Разработка Жирновского месторождения
Технология проведения вертикального гидравлического разрыва пласта в скважинах Мелекесского горизонта Жирновского месторождения. Анализ фонда скважин. Расчет полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти до реализации технологического мероприятия.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.02.2014 |
| Размер файла | 1,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Техническое задание
В технологической части рассмотреть предшествующий период разработки, технологию проведения вертикального ГРП, произвести расчёт основных параметров гидравлического разрыва пласта.
В технической части произвести анализ фонда скважин и рассмотреть оборудование, используемое при ГРП.
В экономической части произвести расчёт фактической себестоимости 1 тонны нефти по Мелекесскому горизонту, себестоимости 1 тонны дополнительно добытой нефти, экономического эффекта.
В разделе "Охрана труда" дать анализ системы Ч-М-С, описать причины и факторы, приводящие к производственному травматизму и профзаболеваниям. Привести комплекс мероприятий по предупреждению и устранению вредного влияния факторов на человека и оборудование.
В экологической части дать описание состава и структуры природоохранных органов ТПП "Жирновскнефтегаз";, план природоохранных мероприятий по ТПП "Жирновскнефтегаз";, новые технологии по охране окружающей природной среды.
Реферат
Дипломный проект состоит из пояснительной записки страница, таблиц, рисунков, графической части 7 листов, литературных источников.
Перечень ключевых слов: гидроразрыв, жидкость разрыва, жидкость-песконоситель, расклинивающий агент, фракция песка, пескоудерживающая способность жидкости песконосителя.
В геологической части дана характеристика месторождения, коллекторских свойств пласта, свойств нефти газа и воды. Проведен подсчет запасов нефти и газа.
В технологической части изложены предшествующий и рекомендуемый варианты разработки, применение гидравлического разрыва пласта (ГРП) в отечественной и зарубежной практике, основы расчёта основных параметров ГРП. Показано, что применительно к послойно неоднородному песчанику более эффективным является вертикальный разрыв при помощи высоковязкой жидкости, обеспечивающий больший охват воздействием пропластков с различной проницаемостью и большую протяжённость и раскрытость трещины по сравнению с горизонтальным разрывом. Представлена технология проведения вертикального ГРП.
В технической части произведён анализ скважины и описано оборудование и техника, применяемая при ГРП, даны их краткие характеристики.
В экономической части проведен анализ экономической эффективности применения ГРП на скважинах Мелекесского горизонта.
В разделе "Охрана труда" проанализированы возможные вредные и опасные факторы, даны рекомендации по их предупреждению.
В экологической части предложены мероприятия по снижению опасности возникновения загрязнений окружающей среды.
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Орогидрография
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Нефтегазоводоносность
1.6 Коллекторские свойства
1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
1.8 Подсчёт запасов нефти объёмным методом
Выводы
2. Технологическая часть
2.1 Предшествующий период разработки
2.2 Рекомендуемый вариант разработки
2.3 Технология проведения вертикального ГРП в скважинах Мелекесского горизонта Жирновского месторождения
2.4 Расчёт основных параметров ГРП
2.4.1 Расчёт забойного давления для образования начальных трещин не фильтрующейся жидкостью
2.4.2 Расчёт забойного давления для образования трещин фильтрующейся жидкостью
2.4.3 Определение размеров трещин при ГРП не фильтрующейся жидкостью
2.4.4 Определение размеров трещин при ГРП фильтрующейся жидкостью
Выводы
3. Техническая часть
3.1 Анализ фонда скважин
3.1.1 Состояние фонда скважин Мелекесского горизонта на 01.01.2008
3.1.2 Анализ технологического режима работы добывающих скважин Мелекесского горизонта на 01.01.2008г
3.1.3 Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин мелекесского горизонта на 01.01.2008
3.2 Оборудование для проведения ГРП
3.2.1 Агрегат А-50У
3.2.2 Устройство для нарезания вертикальных щелей
3.2.3 Пакер типа ПН-ЯМ
3.2.4 Арматура устья 2АУ-700
3.2.5 Блок манифольда 1БМ-700
3.2.6 Пескосмесительная установка УСП-50
3.2.7 Установка насосная 4АН-700
Выводы
4. Экономическая часть
4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия
4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта
4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия
4.4 Расчет показателей экономического эффекта
4.4.1 Расчет полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия
4.4.2 Расчет показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на ЭО
4.5 Оценка экономических результатов
4.5.1 Расчет относительных значений оценочных показателей
4.5.2 Экономическая оценка
Выводы
5. Охрана труда
5.1 Анализ риска
5.1.1 Описание системы Ч-М-С
5.1.2 Идентификация опасностей
5.1.3 Оценка риска
5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственного оборудования
5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение контакта работающих с опасными и вредными факторами в источнике их возникновения
5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев и аварий
Выводы
6. Охрана окружающей природной среды
6.1 Структура природоохранной службы. Права и обязанности каждой ступени
6.1.1 Права и обязанности главного инженера
6.1.2 Права и обязанности руководителя группы экологической и радиационной безопасности ПТО
6.1.3 Функции экологической лаборатории НИЛ
6.2 Анализ экологической ситуации, сложившейся на 1.01.2008г. на Жирновском месторождении Жирновского НГДУ
6.3 Отчет о выполнении природоохранных мероприятий за 2007год
6.4 План природоохранных мероприятий по Жирновскому НГДУ на 2008г
6.5 Новые технологии по охране окружающей среды
Выводы
7. Гражданская оборона
7.1 Положение о гражданской обороне нефтегазодобывающего управления
7.2 Задачи гражданской обороны
7.3 Руководство гражданской обороны и ее организационная структура
7.4 Полномочия и обязанности органа управления объекта в области гражданской обороны
7.5 Права и обязанности объекта в области гражданской обороны
7.6 Финансирование и материально- техническое обеспечение гражданской обороны
Заключение и рекомендации
Список использованной литературы
Введение
Залежи нефти Мелекесского горизонта расположены в низкопроницаемых коллекторах (средняя проницаемость 0,031 - 0,035 мкм2), содержат нефть повышенной вязкости (вязкость нефти в пластовых условиях 17,7 - 30,2 мПа*с) разрабатываются преимущественно на режиме растворённого газа. Фонд скважин эксплуатирующих Мелекесский горизонт, составляет более 300 скважин. Из-за низкой проницаемости коллектора и высокой вязкости нефти дебиты скважин очень низкие и составляют в среднем 0,5 т/сут. Значительная доля гидравлических сопротивлений фильтрации жидкости относится к призабойной зоне пласта. В этих условиях целесообразно применение методов интенсификации добычи нефти, направленных на увеличение коэффициентов продуктивности скважин. Наиболее целесообразным методом интенсификации притока нефти в этих условиях представляется гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его применение на этом объекте в 1969 - 1972 годах дало положительные результаты. Однако из-за сравнительно низкой эффективности применявшейся технологии ГРП являлось использование маловязкой жидкости (нефти), не позволяющей создавать широкие трещины и закачивать с высокой концентрацией песка. Другой причиной является то, что Мелекесский горизонт представляет собой "слоёный пирог" из пропластков различной проницаемости. При гидроразрыве такого пласта маловязкой жидкостью разрыв более вероятно происходит по наиболее проницаемому пропластку, куда в основном проникает жидкость разрыва. Остальные пропластки остаются не подверженными воздействию. В результате эффективность была невысокой.
