Геолого-промысловая характеристика

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Россия, 443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244

Телефон: (846) 278-43-11 Факс (846) 278-44-00 E-mail: rector@samgtu.ru

Нефтетехнологический факультет

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЕТ

По производственной практике

 

Выполнил: Студент Столяров А.А, Факультет нефтетехнологический Курс четвертый Группа 7

 

 

Общая оценка:___________________________________________________ Руководитель практики от университета: доцент, к.х.н. Борисевич Ю.П.; ассистент Жидкова М.В.

(должность, подпись)     (Ф.И.О.)

                             

                                                               

 

Самара, 2017 год

СОДЕРЖАНИЕ

Описание этапов проведения практики …………………………………………….4

1. Введение..……………………………………………………………………….......5

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ………………………………………………………………6

3. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА………………………….7

4. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА…………………………7

5. СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………….12

6. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ…………………………………………………....13

7. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ………………………………….14

8. МЕРОПРИЯТИЯ ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ…………...….....15

9. ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………...16

 

 

ОПИСАНИЕ ЭТАПОВ ПРОВЕДЕНИЯ ПРАКТИКИ

Этап с «26» июня 2017г. по «9» июля 2017г.

Сбор производственной информации по дисциплине

Сбор и подготовка нефти, газа и воды

Собрана следующая информация:

1. Основные сведения о Булатовском месторождении

2. Описание коллекторских свойств пласта С1 Булатовского месторождения

3. Тектоническое сторение анализируемой площади

4. Литолого-стратиграфическое описание продуктивного пласта С1 Булатовского месторождения

5. Схема сбора продукции скважин

6. Информация о всех проектных документах.

7. Сведения о трубопроводах

Этап с «10» июля 2017г. по «17» июля 2017г.

Сбор производственной информации по дисциплине

Эксплуатация нефтяных месторождений

Собрана следующая информация:

1. Технологическая схема Булатовского месторождения

2. Технологический режим работы скважин со сведениями оборудования и параметров работы скважин

3. Карточки работы скважин

4. Паспорта скважин

 

Этап с «18» июля 2017г. по «24» июля 2017г.

Сбор производственной информации по дисциплине

Подземный и капитальный ремонт скважин

Собрана следующая информация:

1. Технологическая схема Булатовского месторождения

2. Сведения по фондам скважин

3. Сведения по проводимым ремонтам скважин

4. Классификатор ремонтных работ в скважинах

5. Требования безопасности и охраны окружающей среды

6. Схема расстановки наземного оборудования

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

Основная цель производственной практики – это обобщить материалы, накопленные ранее на базе ТПП РИТЕК-Самара-Нафта. Наиболее общими задачами производственной практики являются:

- изучение структуры предприятия, организации и технологии производства, основных функций производственных, экономических и управленческих;

- изучение требований ТБ

- Ознакомление с технической документацией

- Ознакомление с технологическими процессами;

- Сбор и обработка материалов для выполнения КП

- Оформление дневника и отчета по практике

 

 

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Булатовское нефтяное месторождение входит в состав Булатовской группы месторождений, расположенной на севере Самарской области. Месторождение открыто в 1987 г.

Лицензией СМР № 01849 НЭ на право пользования недрами с целью геологического изучения и добычи нефти и газа на Булатовском лицензионном участке, выданной 14.02.2014 г. сроком до 25.06.2022 г., владеет ОАО «РИТЭК».

Во вскрытом разрезе Булатовского месторождения нефтеносность установлена в карбонтаных отложениях верхнего карбона (пласты А₃ верейского горизонта, А₄ башкирского яруса), в терригенных отложениях нижнего карбона (нижняя и верхняя пачки пласта СI бобриковского горизонта) и карбонатных отложениях верхнего девона (Д₃^f3-fm франско-фаменского яруса).

Разработка Булатовского месторождения начата в 2000 г. В 1998 г. по Булатовскому месторождению составлен проектный документ начальной стадии освоения " Проект пробной эксплуатации Булатовского и Казаковского месторождений" (протокол ЦКР № 2261 от 21.05.1998 г.). Действующим проектным документом является, составленное в 2008 году, "Дополнение к технологической схеме разработки Булатовского месторождения" (протокол ЦКР Роснедра № 4493 от 24.12.2008 г.).

