газонефтяная залежь в пласте А-1 приурочена к серым органогенным зернистым известнякам, залегающим на 7-10 м ниже кровли горизонта. Залежь нефти небольшая, с газовой шапкой, в разработку не введена.
Залежь нефти намюрского яруса связана со светло-серыми известняками зернистыми, сахаровидными, трещиноватыми и пористыми. Залежь пластовая сводовая, разрабатывается с 1959 г.; дебиты скважин 20-1000 т/сутки.
Нефть тяжелая, плотность 0,904 г/см3, вязкая (123,2 сст), малосернистая (0,52%), содержит 6,88% силикагелевых смол, 0,27% парафина; выход легких фракций (до 300 С) 29-32%.
Залежь нефти нижнебашкирского подъяруса связана с пористыми и кавернозными известняками. Залежь нефти разрабатывается с 1960 г.
Нефть тяжелая, плотностью 0,905 г/см3, малосернистая, содержит 0,5% серы, 29,0% акцизных смол и 0,70% парафина; выход легких фракции (до 300 С) 30-34%.
Залежи нефти и газа верхнебашкирского подъяруса приурочены к четырем пластам. Коллекторские свойства IV пласта незначи