Для послойно неоднородного пласта целесообразнее проводить вертикальный разрыв. В этом случае все пропластки подвергаются воздействию. Вертикальный разрыв можно достичь применением высоковязкой не фильтрующейся жидкостью, которая позволяет создавать широкие трещины на большую глубину при гораздо меньших скоростях и объёмах закачки, а также закачивать высокие концентрации крупнозернистого песка. В связи с этим рекомендую применять вместо нефти высоковязкую водонефтяную эмульсию.
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведицы, в 340 км к северу от г. Волгограда и 120 км от г. Камышина. В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является г. Жирновск. Ближайшими населёнными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линёво, сёла: Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведица. Ближайшая железнодорожная станция Медведица на железной магистрали Камышин-Москва расположена в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой. Сеть грунтовых дорог редка, наиболее значительной из них является тракт Волгоград-Саратов, проходящий в 30-40 км от рассматриваемого месторождения.
1.2 Орогидрография
Оба берега р. Медведица покрыты смешанным лесом. В создании современных форм рельефа большую роль сыграла р. Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиальному, разделяя её почти на две равные части, резко отличающиеся друг от друга морфологически. Левобережье представляет собой слабовсхалиленную поверхность, имеющею уклон с востока на запад. Абсолютные отметки изменяются 180-170 м. у водораздела, до 120-115 м. У берега р. Медведицы. Левобережье пересечено рядом сильно разработанных балок и оврагов почти широтного направления, дающие хорошие обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эродированности всего левобережья. Правобережье представляет собой приподнятую поверхность хорошо выраженных холмов и гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами (до 70). Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меридиальном направлении. Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значения 242,5-269,5 м. К востоку наблюдается постепенное понижение рельефа.
Абсолютные отметки у р. Медведицы изменяются в пределах 158-124 м. На правом берегу р. Медведицы на поверхность выходят известняки среднего карбона, являющиеся прекрасным строительным материалом. Они используются в строительстве г. Жирновска. Ширина русла р. Медведицы меняется от 30 до 150 м. Течение слабое. В районе города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км. Крупными левобережными притоками реки Медведицы является река Перевозиха и овраги: Кленовый, Солёный и др. Крупными правобережными притоками р. Медведицы являются овраги: Первый Каменный, Малый Каменный и Большой Каменный. Все овраги имеют направление, близкое к широтному и пересекают породы почти вкрест простирания. В пойме реки большое количество озёр, из которых наиболее крупное озеро Раково, имеющее площадь около 1 км2. Климат района континентальный. Преобладают северо-западные ветры.
1.3 Стратиграфия
В геологическом строении Бахметьевско - Жирновского месторождения принимают участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольского и девонского возрастов. В свободных частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы. Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погруженных участках. Геологический разрез осадочного комплекса четвертичной, меловой и юрской систем изучен по естественным обнажениям, а каменноугольной и девонской систем по данным керна, шлама и каротажных диаграмм пробуренных скважин.
Кайнозойская группа-
Четвертичная система
Четвертичные отложения в пределах данного месторождения представлены аллювиальными, делювиальными, элювиальными породами и образованиями, связанными с деятельностью ледника. Моренные отложения сложены супесями глин и валунным материалом. Флювиогляциальные - разнозернистыми песками. Аллювиальные, делювиальные _ глинами с прослоями и линзами галечника, суглинками, элювий _ щебенкой из пород юрского и мелового возраста. Мощность четвертичных отложений, залегающих с глубоким размывом на породах мелового, юрского и каменноугольного возрастов, не превышает 40 м.
Мезозойская группа
Меловая система
Верхний отдел
Сантонский ярус
Отложение сантонского яруса залегают с размывом на породах туронского возраста. Разрез сложен чередованием прослоев опок, опоковидных глин, алевритов, алевролитов, реже _ песчаников. Мощность колеблется от 0 до 70 м., возрастая от свода к крыльям и переклиналям структуры.
Туронский ярус
Туронские отложения залегают на размытой поверхности сеноманского яруса и представлены писчим мелом с прослоями мелоподобных мергелей и песчанистым мелом с галькой и включениями фосфорита. Мощность колеблется от 0 до 30 м.
Сеноманский ярус
Сложен песками глауконитово_кварцевыми, мелко_среднезернисты -ми, с прослоями глин и алевритов. Мощность отложений изменяется от 0 до 35 м.
Нижний отдел
Альбский ярус
Сложен песками глауконитово-кварцевыми с прослоями крупнозернистых песчаников, сильно глинистых алевритов и глин. Мощность отложений изменяется от 0 до 90 м.
Аптский ярус
Представлен чередованием глин, алевритов, алевролитов и песков. Мощность отложений изменяется от 0 до 125 м.
Готерив - барремские ярусы
Сложены песками с прослоями песчаников, реже песчанистых глин. Мощность отложений изменяется от 0 до 44 м.
Юрская система
Верхний отдел
Келловейский ярус
Представлен глинами песчанистыми и известковистыми с прослоями мергелей. Мощность отложений изменяется от 0 до 35 м.
Средний отдел
Батский ярус
Сложен глинами с прослоями кварцевых песков, алевритов, алевролитов и известняков. Мощность изменяется от 0 до 56 м.