В 2014 г. обобщение интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ-3Д, исследований дополнительно отобранных проб нефти и результатов бурения и эксплуатации новых скважин повлекло пересчет запасов нефти и коэффициентов извлечения нефти.

Цель документа – уточнение стратегии и оптимального плана освоения запасов Булатовского месторождения по результатам пересчета запасов нефти и ТЭО КИН, апробированного ГКЗ в 2014 г.

 

Краткая геологическая характеристика

По отложениям нижнего карбона участок приурочен к осевой зоне Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП), по девонским отложениям – к Волго-Сокской впадине. На тектоническое строение участка значительное влияние оказал Серноводско-Абдулинский авлакоген, закартированный на юге изучаемой территории.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верейского (пласт А₃) и бобриковского (пласт СI) горизонтов, башкирского яруса (пласт А₄) и верхнедевонского рифового резервуара (Д₃^f3-fm).

 

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Пласт А₃ сложен известняками и терригенно-карбонатными породами.

Залежь пласта А₃ сводовая пластовая, литологически экранированная на востоке структуры (район скв. №№ 502, 607). Размеры залежи составляют 1,7х1,2 км, высота по принятой геологической модели – около 44 м (установленная по скважинам – 43,2 м). Площадь нефтеносности залежи составляет 1583 тыс. м², в том числе в пределах ЧНЗ – 1268 тыс. м² (80 %), в пределах ВНЗ – 315 тыс. м² (20 %). Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м, в пределах ЧНЗ – 6,3 м, в пределах ВНЗ – 2,8 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по данным керна: пористость (102 определения из трех скважин), проницаемость (83 определения из трех скважин); по данным ГИС пористость (54 определения в 14 скважинах), проницаемость (54 определения в 14 скважинах), коэффициент нефтенасыщенности (49 определений в 12 скважинах).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Для обоснования проницаемости использована зависимость пористость-проницаемость, полученная по результатам исследования собственного керна.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти выполнено на основе зависимости остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости, полученной по результатам исследований керна пласта А₄.

Относительные фазовые проницаемости приняты по аналогии с одновозрастными отложениями Воздвиженского месторождения Самарской области.

Пробы нефти по пласту А₃ на Булатовском месторождении не отбирались, свойства приняты по результатам исследования проб нефти одновозрастного пласта А3 Загрядского месторождения. Нефть высоковязкая, высокосернистая, парафининовая, тяжелая.

Пласт А₄ представлен известняками органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми и обломочными, прослоями неравномерно пористыми, кавернозными, с вертикальной трещиноватостью, со стилолитовыми швами, пиритизированными, средней крепости и крепкими, прослоями с гнездами гипса.

Залежь пласта А₄ пластово-сводового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи составляют 2,2х1,5 км, высота по принятой геологической модели – около 48 м (установленная по скважинам – 43,8 м). Площадь нефтеносности залежи составляет 2614 тыс. м², в том числе в пределах ЧНЗ – 301 тыс. м² (12 %), в пределах ВНЗ – 2313 тыс. м² (88 %). Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,3 м, в пределах ЧНЗ – 15,1 м, в пределах ВНЗ – 6,3 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по данным керна: пористость (16 определений из двух скважин), проницаемость (4 определения из одной скважины); по данным ГИС пористость (109 определений в 17 скважинах), проницаемость (109 определений в 17 скважинах), коэффициент нефтенасыщенности (95 определений в 15 скважинах).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Для обоснования проницаемости использована зависимость пористость-проницаемость, полученная по результатам исследования собственного керна с привлечением данных керна пластов-аналогов близлежащего Эстонского месторождения.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти выполнено на основе зависимости остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости, полученной по результатам исследований собственного керна и керна Черноозерского месторождения.

Относительные фазовые проницаемости приняты по аналогии с одновозрастными отложениями Воздвиженского месторождения Самарской области.

Пробы нефти по пласту А₄ на Булатовском месторождении не отбирались, свойства приняты по результатам исследования проб нефти одновозрастного пласта А₄ Ахметьевского месторождения. Нефть высоковязкая, высокосернистая, парафининовая, тяжелая.

Пласт СI верхняя пачка представлен средне- и мелкозернистыми песчаники с прослоями глин.

