Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

ВВЕДЕНИЕ

Я проходила практику на предприятии ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»,  ТПП «Когалымнефтегаз» Повховского месторождения в цехе добычи нефти и газа №5.

Повховское месторождение находится  в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.

Данное предприятие оптимально подходит для прохождения второй производственной практики.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Характеристика месторождений  нефти, разрабатываемых ЦНДГ-5 П)

 

1.1.Стратиграфия.

Геологический разрез Повховского  месторождения (см.приложение 1) сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста.

Осадочные мезозойские  отложения являются объектом детального изучения, поскольку, с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Доюрские образования.

Породы доюрских образований  на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.

Юрская система.

Отложения юрской системы  в пределах Западно-Сибирской плиты  пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют  выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего – породами преимущественно морского происхождения.

Нижний +средний отделы (тюменская свита).

На месторождении отложения  вскрыты тринадцатью поисково-разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты, сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита.

В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105).

В осадках тюменской свиты, встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры.

Полная толщина осадков  тюменской свиты достигает 700м.

Верхний отдел.

Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты - васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты, приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю.  В  породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер келовейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81 м.

Георгиевская  свита представлена в центральной  части Западно-Сибирской плиты почти черными аргиллитами, которые имеют повсеместное развитие и характеризуются выдержанным литологическим составом. Для них характерно высокое содержание глауконита, присутствие тонких прослоев битуминозных глин. В аргиллитах георгиевской свиты встречена фауна нормального морского бассейна, возраст которой определяется как кемериджский. Толщина глин - 2-4м.

Баженовская    свита   литологически    сложена   черными,    иногда   бурыми битуминозными глинами. Породы содержат обильный рыбий детрит, остатки фауны амманитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Часто встречаются включения известников, конкреций фосфоритов и обильный пирит. Последний нередко образует псевдоморфозы по органическим остаткам. Возраст остатков баженовской свиты - волжский. Толщина-18 - 22 м.

Меловая система.

Отложения меловой  системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов.

Отложения нижнего  отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников. В составе нижней подсвиты, мегионской свиты, выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимовская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146 м (скв. №1)

Верхняя часть  мегионской свиты сложена преимущественно  песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов. К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ₈. Здесь же выделяются пласты БВ₉, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой, сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников.

Возраст мегионской свиты  определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330 м.

Вартовская свита сложена  чередованием пачек песчано-алевролитовых  и преимущественно глинистых  пород. Условно разрез свиты делится на три части. Нижняя преимущественно алеврито-песчаная, средняя - с преобладанием глинистых разностей и верхняя - песчано-глинистая. В основании свиты выделяется пачка песчано-алевролитовых пород толщиной до 80-100 м, в составе которой выделяются нефтенасыщенные пласты БВ₆ и БВ7. Средняя наиболее мощная (до360 м) толщина сложена в основном глинистыми породами, иногда алевритистыми. В середине этой толщи выделяются пласты песчаников, относимых к пластам БB1 —БВ5. В этой части разреза встречается фауна фораминифер, редких аммонитов, палеципод и пресноводных остракод.

 

1.2.Тектоника.

Согласно тектонической карты платформенного чехла западно- сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярославского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды.

На фоне общего регионального  погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьёганская приподнятая зона в южном и Больше-Катухтинская структура в северной частях Повховского месторождения.

Средне-Ватьёганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации вследствие осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной.

В целом приподнятая  зона включает в себя южную часть  Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие.

Северный склон приподнятой  зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной.

Южный склон Средне-Ватьёганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода.

При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 х 5км. Скважиной №448 пласт БВ`8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров.

К западу от вышеописанной  нефтяной структуры выделяются два  Средне-Ватьеганских поднятия.

В районе разведочных  скважин №19,26 по сейсморазведке и  данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют  11х4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ` 8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана невтеностность поднятия.

Самая южная часть  Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район  скв. №12,49), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ`8 .

В юго-восточной части  Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогипсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием.

Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогипсе- 2510 размеры составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ1/8 на отметке – 2490,2м и получен приток нефти амплитуда- 19,8м.

Больше-Катухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Катухтинским и безымянным, которые объединяются изогипсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная нефтеносность доказана на обоих поднятиях.

Больше-Катохтинская нефтяная структура как центральной части, так и на краях осложнена мелкими локальными поднятиями.

 

1.3. Коллекторские  свойства пласта БВ8.

Коллекторские свойства пласта БВ8  Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и  гидродинамических исследований скважин.

Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден  как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение  коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3-5м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8.

Пласт БВ1/8 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6-26,6м. Верхняя часть пласта 10-16м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя - тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород.

Пласт БВ2/8 содержит лдо14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта БВ8, развит не повсеместно. Общая толщина от 18,6 до 27,4м. Пласт еще более неоднороден и более заглинизирован по сравнению с БВ1/8.

Среднее значение гидродинамических  параметров пластов БВ1/8 и БВ2/8 приведены  к таблице №1 .

 

Таблица №1

Параметр	БВ1/8	БВ2/8	БВ8
Продуктивность, 10м3/сут * Мпа	3,02	1,15	2,26
Гидропроводность, 10м3 /Па* с	59,57	16	38,4
Подвижность, 10м2 /Па* с	0,031	0,0124	0,0218
Проницаемость,мкм 2	0,032	0,0117	0,0238
Пористость,%	19,6	19,2	19,3
Уд.продуктивность,10м3/сут*Мпа х м	0,215	0,094	0,136

 

1.4.Физико-химические свойства нефти, газа, воды пласта БВ8.

Свойства пластовой  нефти залежи являются основными  для  Нижневартовского свода. При  погружении залежей давление и температура  повышаются. Нефть не донасыщена газом, давление насыщения значительно  ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти. Свойства нефти – табл.№2

Нефть содержит в весовых  процентах –табл.№3

Таблица №2

 

Компоненты	БВ1/8	БВ2/8
Асфальтены,% Смолы силикагелиевые,% Парафин,% Сера,% Т С насыщения нефти  парафином	2,09 6,1 2,64 0,64   25,7	2,27 6,26 2,11 0,57   23

Таблица №3

Наименование	Индекс пласта БВ8
	Количество исследований скв.	Диапазон измерения	Среднее значение
Пластовое значение,Мпа	11	20-27	24,9
Пластовая  температура,С	11	81-88	84
Давление насыщения,МПа	11	10-14	12
Газосодержание,м3/м	11	85-98	90,9
Газовый фактор при условии  сепарации,м3/т	2	__	77,4
Объемный коэффициент	11	1,2 –1,32	1,25
Объемный коэф. При  условии сепарации	2	____	1,202
Вязкость нефти,МПа  с	6	1,0- 1,6	1,13
Коэф.объемной упругости,1/МПа  10	11	10-13	12,39