Байосский ярус
Залегает с размывом на глинах и известняках каменноугольного возраста и представлен глинами с прослоями алевритов, алевролитов, известняков и песков. Мощность изменяется от 0 до 120 м.
Палеозойская группа
Каменноугольная система - С
Мощность отложений данной системы по месторождению увеличивается с северо-востока на юго-запад от 1099 м до 1412 м.
Верхний отдел - С3
Мощность верхнего отдела колеблется от 10 до 93 м.
Гжельский ярус - С
Зона с Planularia и Ostracoda прослеживается на южном переклинальном окончании Жирновской структуры. В верхней и средней частях зона сложена известняками, в нижней части глинами с прослоями песчаников и глинистых известняков. Мощность зоны колеблется от 0 до 54 м. В начале этого времени на территории месторождения происходил интенсивный привнос терригенного материала с Воронежского массива.
Зона с Ammodiscus subjrassicus Sarjtsch, Zenticuluna mironvina и другие распространена по всему месторождению, за исключением наиболее приподнятых участков Бахметьевской структуры. Сложена она известняками в верхней части с тонкими прослоями глин, в нижней _ известняки доломитизиванные.Мощность зоны колеблется от 0 до 93 м. В течение этого времени на территории месторождения существовали условия открытого морского бассейна с нормальной солёностью, и лишь в самом конце произошло его обмеление.
Средний отдел - С2
Мощность отложений отдела увеличивается с севера на юг от 601 м. до 687 м.
Московский ярус - С
Мячковский горизонт - С сложен известняками биоморфными, прослоями доломитизированными, окремнёнными, мергелистыми, местами рыхлыми, пористыми, трещиноватыми. Мощность горизонта колеблется от 83 м. до 112м. В течение всего мячковского времени существовали условия мелководного морского бассейна с нормальной солёностью вод. Каширский горизонт - С в верхней части представлен известняками с прослоями глин, в средней - глинами с прослоями мергеля, в нижней _ известняками. Мощность отложений колеблется от 131 м. до 155 м. В каширское время на территории месторождения был морской режим с нормальной солёностью вод.
Верейский горизонт - С сложен толщей переслаивающихся песчанистых глин, песчаников и алевролитов полимиктовых, известняков, иногда с прослоями доломитов. На Жирновской площади в 40 - 50 м. от кровли горизонта залегает продуктивный известняк мощностью 2 - 3 м. (1 пласт). На 50 - 70 м., ниже этого пласта прослежен продуктивный песчаник не выдержанный по площади (2 пласт). Мощность горизонта увеличивается с севера на юг от 120 м. до 151м. В верейское время были прибрежные мелководные морские условия осадконакопления. Терригенный материал привносился с северо-востока.
Башкирский ярус - С
Верхнебашкирский подъярус
Мелекесский горизонт - С2. Верхняя часть горизонта, большая по мощности на Жирновском участке, представлена переслаиванием глин сильно песчанистых, алевролитов известковистых, песчаников и известняков. Нижняя часть горизонта, большая по мощности на Бахметьевском участке сложена глинами известковистыми, алевритистыми. В верхней части разреза алевролиты и песчаники насыщены нефтью и газом и имеют номенклатуру I, II, III. Мощность их 1,5 - 5 м. Разделены они прослоями глин мощность 1,5 - 2 м. Располагающаяся ниже их пачка переслаивания известняков, глин, песчаников, алевролитов также продуктивна и обозначается как пласт IV. Мощность горизонта колеблется от 57 до 75 м. В начале мелекесского времени описываемая территория была сушей. Наступившая с юго-востока трансгрессия моря привела к установлению, затем прибрежно-морских условий осадконакопления.
Нижнебашкирский подъярус - С
Сложен известняками микрозернистыми, трещиноватыми с прослоями мергелей тонкозернистых, темносерых. В верхней части подъяруса псевдоолитовые и отрицательноолитовые известняки продуктивны. Нижнебашкирское время характеризуется мелководным морским режимом. Мощность подъяруса 20- 40 м.
Нижний карбон - С1
Намюрский ярус - С
Протвинский горизонт -Ссложен известняками неравнозернистыми, перекристаллизованными, сахаровидными. Прослоями они доломитизированы, трещиноваты и кавернозны. Отмечаются макро и микротрещины (шириной от 1мм. до 1см.). Известняки продуктивны. Мощность горизонта увеличивается с севера на юг от 20м. до 78м. Намюрский век характеризуется режимом переходным от морского к континентальному. Континентальный режим привел к уничтожению верхней части намюрского яруса, отложений, соответствующих краснополянскому и верхней части протвинского горизонта.
Визейский ярус - С
Серпуховский надгоризонт _ С
Сложен известняками крепкими, перекристаллизованными, с редкими прослоями доломитов глинистых, мелкозернистых. Мощность надгоризонта колеблется от 30м. до 59м. Серпуховское время характеризовалось существованием открытого моря.
Окский надгоризонт _ С
Веневский горизонт _ С1 представлен известняками преимущественно детритовой, реже органогенной структуры. Известняки перекристаллизованы трещинами. Мощность горизонта 45 _ 50м. Михайловский горизонт _ С1 представлен известняками органогенными, детритовыми, перекристаллизованными. Мощность горизонта 50 _ 55м.
Алексинский горизонт _ С1 в верхней части представлен глинистыми известняками, средняя _ алевритами, песчаниками и глинами, нижняя часть _ детритовыми и глинистыми известняками. Известняк, залегающий в подошве горизонта, _ пласт А0 продуктивен на Жирновской площади.
Мощность горизонта 70 _ 75м. Осадки окского возраста отлагались в прибрежно-морских условиях.
Яснополянский надгоризонт _ С
Тульский горизонт _ С. В верхней части горизонта на Жирновской площади прослеживается биоморфные известняки с прослоями глины, на Бахметьевской площади им соответствуют алевролиты с прослоями известняков. Эти известняки являются продуктивными и имеют номенклатуру А1. Средняя часть горизонта представлена переслаиванием алевролитов, песчаников и глин. В этой пачке выделяются два продуктивных пласта А2 и Б1, представленных мелкозернистыми песчаниками. Нижняя часть горизонта сложена биоморфными известняками. Мощность горизонта растет от Бахметьевской площади к Жирновской от 72м. до 100м. В тульское время на территории месторождения существовал прибрежно-морской режим.
