- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
Территория района относится к Камско-Чусовской группе бассейнов Северо-Предуральского бассейна пластовых и блоково-пластовых напорных вод Предуральского сложного бассейна пластовых и блоково-пластовых безнапорных и субнапорных вод.
По условиям формирования подземного стока изучаемый район подразделяется на два гидрогеодинамических этажа: верхний и нижний, отделенные ангидритами, залегающими в подошве кунгурского яруса, и мощной толщей артинских терригенных пород. Общая толщина флюидоупора, более 700 м.
В зоне активного водообмена гидрогеологические подразделения представлены:
водоносным локально-слабоводоносным четвертичным аллювиальным горизонтом (aQIV);
водоносной соликамской терригенно-карбонатной свитой (P1slk).
Водоносный локально-слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт распространен повсеместно на территории месторождения. Мощность его находится обычно в пределах 5-15 м. Химический состав преимущественно гидрокарбонатно-кальциевый.
Водоносная соликамская терригенно-карбонатная свита развита в отложениях соликамского горизонта уфимского яруса. На данной территории распространен карбонатный тип разреза, в котором выделяются две толщи: нижняя глинисто-мергельная мощностью от 24 до 64 м и верхняя - известняково-мергельная мощностью от 30 до 120 м.
Трещинно-грунтовые воды вскрываются на глубине от 0 до 48 м. Глубина их залегания находится в прямой зависимости от превышения над ближайшими дренами.
Химический состав подземных вод соликамского комплекса характеризуется значительной неоднородностью, что обусловлено гидродинамическими условиями, определяющими промытость толщи, литологическим составом водовмещающих пород.
В нижнем гидродинамическом этаже в соответствии с литолого-стратиграфическими принципами, выделяются 6 газонефтеводоносных комплексов (ГНВК), разделенных между собой выдержанными флюидоупорами и характеризующихся застойным режимом подземных вод:
- верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс;
- московский водоносный комплекс;
- верхневизейско-башкирский водоносный комплекс;
- нижневизейско-тульский ГНВК;
- верхнедевонско-турнейский ГНВК;
- верхне-среднедевонский водоносный комплекс.
Район месторождения входит в макроблок СД-1, для которого характерна гидрохимическая инверсия. Здесь наблюдается рост плотности воды до визейских отложений, а затем отмечается ее резкое уменьшение в турнейских и позднедевонских карбонатных отложениях.
Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс
Водонасыщенные пласты прослеживаются в сакмарских отложениях и содержат коллекторы порового и палеокарстового типов. В сакмарских отложениях они залегают ниже абсолютной отметки минус 900 м. Фактическое пластовое давление в подземных водах сакмарских отложений превышало характерное для данной глубины значение. Высота приведенного напора (-1700 м) подземных вод в законтурной скважине № 68 составляла 430 м.
Пластовые воды верхнекаменноугольно-нижнепермского ГНВК бромные рассолы хлоркальциевого типа с коэффициентом метаморфизации - 0,63 - 0,70, минерализацией 149-195г/дм3, коэффициент их насыщения составлял 14,95 - 94,3 % .
Московский терригенно-карбонатный газонефтеводоносный комплекс
В Соликамской депрессии московский комплекс почти повсеместно представлен уплотненными «сухими» породами с редкими линзами водоносных коллекторов.
Химический состав подземных вод не изучен. По региональным данным он представлен йодо-бромными рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией от 118 до 266 г/дм3 .
Верхневизейско-башкирский газонефтеводоносный комплекс
Геофильтрационные среды комплекса относятся к карстовому типу. Они представлены коллекторами порово- трещинного, порово-кавернового и порового типов. Отложения комплекса на Гагаринском месторождении являются наиболее водообильными, дебиты притоков достигали 1026 м3/сут, а значения коэффициентов продуктивности скважин изменялись от 10 до 61,5 м3/(сут.*МПа). Высоты приведенных (-1700 м) напоров пластовых вод башкирских отложений по имеющимся данным изменялись в пределах от 283 до 364 м.
Комплекс насыщен рассолами хлоркальциевого типа высокой степени метаморфизации (0,65 – 0,69), коэффициенты сульфатности изменяются от 0,28 до 0,71. Характерно полное насыщение подземных вод сульфат - ионами и перенасыщение ими до 137 %. Концентрация йода и брома в пластовой воде превышает промышленные кондиции, содержание стронция колеблется от 250 мг/дм3 до 500 мг/дм3, лития – 40 мг/дм3.
Нижне-средневизейский газонефтеводоносный комплекс
Химический состав подземных вод представлен рассолами хлоркальциевого типа с несколько пониженной минерализацией. Воды сильнометаморфизованы (rNa/rCl=0,67), коэффициент их сульфатности равен 0,48. Они недонасыщены сульфатом кальция на 53 %. По содержанию микрокомпонентов воды комплекса относятся к категории промышленных йодо – бромных.
Верхнедевонско-турнейский газонефтеводоносный комплекс
В разрезе этой толщи преобладает карстовый тип геофильтрационных сред. Водоносные породы фаменских отложений залегают ниже горизонтальной поверхности ВНК, отбитой на абс. отм. минус 1880 м.
Фактические пластовые давления значительно меньше расчетных значений. Пъезоаномалии связаны с широким развитием в комплексе изолированных зон с хорошими коллекторскими свойствами.
Химический состав подземных вод приводится по единственному анализу, отобранной в 2002 году пробы воды (скв. № 403). Подземные воды фаменских отложений - высокометаморфизованные (rNa/rCl=0,78) рассолы хлоркальциевого типа. При коэффициенте сульфатности вод 0,61 дефицит сульфатного насыщения составил 61 %. Установлено высокое содержание гидрокарбонатов не свойственное водам данного комплекса.
Средне-верхнедевонский газонефтеводоносный комплекс сложен преимущественно терригенными породами тиманских, пашийских и живетских отложений. Толщина покрышки изменяется от 10 до 30 м.
В гидрогеологическом отношении комплекс практически не изучен.
Додевонский водоносный комплекс представлен терригенными отложениями венда. В гидрогеологическом отношении он не изучен.
В заключение гидрогеологической характеристики необходимо отметить следующие особенности Гагаринского месторождения:
Палеозойские отложения характеризуются существенной фильтра-ционной неоднородностью, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными.
На месторождении отмечается инверсионный гидрохимический тип разреза.
Перспективной зоной для захоронения токсичных промышленных стоков является верхнедевонско-турнейского ГНВК.
Источником водоснабжения для хозяйственно-питьевых нужд нефтепромысла являются речные воды и воды водоносной соликамской терригенно-карбонатной свиты.