Оригинальные учебные работы для студентов


Отчет по производственной практике нефть и газ

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек10 3. В процессе прохождения практики ознакомилась с обязанностями геолога, узнала, в чем заключается повседневная работа геолога, составляла наряд-заказы на скважины. Геологическое строение месторождения и залежей 1.

Протерозойская группа вскрыта тремя скважинами 81, 82 и 123. Стратиграфическое расчленение отложений произведено по унифицированной схеме 1962 г. Сводный геолого-геофизический разрез представлен в графическом приложении 1.

Рифей Отложения рифея представлены серыми и коричневато-серыми доломитами, мелкозернистыми, местами окремнелыми. Вскрытая толщина до 60 метров. Венд Вендский комплекс представлен темно-серыми аргиллитами и зеленовато-серыми туфогенными брекчиями толщиной 1,6 - 30 метров Девонская система Система представлена зеленовато-серыми аргиллитами с редкими прослоями алевролитов, светло-серыми песчаниками с прослоями зеленовато-серых алевролитов среднего отдела толщиной 60 — 75 м и отчет по производственной практике нефть и газ, светло-серыми известняками с прослоями белых мелоподобных разновидностей верхнего отдела толщиной до 104 метров.

Каменноугольная система Нижний отдел представлен отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Турнейский ярус сложен глинистыми известняками с прослоями аргиллитов, мелкокристаллическими известняками и доломитами. Карбонатные отложения визейского яруса отчет по производственной практике нефть и газ серыми и светло-серыми доломитами, скрыто и мелкокристаллическими. Терригенные отложения сложены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников.

Толщина отложений визейского яруса — 141 - 217 м. Индексация пластов яснополянского горизонта изменена с учетом рекомендуемой индексации стратиграфической схемы и соответствует пластам Тл-1, Тл-2, Бб1, Бб2 и Бб3 подсчета запасов [5]. Серпуховский ярус сложен светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми с редкими кавернами.

Известняки участками пропитаны темно-бурой нефтью. Толщина — 8 - 26 м. Средний отдел Средний отдел включает башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус сложен переслаиванием пелитоморфных, мелкозернистых, шламовых разностей мраморовидных, комковато-оолитовых и органогенных известняков, к которым приурочена залежь нефти пласта А4. Толщина отложений яруса — 54 - 79 м. Московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен глинами с прослоями песчаников и алевролитов, зернистыми, местами доломитизированными, известняками и скрытокристаллическими доломитами с включениями гипса и аргиллитов.

Толщина отложений яруса составляет 286 - 332 м. Верхний отдел Отдел пройден без отбора керна, поэтому выделен по аналогии с соседними Киенгопской и Яганской площадями. Отложения отдела по шламу представлены светло-серыми доломитами, скрыто-мелкокристаллическими, реже мелкокристаллическими известняками, с включениями ангидрита. Пермская система Нижний отдел Отдел включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы представленные известняками, доломитами и ангидритами.

Толщина отдела до 290 м. Верхний отдел В отделе выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина до 500 м. Четвертичная система Четвертичные отложения представлены песками и глинами делювиального и аллювиального генезиса.

Толщина до 10 м. Гремихинское месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, расположенной отчет по производственной практике нефть и газ Татарского свода. С целью определения тектонического строения месторождения проводился анализ всего накопленного промыслово-геофизического материала по пробуренным скважинам и результатов сейсморазведочных работ МОВ 1962год.

В тектоническом отношении по кровле пласта основного объекта разработки башкирский ярус месторождение представляет собой антиклиналь северо-западного простирания. С северо-востока и юго-запада антиклиналь осложнена структурными выступами. Структурный план верейского горизонта и визейского яруса повторяют в общих чертах структурный план башкирского яруса. Выше по разрезу стерлитамакский горизонт структура выполаживается со смещением свода в северо-восточном направлении с сохранением направления простирания.

Более подробная информация тектонического отчет по производственной практике нефть и газ месторождения представлена в пересчете запасов [5]. В турнейском ярусе кизеловский и черпетский горизонты предполагается промышленная нефтеносность коллекторов скв.

Подольский и каширский горизонты не опробованы, по заключению ГИС либо водонасыщенны, либо характер насыщения неясен. Отложения серпуховского яруса также не опробованы, по заключению ГИС характеризуются как водонасыщенные. Девон опробован в открытом отчет по производственной практике нефть и газ в двух скважинах 81 и 82, приток отсутствовал. Ниже приводятся характеристики пластов и залежей.