Бобриковский горизонт _ С1 сложен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Песчаники и алевролиты насыщены нефтью и газом. На Бахметьевско _ Жирновском месторождении выделяется четыре продуктивных пласта (Б12, Б22, Б32, Б3), которые повсеместно по месторождению не прослеживаются. Каждый пласт коллектор имеет участки замещения глинами, которые образуют в пласте отдельные тупиковые зоны. Песчаники мелко и среднезернистые различной цементированности. Мощность горизонта колеблется от 19м. до 36м. Бобриковское время характеризуется установлением мелководного морского режима.
Турнейский ярус _ С
Чернышинский надгоризонт _ С
Кизеловский горизонт _ С сложен известняками сгустковой, детритовой и органогенно-обломочной структуры. Известняки неравномерно глинистые, трещиноватые, прослоями доломитизированные. В кровле горизонта отмечаются прослои песчаниковидных доломитов, которые на Жирновской площади газонасыщены. Мощность горизонта 30 _ 42м. Черепетский горизонт _ С1 сложен известняками неравномерно глинистыми, детритовыми, слабо битуминозными с частыми прослоями и промазками глины и мергелей. Мощность горизонта 44 _ 51м.
Лихвинский надгоризонт _ С
Упинский горизонт - С сложен известняками глинистыми, детритовыми, переслаивающимися с доломитами, глинами и мергелями. Мощность 19 _ 24м. Малевский горизонт _ С сложен известняками органогеннообломочными, биосфоровыми, комковатыми. Мощность 4 _ 8м.
Заволжский горизонт _ С1 представлен известняками мелкозернистыми и детритовыми, перекристаллизованными, очень крепкими, плотными с примазками углисто _ глинистого вещества. Мощность горизонта 64 _ 69м. Широкое развитие карбонатных пород и разнообразная фауна свидетельствуют о том, что в турнейское время на территории месторождения существовал мелководный морской бассейн с нормальной соленостью вод.
Девонская система
Верхний отдел
Фаменский ярус
Верхнефаменский подъярус
Данковский горизонт _ на Бахметьевско _ Жирновском месторождении представлен известково-доломитовыми породами. Доломиты мелкозернистые, крепкие, неравномерно глинистые, известняки микрозернистые, участками глинистые и доломитизированные. В верхней части горизонта прослеживаются прослои небольшой мощности мергелей и аргиллитов. Мощность горизонта 180 _ 190м. Накопление осадков данковского горизонта происходило в морском бассейне, в зоне нижней части шельфа.
Лебедянский горизонт _ представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки микрозернистые, глинистые, конгломератовидные, иногда доломитизированные, участками детритовые. Доломиты песчановидные, загипсованные. Мощность горизонта изменяется от 80м. до 100м., уменьшаясь к своду поднятия. Характер осадков, а также загипсованность к доломитизации пород лебедянского горизонта свидетельствуют об образовании их в условиях полузамкнутого морского бассейна с повышенной соленостью вод.
Нижнефаменский подъярус
Елецкий горизонт _ сложен однообразной толщей известняков микрозернистых, крепких, доломитизированных, реже глинистых, пелитоморфных. В верхней части горизонта встречаются прослои псевдоолитовых и водорослевых известняков, в нижней части - трещиноватых известняков. Мощность горизонта изменяется от 167м. до 205м., увеличиваясь на склонах поднятия. Образование осадков елецкого горизонта происходило в относительно глубоководной части моря (нижняя часть шельфа) с несколько повышенной соленостью вод.
Задонский горизонт. В рассматриваемом горизонте четко прослеживаются три литологические пачки: верхняя - известняково-мергельная, средняя _ известняковая и нижняя _ аргиллитовая. В большинстве разрезов преобладают известняки и мергели. Известняки микро и тонкозернистые, в средней части доломитизированные, в верхней части - глинистые. Аргиллиты тонкодисперсные неравномерно известковистые. Мощность задонского горизонта изменяется от 58 м до 77м., увеличиваясь на склонах поднятия. Образование карбонатно-глинистых осадков задонского горизонта происходило в условиях открытого морского бассейна с нормальной соленостью вод, в зоне нижней части шельфа. Мощность всего фаменского яруса на Бахметьевско _ Жирновском месторождении колеблется от 454м. до 623м., увеличиваясь от свода складки к ее склонам.
Франский ярус
Верхнефранский подъярус
Евлановско _ ливенский горизонт _ сложен известняками с прослоями мергелей и глинистых известняков. Верхняя и нижняя части евлановско _ ливенских отложений сложены высокопроницаемыми известняками, содержащими нефтяную залежь. Выделяются два продуктивных пласта: верхний Е-1 и нижний Е-2, разделенных 3- 5 метровой пачкой мергелей и глинистых известняков. Мощность евлановско _ ливенских отложений на Жирновском месторождении изменяется от 95 до 117 м. Накопление евланоновско _ ливенских отложений происходило в пределах нижнего шельфа открытого бассейна с нормальной соленостью вод.
Воронежский горизонт - сложен в верхней части известняками органогенными, рыхлыми, прослоями микрозернистыми, пористыми. Средняя часть горизонта сложена известняками доломитизированными, конгломератовидными с прослоями тонкодисперсных. Нижняя часть горизонта сложена известняками доломитизированными, конгломератовидными, трещиноватыми. В верхней части горизонта выделяется пласт, который продуктивен на Бахметьевской площади. Мощность горизонта изменяется от 110 до 150 м. Осадконакопление в воронежское время проходило в пределах нижней части шельфа, в бассейне с нормальной соленостью вод и нормальным газообменом.
Бурегский горизонт - сложен в верхней части известняками микрозернистыми, детритовыми, прослоями органогенными. Средняя часть горизонта сложена аргиллитами с прослоями известняков. Нижняя часть горизонта - известняками тонко и микрозернистыми высокопроницаемыми. Известняки этой части разреза на Бахметьевско - Жирновском месторождении продуктивны. Подстилается продуктивный пласт толщей глинисто - карбонатных пород, представленной известняковыми аргиллитами с прослоями мергелей и глинистых известняков. Мощность горизонта изменяется от 200 до 380 м. Бурегские осадки отлагались в морском бассейне с нормальной солёностью вод, в пределах глубокой части шельфа.
