Файл: Курсовой проект анализ добывных возможностей скважин оборудованных уэцн на Чашкинском месторождении пнко. 21. 02. 0104. Э62.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 442
Скачиваний: 13
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГО КРАЯгосударственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение «Пермский нефтяной колледж»КУРСОВОЙ ПРОЕКТАнализ добывных возможностей скважин оборудованных УЭЦН на Чашкинском месторожденииПНКО. 21.02.0104. Э-62
2022
Изучение геологического разреза проводилось в КамНИИКИГС, «ПермНИПИнефть» Кузнецов Ю. И. и др., 1969. ф; Кузнецов Ю. И. и др., 1971. ф; Кузнецов Ю. И.. 1974. ф:.Данные по добывающим скважинам не внесли изменений в представление о геологическом разрезе, лишь незначительно уточнились некоторые толщины стратиграфических подразделений. Разрез типичен для северной группы месторождений Пермского края. Особенностью ряда месторождений севера, в том числе и Чашкинского, является наличие мощной толщи калийных солей в верхней части кунгурского яруса, к которой приурочено Верхнекамское месторождение калийных солей.На Чашкинском месторождении, расположенном в пределах Дуринского прогиба, толща солей имеет минимальную величину.Интерес с позиций промышленной нефтеносности представляют терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщиной 35-80 м. и карбонатные отложения турнейско-фаменского возраста, сложенные известняками органногенно-обломочными трещиноватыми, с прослоями битуминозных, толщиной от нескольких десятков метров до 570 м.В кровле башкирского яруса, представленного органогенными известняками толщиной 55-60 м, в керне отмечены нефтепроявления от выпотов до интенсивного нефтенасыщения. Выпоты окисленной нефти в керне отмечены в верейском горизонте московского яруса, сложенном известняками, чаще глинистыми, толщиной 70-75 м и в артинском ярусе, представленном известняками, участками органогенными, толщиной 120-170 м. В остальной части разреза нефтепроявлений не отмечено.
Геометрия структурных планов основных реперных горизонтов среднего структурного этажа в значительной степени контролируется строением верхнедевонско-турнейского терригенно-карбонатного комплекса. Этот комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами.К структурам облекания позднедевонских рифовых массивов приурочено подавляющее большинство нефтяных месторождений Соликамской депрессии, в том числе и Чашкинское.Анализ данных сейсморазведки и структурных планов реперных горизонтов карбона и толщин, заключенных между ними пород, показал, что строение рифогенных структур типично для позднедевонских рифовых массивов островного типа, имеющих форму атолла, в виде незамкнутого кольца. Для надрифового разреза характерна сокращенная толщина или полное отсутствие отложенийтурнейского яруса, частично размыта и кровельная часть фаменского яруса (чаще всего в объеме заволжского горизонта).В верхней части среднего структурного этажа в карбонатной толще артинского яруса развиты холмовидные органогенные постройки волимской группы, достигающие высоты в несколько десятков метров. В вышезалегающих горизонтах морфологически они выражены слабо, так как почти полностью нивелируются терригенной толщей артинского яруса. Волимские рифы приурочены обычно к карбонатным уступам или располагаются вблизи них. К артинским органогенным постройкам могут быть приурочены промышленные скопления нефти.Строение верхнего структурного этажа подчинено тектонике, заключенной в нем. резко дифференцированной по толщине, соляной толщи. Тектоника соляного и надсоляного комплексов весьма сложна и обусловлена такими качествами солей, как легкорастворимость и пластичность.Основным элементом, осложняющим строение верхнего структурного этажа в пределах описываемой территории, является Дуринскийвнутриформациоиный прогиб, прослеживающийся в соляной и местами в подсоляной части иренского горизонта. Здесь из разреза выпадает глинисто- мергелистая пачка толщиной 60-65 м (скважины 18, 31, 32, 302, 303). На бортах прогиба резко сокращается толщина соляных отложений, а в самом прогибе соли практически отсутствуют за исключением нескольких узких, клиновидных, вытянутых по простиранию прогиба соляных линз. Компенсируется прогиб мощной толщей верхнепермских красноцветных отложений. Дуринский прогиб в плане пересекает Чашкинское месторождение в восток-северо-восточном направлении.
