Файл: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи.docx

Введение

Нефть – единственное жидкое ископаемое, добываемое с доисторических времен. И пожалуй, ни одно из природных веществ не вызвало столько споров: по сей день ученые обсуждают, можно ли назвать ее минералом или относить к горным породам, высказывают разные предположения о том, сколько нефти в недрах планеты, до какой глубины она встречается, что происходит с ней по истечении времени, как она образовалось – химизм этих процессов.

Предприятия нефтегазового комплекса являются главной составляющей производственного потенциала страны. Развитие отрасли определяет динамику развития всей отечественной экономики.

Для России с ее масштабами и суровым климатом нефть и газ являются основой жизнеобеспечения страны. Нефтегазовая промышленность – одна из важнейших отраслей народного хозяйства, которая сегодня вносит значительный вклад в экономику и доходную часть бюджета страны. С этим и связана актуальность выбранной темы. Исходя из этого я определилась с целями исследования.

Цель -комплексное изучение Манчаровского месторождения нефти, обобщить и изучить материалы по месторождению.

Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи:

Изучить природные условия образования нефти, выявить промышленные запасы, степень разработанности, перспективы использования, познакомиться с физико-химическими свойствами раз газированной нефти, газа и воды.

Методы работы: изучение литературных материалов, посещение месторождения, отбор образцов нефти, анализ таблиц.

Район исследования - Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1957 г. Геологический разрез месторождения является типичным для платформенной части республики, представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, а также додевонским осадочным комплексом (вендской сери­ей). В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине. По ТТНК оно располагается в пределах Манчаровского вала, приуроченного к верхнетурней

---

скому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированного прогиба.

На Манчаровском валообразном поднятии выявлена серия куполовидных поднятий, размеры которых составляют от 2 до 3,5 км по ширине и до 11,5 км по длинной оси. Все они объединены в единую крупную залежь в ТТНК. Отмечается совпадение структурных планов, начиная от кровли турнейского яруса до кунгурского яруса нижней перми. Однако контрастность структуры постепенно сглажена снизу вверх.

Промышленная нефтеносность приурочена к терригенным отложениям девона (на южной и северной периклиналях), ТТНК (бобриковский и тульский горизонты), а также к карбонатным отложениям турнейского яруса нижнего карбона и каширского горизонта среднего карбона.

Основным объектом разработки являются пласты песчаников ТТНК. Залежи остальных объектов второстепенные. ТТНК характеризуется сложным строением и представляет собой переслаивание пластов песчаников, аргиллитов, глинистых углистых сланцев и глинистых маломощных известняков.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о Манчаровском месторождения

Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части республики Башкортостан, в 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения. Разведочные работы на площади начаты в 1953 году, на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 году.

Промышленно-нефтеносными горизонтами являются терригенные отложения нижнего карбона и девона и карбонатные отложения турнейского яруса и каширского горизонта.В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с пологим уклоном к реке Белой и отдельными пологими возвышенностями. Наибольшее абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки в пойменных участках рек составляют 75-80 м.

Средняя величина минимальной температуры приходится на зимние месяцы январь - февраль, максимальная - на летний месяц июль, в котором также наблюдается наибольшее выпадение осадков. Максимальная температура воздуха +36 єС, минимальная - 45 єС. Снежный покров к концу зимы достигает 1,5 м.

Климат в районе Манчаровского нефтеносной площади умеренно-континентальный.

---

Средняя величина минимальной температуры приходится на зимние месяцы январь – февраль, максимальная – на летний месяц июль, в котором также наблюдается наибольшее выпадение осадков. Максимальная температура воздуха +36 ºС, минимальная – 45 ºС. Снежный покров к концу зимы достигает 1,5 м.

Манчаровское месторождение разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть” АНК Башнефть.

Манчаровское месторождение включает Исанбаевский, Яркеевский, Крещено-Булякский, Западно-Менеузовский, Игметовский, Манчаровский, Имянликуловский, Тамьяновский и Кувашский участки.
1.2 Характеристика нефтяных пластов

Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. К югу от месторождения проходит железная дорога Уфа-Ульяновск. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк удалена от площади месторождения на 100 км. Северо-восточнее площади месторождения протекает судоходная р. Белая, соединяющая столицу Башкортостана г. Уфу с основными водными путями – реками Камой и Волгой. По соседству с Манчаровским месторождением находятся Чекмагушевское и Менеузовское нефтяные месторождения. В 1989г. Кувашское месторождение присоединено к Манчаровскому (рис 1.1. ).

Разведочные работы на площади начаты в 1953 г. на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 г.



Рис.1.1 Нефтяные месторождения Бирской седловины:

1-Арланское; 2-Саузбашевское; 3-Старореченское; 4-Наратовское; 5-Андреевское; 6-Гареевское; 7-Надеждинское; 8-Барьязинское; 9-Менеузовское; 10-Манчаровское; 11-Таймурзинское; 12-Саитовское; 13-Чекмагушевское; 14-Тузлукушевское; 15-Щелкановское; 16-Карача-Елгинское; 17-Чермасанское; 18-Нурское; 19-Амировское; 20-Бирское.

