Манчаровское месторождение нефти. Научный руководитель учитель географии Гузаерова В.А. Выполнила ученица 11 класса Назмиева Зульфия.


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОУ СОШ С.ЯБАЛАКОВО
ОБЪЕДИНЕНИЕ «ЮНЫЕ ТУРИСТЫ И ГЕОЛОГИ»


РЕСПУБЛИКАНСКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ОЛИМПИАДА


УЧЕБНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА


Манчаровское
месторождение нефти







Научный руководитель
учитель географии Гузаерова В.А


Выполнила
ученица 11 класса Назмиева Зульфия



УФА- 2008
Содержание
Введение
1.Физико-географическое положение района
Геологическое строение и рельеф..стр .3
Полезные ископаемыестр. 5
Глава 2.Краткая геолого-физическая характеристика
продуктивных пластов месторождений разрабатываемых
АНК “Башнефть”
2.1 Геолого-физическая характеристика месторождений
АНК“Башнефть”стр 7
Основные нефтегазоносные комплексы..стр .8
Глава 3.Манчаровское нефтяное месторождение
3.1.Общие сведения о месторождениистр .9
3.2.Геолого-физическая характеристика месторождения..стр. 14
3.3.Техника и технология добычи нефти и газастр. 16
3.4.Сбор нефти и газа стр. 21
3.5 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа..
3.5.1 Физико-химические особенности по продуктивным отложениям
3.5.2 Физико-химические свойства разгазированной нефти.стр .23
3.5.3 Физико-химические свойства газа..стр.25
3.5.4 Физико-химические свойства воды.стр.26
3.6 Литолого-стратиграфическая характеристика по разрезу
скважин.. стр.26
Глава4 .Запасы нефти и газа.стр.30

Заключение стр.34
Список литературы стр.36







Введение
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 разгазированной 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 верхнетурнейскому 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 (рис. 190).
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.

Глава1.Физико-географическое положение района.

Илишевский район является частью Западной Башкирии и Восточно-Европейской равнины.
Район расположен в северо-западной части Башкортостана. На севере он граничит с Краснокамским районом, на востоке – с Дюртюлинским, на западе – с Республикой Татарстан, на юге – с Бакалинским и Чекмагушевским районами.
Территория района – 1985 км. кв. В районе расположено 90 деревень. Районный центр – село Верхнеяркеево.
Протяженность района с севера на юг – 65 км., с востока на запад – 45км.
Райцентр находится в 160 км. от г. Уфы. Естественными границами района являются реки Сюнь и Белая.
Географические координаты с. В. Яркеево – 55 30 с.ш. и 54 15 в. д.