Петинский - семилукский горизонт - сложены известняками неравнозернистыми, прослоями доломитизиванными, глинистыми, перекристаллизованными. В толще известняков выделяются три высокопроницаемых пласта. Из нижнего пласта на Жирновской площади получен промышленный приток нефти. Рудкинские слои - сложены известняками средне _ крупнозернистыми, перекристаллизованными, доломитизированными доломитами средне - крупнозернистыми, высокопроницаемыми. Иногда толща известняков в средней части разделяется пачкой аргиллитов и мергелей до 10 м. мощности. В верхней части рудкинских слоёв залегает пласт известняка, из которого на Жирновской площади в скважине 294 получен фонтан нефти. Мощность рудкинских слоёв на Бахметьевской площади изменяется от 70 м. до 160 м. На Жирновской площади мощность рудкинских отложений изменяется от 50м. в сводовой части структуры до 150 м. на крыльях её. В целом мощность семилукского горизонта на Бахметьевско - Жирновском месторождении изменяется от 160 м. до 290 м. Накопление осадков в семилукское время происходило в пределах нижнего шельфа открытого бассейна с нормальной солёностью вод.
Саргаевский горизонт - сложен известняками глинистыми, тонко - микрозернистыми, прослоями перекристаллизованными и доломитизиванными. Наибольшая глинистость известняков наблюдается в средней части горизонта. Мощность горизонта изменяется от 80 до 130 м. Осадконакопление в саргаевское время проходило в зоне шельфа открытого морского бассейна с нормальной солёностью вод.
Кыновский горизонт - сложен в верхней части аргиллитами тонкодисперсными с прослоями алевролитов неравномерно - глинистых. В средней части кыновского горизонта выделяется пачка песчаников. Нижняя часть горизонта сложена глинистыми известняками, алевролитами и аргиллитами. Мощность кыновского горизонта изменяется от 90 до 130 м. Осадконакопление в кыновское время проходило в мелководном бассейне.
Пашийский горизонт - сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, хорошо отсортированные массивной текстуры с примазками черного глинистого материала по плоскостям наслоения. Цемент песчаников глинисто - карбонатный порового типа. Алевролиты кварцевые, неравномерно глинистые. Аргиллиты тонкодисперсные. Мощность горизонта изменяется в пределах 115 - 241 м., увеличиваясь с запада на восток. Накопление данных отложений происходило в мелководном морском бассейне с пониженной солёностью. Мощность франских отложений на Бахметьевско - Жирновской структуре изменяется от 1000 в сводовой части до 1200 м. на крыльях. Соответственно мощность верхнедевонских образований изменяется от 1500 _ 1700 м.
Средний девон
Живетский ярус
Староосколький горизонт
Муллинские слои - представлены глинистыми морскими осадками верхней части шельфа. Аргиллиты тонкодисперсные, пиритизированные. Мощность муллинских слоёв изменяется от 57 до 104 м. Муллинский этап в развитии живетского бассейна знаменовался регрессивной стадией.
Ардатовские слои - слагаются карбонатно - песчано-глинистыми осадками зоны верхней части шельфа морского бассейна нормальной солёности. Известняки микрозернистые, окремнелые. Аргиллиты тонкодисперсные, прослоями известковистые. Мощность ардатовских слоёв изменяется от 68 до 102 м., увеличиваясь на Бахметьевской площади. Накопление ардатовских слоёв происходило в условиях трансгрессии моря.
Воробьёвские слои. Верхняя часть воробьёвских слоёв представлена карбонатно-глинистыми осадками, нижняя часть - алевритово-песчаными породами. Песчаники мелкозернистые, кварцевые. Алевролиты слабо известковые. Карбонатные породы представлены известняками и доломитами. Мощность воробьёвских слоёв изменяется от 147 до 237 м. Верхняя часть воробьёвских отложений накапливалась в бассейне с нормальной соленостью вод. Образование нижней части происходило в начальную стадию трансгрессии моря, в зоне опреснённого морского мелководья.
Наровский горизонт - Черноярские слои - сложены аргиллитами слабо алевритистыми. Мощность черноярских слоёв составляет 39 _50 м. Данные осадки, как и муллинские, накапливались в регрессивную стадию развития морского бассейна при нормальной солёности и нормальном газообмене вод.
Мосоловские слои - сложены известняками с прослоями аргиллитов в верхней части. Известняки микрозернистые с включением вторичного кальцита. Аргиллиты не изучены. Мощность мосоловских слоёв изменяется не значительно от 75 до 80м. Накопление мосоловских осадков происходило в шельфовой зоне открытого морского бассейна с нормальной солёностью вод.
Морсовские слои - представлены доломитами и ангидритами с прослоями аргиллитов, мергелей и известняков. Доломиты микрозернистые, аргиллиты алевритистые, известняки неравнозернистые, сильно перекристаллизованные. Мощность отложений изменяется от 80 до 145 м. Образование этих пород происходило в полузамкнутом бассейне с повышенной солёностью вод.
Пярнусский горизонт - пярнусский горизонт на Бахметьевско - Жирновском месторождении выделен условно и прослежен лишь по разрезам скважин №№ 228, 229 и 193. на Жирновской площади. На Бахметьевской площади он не прослеживается. Представлен пярнусский горизонт песчаниками с прослоями гравелитов и аргиллитов. Песчаники глинистые, полевошпатово-кварцевые. Гравелиты кварцево-полевошпатовые. Мощность горизонта изменяется от 0 до 25 м., уменьшаясь к северу и к западу. Образование этих пород происходило в условиях прибрежной зоны морского бассейна, в начальную стадию его трансгрессии.
Живетский ярус - мощность живетского яруса на Жирновско _ Бахметьевском месторождении изменяется от 305 - 355м. на Бахметьевской площади, до 495 -594м. на Жирновской площади. Общая мощность девонских образований на Жирновско _ Бахметьевской площади изменяется от 1821 до 2170 м.
Архей - протерозой
Породы фундамента вскрыты на Бахметьевской площади скважинами №№ 355 и 305, на Жирновской - скважинами 193, 228 и 229. Глубины залегания фундамента 3290 - 3460м. Породы кристаллического фундамента представлены гранитами, гранито - гнейсами. Вскрытая мощность пород кристаллического фундамента достигает 100м.