Отчет По Практике Нефти Газ

Сводные характеристики толщин и макронеоднородности продуктивных пластов представлены в табличном приложении П. Пласты В-0 и В-I нефтенасыщенны по данным ГИС, имеют зонально-линзовидное развитие и эффективные толщины от 0,2 до 1,0 м, поэтому не представляют интереса с точки зрения промышленной нефтеносности. Промышленно продуктивными коллекторами являются органогенно-обломочные псевдооолитовые известняки, приуроченные к пластам В-II и В-III, которые распространены повсеместно и только в единичных скважинах замещаются в плотные породы.

Межконтурные зоны занимают сотые доли от их объема. В приложениях 2 и 6 представлены структурная карта по кровле проницаемой части и карта нефтенасыщенных толщин верейского горизонта. Общая толщина пласта изменяется от 2,9 до отчет по производственной практике нефть и газ м, среднее значение 6,6 м. Коллектор распространен по всему пласту.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется в пределах 0,4 - 3,8 м, составляя в среднем отчет по производственной практике нефть и газ м, количество нефтенсыщенных пропластков меняется от 1 до 3.

Отчет по производственной практике

Пласт опробован в колонне и пластоиспытателем в 34 скважинах, в том числе в приконтурной зоне скважины 333, 688, 1208, 1270 и 1301. По результатам переинтерпритации ГИС 2003-2004гг скважины в зоне категории С2 водонасыщенны. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,39 и 1,18.

  1. Толщина отложений яруса — 54 - 79 м.
  2. С запада и востока залежь ограничена условной границей залежи, без учета структурного плана.
  3. Пластовая вода — хлоркальциевого типа по В. В приложениях 4 и 6 представлены структурная карта по кровле проницаемой части и карта нефтенасыщенной толщины надгоризонта.
  4. Толщина непроницаемого интервала от подошвы коллекторов верейского горизонта до кровли коллекторов башкирского яруса изменяется от 1,4 до 11,1 м. По керновым данным наиболее высокой проницаемостью характеризуется пласт А4-6 среднее значение 0,569 мкм2 , наименьшей - пласт А4-2 среднее значение 0,034 мкм2, табл.
  5. В пласте выделено две залежи. Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево - Альметьевск, Бугульма - Актюба.

Залежь вскрыта 879 скважинами. В разрезе залежи выделены от 1 до 3 пропластков коллектора толщиной 0,4 - 5,1 м. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,22 и 1,40. Нефтенасыщенными коллекторами пласта являются органогенно-обломочные отчет по производственной практике нефть и газ комковато-оолитовые известняки. Толщина непроницаемого интервала от подошвы коллекторов верейского горизонта до кровли коллекторов башкирского яруса изменяется от 1,4 до 11,1 м. Пласт неоднороден по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований скважин, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин, поэтому для уточнения величин запасов их распределения в пределах башкирских отложений выделено семь продуктивных пачек: Каждая пачка характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделена от выше и нижележащих непроницаемыми глинистыми интервалами переменной толщины.

На отдельных локальных участках эти глинистые прослои практически исчезают не выделяются по ГИСобразуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность подземного резервуара пласта А4. Гистограммы распределения толщин глинистых перемычек между выделенными пачками показаны на рис. Опробование пласта А4 производилось в открытом стволе и в обсадной колонне.

Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что пласт содержит единую залежь нефти. Залежь пласта вскрыта 880 скважинами, относится к массивному типу. Карта нефтенасыщенных толщин и структурная карта по кровле проницаемой части пласта приведены в приложениях 3 и 7. Пачка А4-1 Общая толщина пачки А4-1 изменяется от 2,4 до 7,7 м при среднем значении 4,3 м.

Нефтенасыщенные пропластки толщиной 0,4 - 5,7 м распространены отчет по производственной практике нефть и газ с выклиниванием в некоторых скважинах. Отношение эффективной толщины к общей коэффициент гранулярности в среднем составляет 0,43, расчлененность - 1,55. Пачка А4-2 Средняя общая толщина пачки А4-2 равна 4,3 м, интервал изменения от 2,2 до 7,4 м.

  1. Основу деятельности НГДУ составляет добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация.
  2. Толщина отложений яруса — 54 - 79 м.
  3. Главная задача обеспечение подразделений НГДУ всеми видами материалов и ресурсов. Башкирский ярус сложен переслаиванием пелитоморфных, мелкозернистых, шламовых разностей мраморовидных, комковато-оолитовых и органогенных известняков, к которым приурочена залежь нефти пласта А4.

Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 0,4 до 5,2 м при среднем значении 1,6 м. Отношение эффективной толщины к общей толщине и расчлененность соответственно составляют 0,38 и 1,66.

Коллектора пачки А4-2 отделены от отчет по производственной практике нефть и газ пачки А4-1 глинистой перемычкой, толщина которой по скважинам изменяется от 0,1 до 5,2 м. Пачка А4-3 Общая толщина пачки А4-3 в интервале 1,7 - 8,7 м при среднем значении 4,6 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 4,4 м, при среднем значении 1,7 м.

Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,36, расчлененность 1,55. Толщина глинистой перемычки между коллекторами пачки А4-2 и А4-3 по скважинам изменяется от 0,4 до 6,4 м Пачка А4-4 Нефтенасыщенные коллектора пачки представлены пропластками толщиной от 0,3 до 5,3 м, среднее значение 2,2 м.

Количество слоев от 1 до 4. Коллектора отсутствуют в 5-ти скважинах. Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,35, расчлененность 1,61. Толщина плотного раздела между пачкими Отчет по производственной практике нефть и газ и А4-4 изменяется от 0,4 м до 6,8 м. Пачка А4-5 Общая толщина пачки А4-5 изменяется от 1,8 до 9,8 м, среднее значение 4,8 м.

Нефтенасыщенная толщина в интервале от 0,4 до 5,5 м, среднее значение 2 м. Расчлененность пачки 1,8, отношение эффективной толщины к общей равна 0,41. Толщина неколлектора между А4-4 и А4-5 изменяется от 0,3 до 8,4 м. Пачка А4-6 Общая толщина пачки от 2,1 до 47,1 м, среднее значение 16,5 м. Пачка наиболее сильно дифференцирован по разрезу, выделяют от 1 до 11 прослоев нефтенасыщенного коллектора толщиной от 0,6 до 19,6 м и отчет по производственной практике нефть и газ значении 10,8 м.

Коллектора распространены повсеместно с выклиниванием в районе скважины 334. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,65 и 4,82. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащего пачки от 0,4 до 5,8 м Пачка А4-7 Пачка имеет среднюю общую толщину 14,4 м, по всей площади нефтеносности подстилается подошвенной водой.

В пределах залежи выделяют от 1 до 10 нефтенасыщенных пропластка толщиной 0,4 - 22,2 м.

  • Ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями;
  • Пачка А4-1 Общая толщина пачки А4-1 изменяется от 2,4 до 7,7 м при среднем значении 4,3 м;
  • Главной задачей отдела является организация работы управления, анализ работы предприятия, выявление путей повышения эффективности производства.

Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,58 и 3,46. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащей пачки от 0,4 до 35,9 м. В целом для пласта А4 характерным является высокая латеральная связанность коллекторов при весьма ухудшенной вертикальной сообщаемости.

  • Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что пласт содержит единую залежь нефти;
  • Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 0,4 до 5,2 м при среднем значении 1,6 м;
  • Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений;
  • Входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию Разработка Усинского нефтяного месторождения север РФ на условиях соглашения о разделе продукции в четыре раза увеличит налоговые поступления в бюджеты всех уровней, а также позволит в 3,8 раза прирастить извлекаемые запасы нефти на данном месторождении;
  • Не мало важным аспектом при прохождении практики явилось закрепление ранее изученных теоретических знаний практически.

Это обеспечивает преимущественно горизонтальную фильтрацию жидкости в процессе разработке при затрудненном обмене между отдельными пластами. Выделенные в пределах яруса пласты сложены одним и тем же набором пород.

  • Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево - Альметьевск, Бугульма - Актюба;
  • Толщина неколлектора между А4-4 и А4-5 изменяется от 0,3 до 8,4 м;
  • Производное нефти - керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива;
  • Производное нефти - керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива;
  • Среднее значение пористости принято по данным ГИС равно 0,19 д.

Нефтенасыщенные коллектора представлены серыми и светло-серыми, массивными органогенно-обломочными верхняя часть пласт и комковато-оолитовыми нижняя часть пласта известняками.

Коллектор в разной степени загипсован, визуально наблюдаются поры, иногда каверны 1 — 2 см и в поперечном сечении трещины. Поры имеют щелевидную извилистую форму, размеры 0,05 - 0,35 мм в комковато-оолитовых известняках и 0,035 - 0,55 мм в органогенно-обломочных известняках.

VK
OK
MR
GP