Геологическое строение и рельеф.
Илишевский район входит в состав Левобережного Прибельского округа и занимает среднюю часть Прибельской увалисто-волнистой равнины /Кадильников,1964/. Он относится к участкам проявлений частных поднятий в четвертичном периоде. Представляет чередование поднятий, что приводит к значительной изрезанности территории. Средняя высота над уровнем моря – 200 м.
В тектоническом отношении территория района является частью Бирской седловины. Толщина кристаллического фундамента достигает здесь до 2000-2500 м., породы его постепенно сливаются с нижележащим гранитным слоем. Кристаллический фундамент повсюду покрывается верхнепротерозойскими породами, которые именуются бавлинской серией. Бавлинские образования делятся на 3 комплекса. Нижнебавлинский комплекс сложен розовато-серыми,коричневато-серыми, серыми песчаниками и карбонатно-глинистыми породами. Среднебавлинский, состоящий преимущественно из красноцветных песчано-глинистых образований. Верхнебавлинский представлен преимущественно сероцветными глинисто-песчаными образованиями – аргиллитами, алевролитами и песчаниками.
Общая мощность бавлинских образований колеблется в пределах от 8,5 до 9 км. В районе отсутствуют осадки кембрийского, ордовикского, силурийского периодов, а также раннедевонского периода палеозойской эры. И только в последнюю эпоху девона с востока начало поступать море, которое заняло затем всю территорию Западной Башкирии и соседние с ней районы. И просуществовало оно до начала ранней эпохи каменноугольного периода. Море оставило огромную толщу осадков, состоящих из глинистых, песчаных, карбонатных образований. Общая мощность девонских отложений от 200 до 1000 м.
Девонское море покинуло территорию Западной Башкирии лишь в угленосное время каменноугольного периода. В это время территория представляла собой сильно заболоченную, покрытую пышной растительностью сушу, в озерах которой происходило захоронение огромной массы живого вещества, превратившегося впоследствии в каменный уголь. Суша эта через короткое время была залита морем, до начала эпохи каменноугольного периода. Море оставило толщу известняков и доломитов, общая мощность которых колеблется от 750 до1200 м.
В пермский период накопляются осадки, давшие светло-серые известняки, доломиты, гипсы, серые и коричнево-серые песчаники, алевролиты, глины, известняки и доломиты, общая мощность которых колеблется до 500 м.
Пермские отложения у нас представлены отложениями кунгурского и уфимских ярусов. После перми, в течение мезозойской и кайнозойской эр территория испытывала преимущественно режим суши, континентальный этап своего развития. Размывом уничтожена большая часть пермских осадков, а у нас они местами полностью снесены. И лишь в палеогене и неогене некоторые зоны были заняты водами вторгшихся южных морей, в условиях которых откладывались песчано-глинистые и глинисто-болотистые осадки, давшие залежи бурых углей.
В геоморфологическом отношении район представляет собой Сюнь-Базинский водораздел. Наиболее высоким пунктом в этом водоразделе являются г.Иш, вершина которой имеет высоту 265 м. и г. Чагыл – 249м. Наиболее низкой отметкой является отметка р. Белой, уровень которой достигает лишь 60 м. н. у. м.
Юго-восток района представляет водораздел между р. База и р. Куваш.
Территория изрезана большим количеством неглубоких балок, которые образованы действиями дождевых и талых вод.
Рельеф поймы р. Белой в основном равнинный с выраженным микрорельефом. Их поверхность неровная, изрезана многочисленными продолговатыми углублениями, заполненными водой. Имеются в районе возвышенности Иш-тау, Петр-тау, Чагыл-тау, Чучак-тау.

Полезные ископаемые.
Из полезных ископаемых в районе имеются нефть, попутный газ, строительные материалы (глина, известняк, гравий, песок, галька).
Нефть добывается объединениями «Башнефть».Ежегодно добывается до 4 тыс.т. нефти. Месторождения имеются в деревнях: Юлдуз, Манчарово, Телепаново, Череккулево, Андреевка, Кужбахты и Ишкарово, Кызыл-Куч, Илишево.
Месторождения глин и суглинков: Ст.Киргизово, Илишево, Кипчаково, Андреевка, Ст. Куктово, Юнново, Рсаево, Тупеево.
Месторождения гравия: Груздевское «Петр-тау», Ст. Куктово, В. Череккулево, Ишкарово.
Известняки встречаются в д. Биктово, Рсаево, Сюльтино, Атасево.
Добыча нефти в районе началась 25 сентября 1957 года. Скважина №11 в деревне Манчарово дала начало разработке месторождений. В д. Манчарово есть нефтепарк, откуда нефть перекачивается дальше в НПЗ. (10)
Глава 2. Краткая геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождений разрабатываемых НГДУ “Башнефть”
2.1 Геолого-физическая характеристика месторождений НГДУ “Башнефть”.
Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана, разрабатываемые НГДУ “Башнефть” характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий. По 15 месторождениям указанного региона, которые включают 50 продуктивных объектов (31 объект в терригенных коллекторах, 19 - в карбонатных), получен значительный объём информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации.
Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана (рис.2. 1) расположены в пределах крупной структуры – Бирской седловины, которая по нижнепермским отложениям имеет ширину не более 85 км и протягивается до г. Благовещенска, т.е. длина её от западной административной границы Башкортостана – 175 км.



