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении Бахметьевско - Жирновское поднятие является самым приподнятым в Северной зоне Доно - Медведицких дислокаций и расположено в западной части Жирновско - Линевского блока на границе с Терсинской депрессией. Описываемое поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку, протягивающуюся приблизительно в меридиальном направлении. Эта складка прослеживается по всем горизонтам от мезозоя до девона. В следствии этого она была выявлена еще в начале XIX века по выходам каменноугольных пород среди мезозойских образований.
Рис.1.1.
Бахметьевско - Жирновская структура по мезозойским горизонтам представляет собой брахиантиклинальную складку ассимметричного строения, осложненную двумя отдельными поднятиями: Жирновским и Бахметьевским. Западное крыло более крутое, имеет углы падения от 14є -18є до 40є . На восточном, пологом крыле падение пластов составляет 1є30' _ 2є. Западное крыло брахиантиклинали одновременно является частью склона Жирновско - Линевского блока, имеющего амплитуду около 500 м, который отделяет Доно - Медведицкие дислокации от Терсинской депрессии. По кровле подольского репера Бахметьевско - Жирновская структура вырисовывается в виде крупной брахиантиклинальной складки, вытянутой в субмеридиальном направлении. По оконтуривающей изогипсе - 250 м. Размеры её по длинной оси составляют 21 км., по короткой _ изменяются от 6,5 км на севере до 10 км на юге. Амплитуда складки превышает 200 м. Западное крыло её значительно круче восточного, падение пород соответственно 27 є -30 є и 1,5 є _ 2 є. Северная переклиналь структуры круче юго-восточной. Свод складки осложнен двумя локальными поднятиями. Бахметьевское поднятие, расположенное севернее Жирновского, имеет кукловидную форму. Размеры его по оконтуривающей изогипсе - 200 м - 4 х 2,5 км, а амплитуда 70 м. Жирновское поднятие по этой изогипсе имеет размеры 8 х 3,5 км. Амплитуда его 70 м. Свод осложнен двумя куполами амплитудой 10 - 12 км. Описываемое поднятие, как и вся складка, характеризуется ассимметричными крыльями. По нижележащим продуктивным пластам среднего и нижнего карбона тектоническое строения Бахметьевско - Жирновской структуры аналогично.
По девонским отложениям форма Бахметьевско - Жирновской складки заметно меняется. По кровле Евлановско - Ливенского горизонта, в целом складка сужается, крутизна крыльев увеличивается, свод смещается в сторону западного крыла. Ширина свода значительно уменьшается. Сводовая часть Бахметьевской структуры резко сужается, однако северо - восточные и восточные погруженные части её значительно выположены. В сводной части Жирновской структуры выделяются два небольших купола смешенных к западному крылу. Один из них имеет амплитуду до 20 м, а другой - менее 10м. Очертания локальных структурных форм по описываемому горизонту теряют плавность и становятся более угловатыми. Указанная особенность характерна для структуры в целом. Амплитуда Жирновского поднятия по оконтуривающей изогипсе 1650 м. составляет 80 м, а Бахметьевского - 130 м. В своде Жирновской структуры, также как и по Евлановско - Ливенским отложениям, выделяются два узких и локальных поднятия, размеры которых по изогипсе -2000 м равны 1,3 х 0,3 км. (южное) и 3,2 х 0,85 км (северное). Амплитуда первого из них более 20 м, а второго более 40 м. Вдоль погруженной части западного крыла Бахметьевско - Жирновской структуры отмечается сброс, являющийся отражением крупного дизъюнктивного нарушения, фиксируемого в нижележащих отложениях терригенного девона. Вследствие этого в бурегских отложениях в скважинах № 229, 244 Жирновской площади отсутствует пласт являющейся продуктивным. Из - за отсутствия достаточных данных протрассировать сброс не представляется возможным. Нижележащие отложения изучены слабо. Вследствие этого отсутствует определенное представление об их тектоническом строении.
В тектоническом отношении Жирновское месторождение приурочено к поднятию, расположенному на севере Коробковско - Жирновского вала, входящего в состав Доно-Медведицких дислокаций. Поднятие представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь почти меридиального простирания и прослеживается во всех комплексах пород верхнего структурного этажа. Согласно структурному плану по кровле коллектора I пачки Мелекесского горизонта поднятия по изогипсе - 500м; 9,2х4,2км, углы падения на западном крутом крыле до 140, на пологом, восточном до 1030/, амплитуда 82м.
1.5 Нефтегазоводоносность
В результате опробования разведочных и эксплутационных скважин, пробуренных на Жирновском месторождении, установлена промышленная зона нефтегазоносности отложений верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона, намюрского яруса, алексинского, тульского и бобриковковского горизонтов, верейского яруса и турнейского яруса нижнего карбона. Промышленная нефтегазоносность выявлена в евлановско- ливенских, воронежских, бурегских отложениях верхнего девона. В семилукских и рудкинских отложениях получен притоки нефти и газа. На Жирновской площади из 18 залежей 2 чисто нефтяные, 4 газовые, и 12 нефтегазовых. Две нефтяные залежи находятся в разведке.
Верейский горизонт
В этом горизонте выявлены два продуктивных пласта на Жирновской площади. Первый пласт представлен известняком, второй - песчаником. Газоносность первого пласта выявлена в 1959 году в интервале 474 - 477м. (абсолютная отметка 329 - 332м.) в скважине № 158. Скважина находится в присводовой части залежи. При её исследовании с увеличением депрессии наблюдается вынос воды. Продуктивность второго пласта была выявлена в апреле 1959 года при опробовании скважины № 137. Газо-водяной контакт проводился на отметке 398м.
Верхнебашкирский подъярус
На Жирновской площади продуктивная часть горизонта представлена четырьмя условно выделяемыми коллекторами (I - III и IV пласты).
I - III пласты содержат газонефтяную залежь пластовую, сводовую с газовой шапкой. Нефтеносность пластов впервые установлено в декабре 1949г. опробования скважины № 3. С 1962 года залежь находится в разработке. Газонефтяной контакт проходит на отметке 450м., водонефтяной - на отметке 495м. Этаж нефтеносности равен 65м., газоносности - 16 м. Залежь нефти IV пласта является пластовой, сводовой, осложненной двумя газовыми шапками небольших размеров, разделённых седловиной. По размерам эта залежь наиболее крупная на Жирновском месторождении. Этаж нефтеносности равен 90м., газоносности - 17м.