Залежь верхней пачки пласта CI пластово-сводового типа с обширной ВНЗ. Размеры залежи составляют 2,4х2,2 км, высота по принятой геологической модели – около 57 м (установленная по скважинам – 55,7 м). Площадь нефтеносности залежи составляет 3567 тыс.м2, в том числе в пределах ЧНЗ – 774 тыс.м2 (22 %), в пределах ВНЗ – 2793 тыс.м2 (78 %). Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 13,1 м, в пределах ЧНЗ – 26,0 м, в пределах ВНЗ – 9,5 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по данным керна: пористость (205 определений из пяти скважин), проницаемость (55 определений из четырех скважин); по данным ГИС пористость (45 определений в 10 скважинах), проницаемость (45 определений в 10 скважинах), коэффициент нефтенасыщенности (7 определений в одной скважине).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Для обоснования проницаемости использована зависимость пористость-проницаемость, полученная по результатам исследования собственного керна с привлечением данных керна пластов-аналогов близлежащего Юганского месторождения.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти выполнено на основе зависимости остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости, полученной по результатам исследований собственного керна и керна пластов-аналогов близлежащих Юганского и Казаковского месторождений.

Для обоснования вида функций ОФП объекта СI верхняя пачка использованы данные, полученные по результатам специальных исследований керна отложений Самарской области – в качестве аналога выбраны результаты ранее проведенных исследований керна пласта Cмородинского месторождения.

Свойства нефти по пласту СI верхняя пачка на Булатовском месторождении приняты по результатам исследования одной глубинной и одной поверхностной пробы нефти. Нефть высоковязкая, высокосернистая, парафининовая, тяжелая.

Пласт СI нижняя пачка представлен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

Залежь нижней пачки пласта CI сводовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 0,8х0,7 км, высота по принятой геологической модели – около 24 м (установленная по скважинам – 20,0 м). Площадь нефтеносности залежи составляет 456 тыс. м2. Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5,2 м.

Нижняя пачка пласта СI бобриковского горизонта коллекторскими свойствами на керне не охарактеризована; по данным ГИС пористость (9 определений в четырех скважинах), проницаемость (9 определений в четырех скважинах), коэффициент нефтенасыщенности (9 определений в четырех скважинах).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Для обоснования проницаемости использована зависимость пористость-проницаемость, полученная по результатам исследования собственного керна с привлечением данных керна пластов-аналогов близлежащего Юганского месторождения.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти пласта CI нижняя пачка, как и пласта СI верхняя пачка, выполнено на основе зависимости остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости, полученной по результатам исследований собственного керна и керна пластов-аналогов близлежащих Юганского и Казаковского месторождений.

Для обоснования вида функций ОФП объекта СI нижняя пачка по аналогии с объектом СI верхняя пачка использованы данные, полученные по результатам специальных исследований керна одновозрастных отложений Cмородинского месторождения.

Свойства нефти по пласту СI нижняя пачка приняты по аналогии с пластом СI верхняя пачка. Нефть высоковязкая, высокосернистая, парафининовая, тяжелая.

Верхнедевонский рифовый резервуар Д₃^f3-fm представлен известняками темно-серыми, в различной степени глинистыми, плотными, участками пористыми и кавернозными с выпотами вязкой нефти, с редкими прослоями известковой глины. Известняки органогенно-обломочные, сильно перекристаллизированы, прослоями доломитизированы до перехода в доломит средне-мелкокристаллический с реликтами органогенной структуры.

Залежь рифового резервуара, литологически ограниченная со всех сторон, имеет размеры 1,5х1,2 км, высота по принятой геологической модели около 290 м. Площадь залежи составляет 1566 тыс.м², средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 27,6 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по данным керна: пористость (34 определения из одной скважины), проницаемость (25 определений из одной скважины); по данным ГИС пористость (155 определений в восьми скважинах), проницаемость (155 определений в восьми скважинах), коэффициент нефтенасыщенности (127 определений в восьми скважинах).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Для обоснования проницаемости использована зависимость пористость-проницаемость, полученная по результатам исследования собственного керна.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти пласта Д₃^f3-fm выполнено на основе зависимости остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости, полученной по результатам исследований собственного керна.

Для обоснования вида функций ОФП объекта Д₃^f3-fm использованы данные, полученные по результатам специальных исследований собственного керна.

Свойства нефти по пласту Д₃^f3-fm приняты по результатам исследования шести глубинных и семи поверхностных проб нефти из четырех скважин. Нефть высоковязкая, высокосернистая, парафининовая, тяжелая.