Рис.2. 1. - Обзорная схема нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана

В пределах Бирской седловины в соответствии с северо-запад-юго-восточным простиранием нижнепермские отложения дислоцированы в ряд субпараллельных валов. От границы Южно-Татарского свода к юго-западной окраине Башкирского свода выделяются Базинский, Чекмагушевский, Манчаровский, Каразириковский, Андреевский, Иванаевский, Карабаевский валы. Валообразные сооружения северо-западной ориентировки протягиваются через всю Бирскую седловину.
Рассматриваемые месторождения приурочены к двум структурам третьего порядка – Андреевскому и Чекмагушевскому валам.
Чекмагушевский вал образован Старореченским, Актанышским, Илишевским, Манчаровским, Кувашским, Аблаевским и Амировским поднятиями. Этот вал протягивается с северо-запада субпараллельно Базинскому валу на 150 км.
Андреевский вал состоит из Саузбашевской, Наратовской, Андреевской, Менеузовской, Таймурзинской, Саитовской, Карача-Елгинской, Старомуштинской, Гареевской, Саиткуловской, Новолаяштинской, Кристальной, Лаяштинской, Асяновской, Шелкановской и группы Чермасанских структур. (11)

Основные нефтегазоносные комплексы.
Нефтеносность рассматриваемых месторождений связана с отложениями палеозоя. По литолого-стратиграфическому признаку все промышленно-нефтеносные пласты данной территории можно выделить в пять групп продуктивных толщ.
Терригенные отложения девона:
муллинский горизонт живетского яруса среднего девона;
пашийский горизонт франского яруса верхнего девона;
кыновский горизонт франского яруса верхнего девона.
Карбонатные отложения девона:
фаменский ярус верхнего девона;
заволжский надгоризонт верхнефаменского подъяруса верхнего девона.
Терригенные отложения нижнекаменноугольной системы:
бобриковский горизонт визейского яруса;
тульский горизонт визейского яруса.
Карбонатные отложения нижнекаменноугольной системы:
турнейский ярус.
Карбонатные отложения среднекаменноугольной системы:
башкирский ярус;
верейский горизонт московского яруса;
каширский горизонт московского яруса. [1,7]
Большинство месторождений являются многопластовыми. Число продуктивных пластов достигает 1112.
Основные залежи нефти, связанные с локальными поднятиями, располагающимися на фоне структур второго порядка (валов), являются пластовыми сводовыми.
Залежи нефти в турнейских отложениях относятся к двум типам. На Манчаровском месторождении залежи преимущественно массивные, на Карача-Елгинском, Шелкановском, Чермассанском - надрифовые (облегающие) пластовые сводовые. Залежи нефти в фаменском и франском ярусах Чермассанского месторождения, приурочены к мощной толще рифогенных образований, являются массивными.
Залежи нефти в кыновском и пашийском горизонтах литологически экранированные по восстановлению пластов (залежи пласта Д1 Чекмагушевского месторождения) и литологически линзовидные в кыновском горизонте.

Глава 3. Манчаровское нефтяное месторождение
3.1.Общие сведения о месторождении
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 3.1. ).
Разведочные работы на площади начаты в 1953 г. на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 г. Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и



Рис.3.1 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.

девона, а также в карбонатных коллекторах турнейского яруса и каширского горизонта. Разрабатывается месторождение НГДУ Башшнефть .
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 2.3-2.5оС. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Зимние минимумы могут доходить до – 48оС, летние максимумы до + 48оС.
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.

Пласты горизонтов Д1 и ДИ нефтеносны на небольшой части площади. Залежи имеют незначительные размеры [11]:
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.
Сравнение проектных и фактических показателей приводится в таблице 3.1:
Таблица 3.1
№№ 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


Сравнение планово-нормативных и фактических показателей разработки приводится в таблице 3.2. (5,6)
Таблица 3.2
№№ п/п
Показатели
план.норма
Факт
2004 год
+, -к план.норме

1.
Добыча нефти, тыс.тонн
план-норма
Факт
479,500
481,272
+1,772
(+0,37%)

2.
Добыча жидкости, тыс.тонн
план-норма
Факт
12089,500
12973,494
+883,994
(+7,31%)

3.
Обводненность весовая, %
план-норма
Факт
96,0
96,3
+0,3

4.
Закачка воды, тыс.м3
план-норма
Факт
9576,500
9607,250
+30,750
(+0,32%)