Чашкинский рифовый массив является типичным представителем позднедевонских рифовых массивов островного типа. Собственно органогенные постройки, определяющие морфологию структуры и, особенно внутренней ее части, развиты, в основном, в нижней части массива, соответствующей верхнефранскомуподъярусу. Верхняя часть массива - карбонатная платформа, соответствует фаменскому и гурнейскому ярусам. Она преимущественно сложена нормально - слоистыми карбонатными породами и лишь в краевых частях массива развиты органогенные постройки.На рубеже франского и фаменского, фаменского и турнейского веков зафиксированы значительные перерывы в осадконакоплении, а в результате последнего предвизейского перерыва в осадконакоплении, приведшего к полному размыву турнейского яруса на наиболее приподнятых участках структуры, произошло окончательное формирование морфологии поверхности массива.
| Руководитель | Огородникова Э.Т. |
| Разработал | Романов Р.Е. |
Содержание
Введение
Одной из основных задач социально-экономического развития Российской Федерации является создание эффективной, конкурентоспособной экономики. При любых вариантах и сценариях развития экономики на ближайшие 10-20 лет природные ресурсы, в первую очередь ископаемые топливно-энергетические ресурсы, будут главным фактором экономического роста страны.Располагая 2,8 % населения и 12,8 % территории мира. Россия имеет 11-13% прогнозных ресурсов около 5 % разведанных запасов нефти. 42 % ресурсов и 34 % запасов природного газа, около 20 % разведанных запасов каменного и 32 % запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти около 20 % от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу - 5 %. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и по газу на несколько десятков лет, а по углю и природному газу значительно выше. По состоянию на 01.2000 г. в разработке находятся более 1200 нефтяных и газонефтяных месторождений, расположенных в различных регионах страны от острова Сахалин на востоке до Калининградской области на западе, от Красноярского края на юге до Ямало-Ненецкого округа на севере.Добыча нефти в нефтедобывающем комплексе с 1991 по 1993 гг. сократилась с 462 до 350 млн. т., т.е. на 112 млн. тонн. С 1993 по 1997 гг. с 350 до 305 млн. т., т.е. на 45 млн. тонн. С 1997 г. и по 2000 г. добыча нефти стабилизировалась на уровне 303 - 305 млн. т. за 6 месяцев 2002 года добыто 157 млн. тонн. Обводнённость добываемой продукции составляет чуть более 82 %. Средний дебит нефти одной скважины составляет 7,4 тонн/сутки. Степень выработки запасов нефти категорий А. В. Ci на разрабатываемых месторождениях в целом по России составляет 52,8 %. Наиболее высокая выработка запасов наблюдается по Северо-Кавказскому (82,2%) и Поволжскому (77,8 %) регионам, наименьшая по Западной Сибири (42,8%) и Дальнему Востоку (40,2 %). Значительная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтяных зонах, что создает значительные сложности при их извлечении.-
Геологическая часть
-
Общие сведения о месторождении
-
Литолого стратиграфическая характеристика
Изучение геологического разреза проводилось в КамНИИКИГС, «ПермНИПИнефть» Кузнецов Ю. И. и др., 1969. ф; Кузнецов Ю. И. и др., 1971. ф; Кузнецов Ю. И.. 1974. ф:.Данные по добывающим скважинам не внесли изменений в представление о геологическом разрезе, лишь незначительно уточнились некоторые толщины стратиграфических подразделений. Разрез типичен для северной группы месторождений Пермского края. Особенностью ряда месторождений севера, в том числе и Чашкинского, является наличие мощной толщи калийных солей в верхней части кунгурского яруса, к которой приурочено Верхнекамское месторождение калийных солей.На Чашкинском месторождении, расположенном в пределах Дуринского прогиба, толща солей имеет минимальную величину.Интерес с позиций промышленной нефтеносности представляют терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщиной 35-80 м. и карбонатные отложения турнейско-фаменского возраста, сложенные известняками органногенно-обломочными трещиноватыми, с прослоями битуминозных, толщиной от нескольких десятков метров до 570 м.В кровле башкирского яруса, представленного органогенными известняками толщиной 55-60 м, в керне отмечены нефтепроявления от выпотов до интенсивного нефтенасыщения. Выпоты окисленной нефти в керне отмечены в верейском горизонте московского яруса, сложенном известняками, чаще глинистыми, толщиной 70-75 м и в артинском ярусе, представленном известняками, участками органогенными, толщиной 120-170 м. В остальной части разреза нефтепроявлений не отмечено.
