Отчет о производственной практики в ЦДНГ №2 НГДУ «Лениногорскнефть»

Министерство образования и науки Российской Федерации

КАЗАНСКИЙ (ПОВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Геологический факультет

Кафедра геологии нефти и газа. 

Специальность – 020305 – Геология и геохимия горючих ископаемых 
 
 
 
 
 

Отчет по первой производственной практике. 
 
 
 
 
 
 

Студентка 3 курса

Группа 371

Октябрь 2010 г.                                                                              Р.А.Мударисова 

Научные руководители:                                                                                 Кандидат г.-м.н., доцент                                             _________Р.А.Батырбаева

Ведущий геолог ЦДНГ №2

НГДУ «Лениногорскнефть»                                        ___________Д.А.Марунин        
 

Казань  – 2010

Отчет о  первой производственной практики.

Я проходила производственную практику в ЦДНГ №2 НГДУ «Лениногорскнефть» с 01.06.2010 по 31.08.2010г.

В период практики я выполняла следующие обязанности:

1. Ежедневно  заполняла журнал гидродинамических  исследований для периодических  скважин. У периодических скважин гидродинамический уровень меняется ежедневно. И данный уровень выносится в программе «ЭхоЛот», но если нет, то данные записывает дежурный оператор и передает диспетчеру промысла. Я вносила для каждой периодической скважины его гидродинамический уровень в программе «Microsoft Office Excel».

2. Заполняла план-заказы ремонта скважины. Причиной ремонта скважины служила: перфорация (дострел пласта), изоляция пласта, замена насоса на анологичный типоразмер, закачка реагентов, свабирование. Ремонтом занималась организация «Татнефть Лениногорск РемСервис». План-заказ я заполняла в программе ИС«Татнефть-нефтедобыча». В нем описывались данные о скважине: № скважины, причина ремонта, дата бурения, длина скважины, альтитуда устья, искусственный забой, текущий забой, контрукция скважины, в которую входили размеры всех колонн, размер долота, вид цемента; дата ввода скважины в эксплуатацию. А также интервалы перфорации, тип перфоратора;  интервалы изоляции; все виды работ ГИС, ранее проведенные ремонты в скважине; дебит жидкости, нефти и воды, удельный вес жидкости, отобранные запасы.

3. Присутствовала  вместе с моим научным руководителем  МарунинымД.А. на перфорации (дострел  пласта) скв12890А Зай-Каратаевской  площади. Дострел производила организация «Татнефть Лениногорск РемСервис». Вначале произвели подготовительные работы, подняли подземное оборудование, заглушили скважину. Произвели СПО пера НКТ 1730м. Промыли забой до глубины 1734м. Прошаблонировали эксплуатационную колонну (d=114мм) до глубины 1734м. Произвели кумулятивную перфорацию перфоратором ПК-103 в количестве 10 отверстий в интервале 1696.6-1697.6м с привязкой по ГК. Спустили подземное оборудование. Произвели заключительные работы.   

Совместно с  руководителем практики была выбрана предварительная тема для курсовой работы «Особенности геологического строения залежи №1 Зай-Каратаевской площади Ромашкинского месторождения в связи с введением нового метода увеличения нефтеотдачи пласта», в которой буду изучать залежь №1 данной площади.

Во время производственной практики следующий фактический материал для написания курсовой работы:

1. Выкопировка из структурной карты по пласту «А» пашийского горизонта Зай-Каратаевской площиди Ромашкинского нефтяного месторождения. Масштаб карты 1:25000.
2. Стандартные электрокаротажи для скважин 4046, 4046А, 4041, 4041Д, 4045А, 4047А, 9211А, 12980, 12980А, 24284, 24448 Зай-Каратаевской площади. Масштаб 1:200. (11 скважин).
3. Заключения ГИС для данных скважин.
4. Кривизна ствола для данных скважин.
5. Выписки из отчета.

Задачи, которые  буду решать в курсовой работе:

1. Уточнение геологического строения залежи №1
2. Уточнение нефтеносности залежи №1.

 
 
 
 
 
 
 
 

Физико-географичесий  очерк.

Зай-Каратайская  площадь Ромашкинского месторождения расположена на территории Лениногорского и Альметьевского районов Татарстана.

В орографическом отношении изучаемая территория представляет собой равнину, подвергшуюся процессам денудации. Рельеф поверхности  в значительной мере определяется наличием многочисленных оврагов, балок, долин, образованных действием рек.

Абсолютные отметки  рельефа колеблются от +140м до +340м. Климат умеренно-континентальный. Средняя январская температура -14,5°С, июльская +19,0°С .

Ближайшими  крупными реками являются Волга, Кама, а мелкими Шушма, Зай-Каратай, Мошкара, Вязовка, Кувак.