Нижнебашкирский подъярус
Продуктивность известняков нижнебашкирского подъяруса на Жирновской площади впервые была установлена в 1949 году в скважине № 3 в интервале абсолютных отметок 515,7 - 525,7м. Залежь нефти нижнебашкирского подъяруса является пластовой, сводовой, небольших размеров: по большой оси - 6,1 км, по малой - 2,0 км. Высота залежи равна 28м. При этом этаж нефтеносности составляет 22м., газоносности - 6м. Залежь имеет две небольшие газовые шапки, оконтуриваемые изогипсой - 490м. и расположенные на южном и северном куполе, разделённые небольшой седловиной.
Намюрский ярус
Продуктивность яруса на Жирновской площади установлена в 1958 году при опробовании скважины №№ 137 и 158, расположенных в сводовых частях структуры. Залежь пластовая, сводовая, подстилаемая подошвенной водой по всей площади. Этаж нефтеносности равен 15м.
Алексинский горизонт
В подошве алексинского горизонта залегает пласт известняка мощностью 8 - 15м., который выделяется, как пласт "Ао". Пласт продуктивен на Жирновской площади залежь небольшая по размеру.
Тульский горизонт
В отложениях этого горизонта выявлены залежи в пластах А1, А2, Б1 на обеих площадях. На Бахметьевской площади пласт А1 опробован в трех скважинах №№ 309, 312, 412. На основании данных опробования можно сделать предположение, что в скважине № 309 вскрыт водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого равна 778м (82). Этаж нефтеносности - 7м. Продуктивность пласта А1 на Жирновской площади выявлена в мае 1954 года при опробовании скважины № 87, расположенной на южной переклинали складки. Залежь пласта А1 газонефтяная, небольших размеров, пластовая, сводовая. Этаж газоносности равен 5м, нефтеносности - 4м. Пласт А2 Впервые опробование пласта А2 на Бахметьевской площади было произведено в ноябре 1955 года в скважине № 362. Залежь нефти небольших размеров и является пластовой, сводовой, с газовой шапкой. Этаж нефтеносности равен 26м, газоносности - 19м. На Жирновской площади впервые пласт А2 был опробован в 1955 году в скважине № 158, которая пробурена в сводовой части поднятия. Залежь пласта А2 газонефтяная, пластовая, сводовая, подстилается водой. Этаж нефтеносности - 10м, газоносности - 9м. Пласт Б1. Промышленная нефтеносность пласта Б1 установлена в 1949 году, когда в скважине № 1 расположенной в юго-восточной части. Жирновского поднятия, был получен фонтан нефти. В 1951 году в результате оконтуривания северной части Жирновского поднятия была установлена продуктивность пласта Б1 (скважина № 20 и 25) на Бахметьевском поднятии. В 1954 году при бурении эксплутационных скважин №№ 143, 77, 74 и 158 расположенных в сводовой части залежи, была выявлена газовая шапка на Жирновском поднятии и несколько позже на Бахметьевском. Если в пределах Жирновского поднятия пласта Б1 является монолитным коллектором, то на Бахметьевском он состоит из шести песчаных пропластков (БII, БIII, БIIII, БIVI, БvI, БVII). Наличие газовой шапки в пласте Б1 Бахметьевской площади было установлено в 1955 году при опробовании скважин №№ 327, 362, 381, а затем и других. Залежь нефти пласта Б1 является пластовой, сводовой и осложнённой тремя газовыми шапками, одна из которых на Жирновском и две на Бахметьевском поднятиях. Этаж нефтеносности на Жирновском поднятии равен 67 м, а Бахметьевском - 33м по пачке Б11 и 53м. по пачке Б1. Этаж газоносности равен 13м на Жирновской площади, 69м. и 50м. соответственно по пачкам сверху в низ на Бахметьевской площади.
Бобриковский горизонт
Коллектора горизонта представлены песчаником средне и мелкозернистым, кварцевым, слабосцементированным. Песчаники глинистыми прослоями разделяются на три песчаных коллектора (БI2, БII2, Б3) на Бахметьевской площади и на четыре на Жирновской площади. Каждый из пластов зонами замещения песчаников глинами делится на несколько тупиковых зон развития по площади, которые в дальнейшем для краткости написания именуются линзами. Кроме того, на Бахметьевской площади пласты БII2, Б3 имеют зоны слияния на северной и южной переклиналях. В бобриковском горизонте Жирновской площади выделялось два пласта Б2 и Б3, где Б2 объединял в себе верхние три пласта. Пласт Б2, имеющий в себе три пласта, разделен на: БI2, БII2, БШ2. Промышленная нефтеносность горизонта на Бахметьевской площади доказана 1952 году опробованием его в скважине № 21, расположенной северо-востоке присводовой части структуры. Промышленная нефтеносность горизонта на Жирновской площади установлена 1950 году опробованием его в скважине № 4, расположенной на южном переклинальном окончании складки в скважине № 5, расположенной в восточной части залежи.
Залежи пластов бобриковского горизонта Бахметьевской площади являются пластовыми, сводовыми, осложненными газовыми шапками и зонами замещения коллекторов глинами и слияния двух нижних пластов. Этаж нефтеносности залежи пласта БI2 равен 26м., БII2 - 42 м., Б3 -42м. Этаж газоносности по пластам соответственно равен 40м., 17м. и 8м.
Турнейский ярус
Продуктивная часть горизонта представлена известняками органогенными детритусовыми, участками перекристаллизованными с небольшими прослоями глин. Впервые продуктивность турнейкого яруса на Бахметьевской площади доказана в 1957 году в результате опробования скважины № 446.
Евлановско - ливенский горизонт
Продуктивная часть евлановско - ливенских отложений представлена переслаиванием известняков, доломитов и слабо доломитизированных известняков. Прослоем глинистого известняка и мергелей, мощностью 3 _ 5 м. она разделяется на два пласта Е1 и Е2. Впервые промышленная нефтеносность евлановско - ливенских отложений на Бахметьевской площади установлена в декабре 1956 года в скважине № 204. Залежь нефти евлановско - ливенского горизонта является пластовой, сводовой, она осложнена газовой шапкой значительных размеров. Этаж нефтеносности равен 59м, газоносности - 68м. Впервые продуктивность евлановско - ливенских известняков на Жирновской площади была установлена в 1953 году. Евлановско - ливенский горизонт содержит две залежи нефти и газа, приуроченные к пласту Е! и Е2.