-
Тектоника
Геометрия структурных планов основных реперных горизонтов среднего структурного этажа в значительной степени контролируется строением верхнедевонско-турнейского терригенно-карбонатного комплекса. Этот комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами.К структурам облекания позднедевонских рифовых массивов приурочено подавляющее большинство нефтяных месторождений Соликамской депрессии, в том числе и Чашкинское.Анализ данных сейсморазведки и структурных планов реперных горизонтов карбона и толщин, заключенных между ними пород, показал, что строение рифогенных структур типично для позднедевонских рифовых массивов островного типа, имеющих форму атолла, в виде незамкнутого кольца. Для надрифового разреза характерна сокращенная толщина или полное отсутствие отложенийтурнейского яруса, частично размыта и кровельная часть фаменского яруса (чаще всего в объеме заволжского горизонта).В верхней части среднего структурного этажа в карбонатной толще артинского яруса развиты холмовидные органогенные постройки волимской группы, достигающие высоты в несколько десятков метров. В вышезалегающих горизонтах морфологически они выражены слабо, так как почти полностью нивелируются терригенной толщей артинского яруса. Волимские рифы приурочены обычно к карбонатным уступам или располагаются вблизи них. К артинским органогенным постройкам могут быть приурочены промышленные скопления нефти.Строение верхнего структурного этажа подчинено тектонике, заключенной в нем. резко дифференцированной по толщине, соляной толщи. Тектоника соляного и надсоляного комплексов весьма сложна и обусловлена такими качествами солей, как легкорастворимость и пластичность.Основным элементом, осложняющим строение верхнего структурного этажа в пределах описываемой территории, является Дуринскийвнутриформациоиный прогиб, прослеживающийся в соляной и местами в подсоляной части иренского горизонта. Здесь из разреза выпадает глинисто- мергелистая пачка толщиной 60-65 м (скважины 18, 31, 32, 302, 303). На бортах прогиба резко сокращается толщина соляных отложений, а в самом прогибе соли практически отсутствуют за исключением нескольких узких, клиновидных, вытянутых по простиранию прогиба соляных линз. Компенсируется прогиб мощной толщей верхнепермских красноцветных отложений. Дуринский прогиб в плане пересекает Чашкинское месторождение в восток-северо-восточном направлении.
Чашкинский рифовый массив является типичным представителем позднедевонских рифовых массивов островного типа. Собственно органогенные постройки, определяющие морфологию структуры и, особенно внутренней ее части, развиты, в основном, в нижней части массива, соответствующей верхнефранскомуподъярусу. Верхняя часть массива - карбонатная платформа, соответствует фаменскому и гурнейскому ярусам. Она преимущественно сложена нормально - слоистыми карбонатными породами и лишь в краевых частях массива развиты органогенные постройки.На рубеже франского и фаменского, фаменского и турнейского веков зафиксированы значительные перерывы в осадконакоплении, а в результате последнего предвизейского перерыва в осадконакоплении, приведшего к полному размыву турнейского яруса на наиболее приподнятых участках структуры, произошло окончательное формирование морфологии поверхности массива.
-
Нефтегазоносность