Зай-Каратайская  площадь обслуживается НГДУ «Лениногорскнефть», расположенным в городе Лениногорске.

На  площади имеется развитая система  сбора и транспорта нефти.

Геолого-геофизические  изученность района.

Разведочное бурение  на Зай-Каратайской площади было начато 28 апреля 1949 года. В течение 1950-1952 года на площади было пробурено еще 7 разведочных скважин, которые подтвердили промышленную нефтеносность горизонта Д₁ данного района Ромашкинского месторождения.

В разработку площадь  введена в 1956 году, разбурена по сетке 650´800 и 400´400 м. Эксплуатационное бурение на площади было начато в конце 1958 года согласно предварительной Генеральной схеме разработки.

Максимальный  уровень добычи нефти с площади  был достигнут в 1971 году и составил 2488 тыс.т., при обводненности добываемой продукции 33,8 %. Далее наблюдается постепенное снижение годовых темпов отбора нефти, при увеличении обводненности продукции. Структура запасов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. В 1986 году по заданию объединения «Татнефть» была выполнена работа «Составление проекта разработки Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения». Начиная с 2001 года, на Зай-Каратайской площади отсутствует проектный документ, предусматривающий бурение и ввод новых скважин, внедрение новых технологий по МУН пластов, совершенствование системы разработки.

 В настоящее  время плотность сетки скважин  20 га/скв. На площади сложилась  комбинированная система разработки, сочетающая линейное разрезание с очаговым заводнением.

Стратиграфия  и тектоника.

Основная  часть Зай-Каратаевской  залежи приурочена к отложениям пашийского горизонта  нижнефранского подъяруса верхнего девона. К нижне франскому подъярусу  приурочены отложения пашийского (Д₃р) и тиманского (Д₃t) горизонтов. Пашийский горизонт (в промысловой практике индексируется как Д₁) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов.

 Песчаники  кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Для коллекторов песчано-алевритовых пород характерна кварцевая цементация и достаточно однородный гранулометрический состав (средний диаметр зерен мелкозернистых песчаников составляет 0,11-0,15 мм, а крупнозернистых алевролитов 0,1мм). Мощность пашийского горизонта составляет 50 м.

Залегающие  выше по разрезу отложения тиманского горизонта выделяются в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно-серыми, неравномерно глинистыми мелкозернистыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато- серые и шоколадно-коричневые аргиллиты.

 В  основном в разрезах скважин  северных площадей в средней  части горизонта прослеживаются  песчано-алевритовые отложения пласта  Д₀, которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми, зеленовато-серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты зеленовато-серые. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками. Мощность тиманского горизонта изменяется от 24 до 28 м.

Зай-Каратайская  площадь представляет собой широкий  почти выположенный юго-западный склон  Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.

Нефтеносность.

В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Зай-Каратайской площади нефтепроявления различной интенсивности были отмечены в пермских, каменноугольных и девонских отложениях.

Основной  промышленный объект – пласт Д₁, приурочен к пашийским отложениям нижнефранского подъяруса верхнего девона. Корреляция и расчленение разрезов скважин осуществляется по двум основным реперам – карбонатной пачке (репер «верхний известняк»), залегающей в кровле горизонта и аргиллитовой пачке (репер «муллинская глина»), залегающей в подошве горизонта. Эти реперы регионально выдержаны и обычно хорошо прослеживаются на диаграммах электрометрии и радиометрии.

Это многопластовая сводового типа залежь, площадь нефтеносности  составляет 16460 м². 

Параметр  нефтеносности пластов, то есть соотношение количества скважин, вскрывших нефтенасыщенный коллектор, уменьшается вниз по разрезу от 1,0 (пласты Д₁а, Д₁б₁, Д₁б₂, Д₁б₃) до 0,182 (пласт Д₁д).

Средняя абсолютная отметка ВНК по блоку  составляет –1490 м.

Горизонт  Д₁ характеризуется высокой литологической связанностью пластов. Наибольший коэффициент связанности (Ксв.) между пластами Д₁б₁ -Д₁б₂ (0,349), Д₁г₁ - Д₁г₂ (0,686) и Д₁г₂  - Д₁д (0,487). Промежуточное положение по Ксв. занимают пласты Д₁а - Д₁б₁ (0,165), Д₁б₂ - Д₁б₃ (0,142), Д₁в - Д₁г₁ (0,159). Наименьшей связанностью характеризуются пласты Д₁б₃ - Д₁в (0,032).

Горизонт  Д₁ является единой гидродинамической системой, что подтверждается общим ВНК для всех пластов и высокой литологической связанностью между пластами с различными фильтрационными свойствами.