Воронежский горизонт
Продуктивная часть воронежских слоёв сложена доломитизированными известняками, сильно трещиноватыми и доломитами. Нефтеносность воронежских слоёв (пласт ВI) установлена только на Бахметьевской площади. В 1956 году в скважинах № 204 была произведена перфорация в интервале 1818 - 1821 м. и при освоении получили слабый приток нефти.
Бурегский горизонт
Под 50 - 70м. толщей аргиллитов залегает пласт известняка мощностью 10 - 40м. Известняки трещиноватые, плотные возможно местами пористые. Продуктивность известняков на Бахметьевской площади выявлена в марте 1965 года при опробовании в скважине № 566 интервала 2123 - 2143м. На Жирновской площади продуктивность бурегского горизонта была установлена в сентябре 1962 года, когда в скважине № 227 из интервала 2154 - 2160м. был получен фонтан газа с конденсатом.
По гидрогеологическим и гидрохимическим данным в разрезе месторождения выделяется 8 водоносных комплексов.
1) Водоносный комплекс карбонатных отложений верхнего и среднего карбона имеет суммарную мощность до 500 м. В верней части комплекс представлен трещиноватым, выветренными известняками мощностью до 100м., которые образуют водоносный горизонт, обладающий высокими коллекторскими свойствами. Горизонт дренируется долиной
р. Медведицы. Минерализация вод от 7 до 23 мг_экв/л. Воды гидрокарбонатнокальциевого типа. Нижние водоносные горизонты мячковско _ подольских и каширских отложений приурочены к трещиноватым известнякам.
2) Водоносный комплекс терригенных отложений верейского и мелекесского горизонтов имеет суммарную мощность 150 - 200м. Верхняя пачка глин верейского горизонта служит водоупором для I водоносного комплекса. Водоносные горизонты представлены, в основном, прослоями песчаников и алевролитов мощностью от 1 - 2 до 10м. и более метров, разделённых маломощными прослоями глин.
3) Водоносный комплекс карбонатных отложений нижнебашкирского, намюрского и окско-серпуховского подъярусов имеет суммарную мощность 300 - 450м. Нижнебашкирский подъярус представлен трещиноватыми перекристаллизованными известняками. В результате опробования его на Жирновской площади получены притоки пластовых вод удельного веса 1,063 - 1,091. Намюрский ярус, отделяемый от нижнебашкирского подъяруса маломощными прослоями глин, представлен мелкозернистыми известняками. Опробование его производилось в интервалах от 680 до 725. Уровни устанавливались на глубинах 56 - 98 м. (+55 _ +91м.), удельный вес воды составлял 1,073 - 1,090. Окско - серпуховский горизонт опробован в скважинах № № 48, 133 Жирновской площади, получены притоки пластовых вод удельного веса 1,07 - 1,075.
4) Водоносный комплекс терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов представлен чередованием песчано - глинистых пачек и редкими прослоями известняков общей мощностью до 20м. Тульский горизонт опробован во многих скважинах, из которых были получены интенсивные притоки пластовых вод удельного веса 1,08 - 1,095.
Статистические уровни устанавливались на различных отметках (+48 _ +113м.) в зависимости от положения скважины на структуре. Пластовые дав-ления составили 105 - 120 ат. Бобриковский горизонт характеризуется также интенсивными притоками. В скважине № 429 Бахметьевской площади получена пластовая вода. Удельного веса 1,09, уровень установился на глубине 12,9м. (+13,9м), расчетное пластовое давление 115ат.
5) Карбонатный комплекс турнейского яруса мощность до 200м. характеризуется неравномерной интенсивностью притоков.
6) Аргиллито - мергелисто - глинистый комплекс фаменского, в.франского и семилукско - саргаевского горизонтов имеют суммарную мощность 1000 - 1600м. Водоносные комплексы хорошо изучены только в пределах продуктивных горизонтов ( евлановско - ливенский, воронежский, бурегский, семилукский, рудкинский). Они представлены карбонатно - мергелистыми пачками мощностью от 5 до 67м., разделенных прослоями аргиллитов мощностью от 5 до 40м. Высокие дебиты пластовых вод - 35 - 76м3/сутки, получены из евлановско - ливенского, воронежского горизонтов.
7) Водоносный комплекс терригенных отложений пашийского и старооскольского горизонтов мощностью до 600м. представлен чередованием песчаников и аргиллитов с редкими прослоями известняков. Пашийский горизонт опробован в скважинах № 193, 229 Жирновской площади (интервалы 2636 - 2832м.), в скважинах № 416 Бахметьевской площади и другие. Притоки пластовых вод до 50м3/сутки, статистические уровни устанавливались на отметках от - 64 до + 43м. при удельном весе от 1,143 до 1,165. Пластовое давление составляет от 286 до 355ат. Старооскольский водоносный горизонт опробован в скважинах №№ 243 и 297 Жирновской площади, получены слабые притоки пластовых вод удельного веса 1,17. Песчаники воробьёвского горизонта мощностью до 29м. опробованы в скважине № 297 Жирновской площади (в интервале 3160 - 3170м.), в скважине № 305 Бахметьевской площади (в интервале 3000 - 2980м.). Получены притоки пластовых вод удельного веса до 1,175 дебитом до 30м3/сутки. Статистические уровни устанавливались на отметках от - 2 до + 42м. расчетное пластовое давление составляет 330 - 343ат.
Подобные документы
Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.
курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011Разработка Самотлорского месторождения, геологическое строение продуктивных горизонтов. Технология добычи нефти установками центробежных электронасосов в СНГДУ-2 ОАО "СНГ"; расчет и подбор внутрискважинного оборудования; природоохранная деятельность.
курсовая работа [5,3 M], добавлен 18.03.2012Горно-геологический анализ участка №7 разреза "Восточный". Параметры карьера; вскрытие месторождения и строительство разреза. Выемка и погрузка горных пород; электроснабжение, автоматизация производства; расчет себестоимости добычи угля; охрана труда.
дипломная работа [347,0 K], добавлен 02.06.2013Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013