В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с общим пологим уклоном к р.Белой и с отдельными пологими возвышенностями и увалами. Наибольшие абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки дневной поверхности в пойменных участках рек составляют 75-80 м.

Для района месторождения характерно наличие большого количества оврагов.

Гидрографическая сеть представлена реками Сюнь

---

, База и Куваш, левосторонними притоками р. Белой. Реки имеют асимметричные долины с крутыми правыми и более пологими левыми берегами.

Территория Манчаровского месторождения расположена в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водонепроницаемые породы многократно чередуются с водоупорными.

Граница зоны пресных вод проходит на абсолютных отметках от 40-50 м на Исанбаевской площади до 140-150м на юге Кувашской площади.

Воды шешминского водоносного комплекса уфимского яруса широко используются для водоснабжения населенных пунктов района. Глубина скважин на воду составляет 60-140м.

По климату площадь месторождения относится к умеренно-влажному теплому агроклиматическому району. Среднегодовая температура воздуха 2.3-2.5^оС. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Зимние минимумы могут доходить до – 48^оС, летние максимумы до + 48^оС.

Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Манчаровское нефтяное месторождение относится к категории крупных. Его начальные извлекаемые запасы равны 70 млн. тонн. Месторождение включает следующие площади: Манчарово-Игметовскую, Крещено-Булякскую, Яркеевскую, Абдуллинскую,Тамьяновскую, Имянликулевскую, Исанбаевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую.

Основными эксплуатационными объектами на месторождении являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты турнейского яруса. Небольшие залежи нефти содержатся в карбонатных пластах каширского горизонта среднего карбона, в песчано-алевритовых пластах Дкн3 и Д₁ кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д₂ муллинского горизонта среднего девона. Песчаники сложены зернами кварца, различной окатанности. Глинистость обычно не превышает 3-5%.

Карбонатные отложения турнейского яруса представлены частым переслаиванием из­вестняков, доломитов, различной глинистости и окремнелости. Выделено пять пластов кол­лекторов неоднородных по литологическим и коллекторским свойст­вам, разделенных между собой пачками глинистых, плотных карбо­натных пород. В свою очередь, каждый из пластов разделен на 1-6 прослоев коллекторов, мощностью от 0,6 до 2,4 м. Преобладают мощности 1,0-1,2 м. Коллекторы имеют небольшую пористость от 9 до 18% (в среднем 12-13), низкую проницаемость до 0,13 мкм². Зача­стую коллекторы замещены непроницаемыми породами, поэтому в

---

каждом из пластов выделяется несколько залежей различных разме­ров. Начальный режим пластов упругозамкнутый.

Разработка Манчаровского месторождения начата в 1957 г. на собственно Манчаровской площади. Затем по мере открытия вводились в разработку другие площади. В 1958 г. начата эксплуатация первых скважин на Крещено-Булякской площади, в 1960 г. – на Абдуллинской и Тамьяновской площадях, в 1962 г. – На Яркеевской, в 1972 г. начата разработка Имянликулевской площади, в 1975 г. введена Исанбаевская площадь и в 1978 г. – Кувашская.

Запасы утверждены в ГКЗ в 1984 году. Последний проектный документ- «Проект разработки Манчаровского нефтяного месторождения» 1992 года утвержден ТЭС Башнефти 17.12.1993 года. [4,7]

В 2004 году на месторождении добыто 481,272 тыс. тонн нефти, годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,67%, от текущих 11,90%.

С начала разработки добыто 67844,884 тыс. тонн нефти или 95,03% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,411.

В 2004 году переведено под закачку 3 скважины (4003, 2263,2155).

Введено из бездействия 59 добывающих скважин, из которых добыто 13477 тонн нефти, 376771 тонн жидкости.

Введено из бездействия 8 нагнетательных скважин.

Внедрено 14 технологий МУН, выполнено 62 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 117840 т. (24,5% от всей добычи)

За год на добывающих скважинах проведено 268 ГТМ с дополнительной добычей 38854т нефти(8,07% от всей добычи). Ликвидировано 5 скважин. См Таблица 1.1

Таблица 1.1 Сравнение проектных и фактических показателей:

№№ п/п	Показатели	проект факт	2004 год	+, - к проекту
1.	Добыча нефти, тыс.тонн	проект факт	284,8 481,272	+196,472 (+69,0%)
2.	Добыча жидкости, тыс.тонн	проект факт	6781,0 12973,494	+6192,494 (+91,3%)
3.	Обводненность весовая, %	проект факт	95,8 96,3	+0,5
4.	Закачка воды, тыс.м3	проект факт	5460,0 9607,250	+4147,250 (+75,0%)
5.	Ввод добывающих скважин	проект факт	- 2	+2 -
6.	Ввод нагнетательных скважин	проект факт	- 3	+3
7.	Средний дебит одной скважины по нефти, т/сут.	проект факт	1,5 2,2	+0,7
8.	Средний дебит одной скважины по жидкости, т/сут.	проект факт	36,1 59,1	+23,0

---