5.
Ввод добывающих скважин
проект
Факт
-
2
+2

6.
Ввод нагнетательных скважин
План-норма
Факт
3
3
-


Как видно из таблиц 3 .1 и 3.2, фактические показатели выше проектных по всем позициям.
По отношению к планово-нормативным, добыча нефти выше на 0,37%, добыча жидкости на 7,3%, закачка воды на 0,32%, обводненность по абсолютной величине выше на 0,3%.
По сравнению с 2003 годом добыча нефти снизилась на 15128 тонн или 3,04%.
3.2.Геолого-физическая характеристика месторождения
Характеристика геологического строения
Геологический разрез Манчаровского месторождения является типичным для платформенной части Башкортостана. Он вскрыт до глубины 1995 м (скв. 22 Абд.).
В тектоническом отношении месторождение расположено в Бирской седловине, осложненной по нижнепермским и каменноугольным отложениям рядом структур второго порядка (валами). Валы, в свою очередь, осложнены локальными куполовидными поднятиями третьего порядка. Манчаровское месторождение расположено в пределах Чекмагушевского вала.
По кровле бобриковского горизонта структура месторождения представлена в виде двух параллельных валообразных поднятий, вытянутых с северо-запада на юго-восток и оконтуренных общей изогипсой –1165 м. Общая протяженность структуры по изогипсе – 1165 м равна 45 км при ширине 10 км.
На западной тектонической линии (с севера на юг) выделяются Исанбаевское, Яркеевское, Крещено – Буляковское, Тамьяновское и Кувашское поднятия, на восточной линии – Западно – Менеузовское, Игметовское, Манчаровское, Имянликулевское. От Игметовского поднятия ответвляется в юго-восточном направлении Абдуллинское.
Краткая характеристика отдельных поднятий Манчаровского месторождения приводится ниже.
Манчаровское поднятие расположено в южной части месторождения и оконтурено изогипсой – 1165 м. Самая высокая отметка свода – 1117,8 м (скв.547). Размеры поднятия по изогипсе – 1165 м 6,8x3.0 км, высота 53 м (р-н скв.39).
Игметовское месторождение является северным продолжением Манчаровского. Оконтурено оно изогипсой – 1165 м. Размеры поднятия 5,4 –2,2 км. Амплитуда поднятия по отношению к прогибу, отделяющему его от Крещенского поднятия, равна 22 м.
Абдуллинская структура состоит из двух обособленных поднятий, каждое из которых оконтуривается изогипсой – 1165 м и отделенных друг от друга седловиной (район скв.334 и 417). Свод северного поднятия имеет отметку – 1144,7 м (скв.321). Это поднятие осложнено, в свою очередь, двумя небольшими куполами. Южное поднятие осложнено также двумя куполами с отметками – 1144,8 м (скв.473) и – 1149,2 м (скв.438). Общие размеры Абдуллинской структуры – 10x2 километра.
Имянликулевская структура расположена к югу от Абдуллинской и состоит из двух небольших поднятий (размеры их 4x2 км). Амплитуда структуры 8-11м.
Тамьяновская структура располагается в юго-западной части месторождения и оконтуривается изогипсой – 1170 м. Самые высокие отметки – 1159,7 и 1158 м встречены в скважинах 514 и 534. Размеры структуры 3x2,5 км, высота 25 Кувашская структура располагается к югу от Тамьяновской и оконтуривается изогипсой – 1160 м. Размеры структуры 3x2,5 км, высота 25 км.
Крещено – Буляковское поднятие располагается к северу от Тамьяновского, От Игметовского и Манчаровского поднятий оно отделено прогибом, выделенным в районе скв.47, 247, 29, 41. Строение структуры асимметричное – западное крыло более крутое, чем восточное (2o против0o45/).Размеры поднятия по изогипсе – 1165 м 11.4x3,0 км. Высота 15,5 м.
Яркеевское поднятие является северным продолжением Крещено – Буляковского и располагается между скважинами 294, 266 на юге и скважины 8, 100у на севере. Свод поднятия осложнен рядом вершин. Самая высокая отметка свода – 1146,5 м вскрыта скв.154. Строение поднятия асимметричное. Западное крыло более крутое (1o45’), чем восточное (0o30’). Размеры поднятия 15x3 км, высота 20 м.
Исанбаевская структура расположена севернее Яркеевского поднятия, представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. Размеры структуры по изогипсе – 1175 м составляют 9,3x2,2 км. Амплитуда 15 м.
Сводный литолого-стратиграфический разрез всех вскрытых отложений приводится на рис.2, из которого видно, что основные продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона залегают на глубинах 1320-1400 м. Промышленные скопления нефти установлены также в терригенных отложениях девона, в карбонатных отложениях каширского горизонта и турнейского яруса (Литолого-стратиграфические разрезы продуктивных отложений карбона и девона приводятся на рис.3.2 и 3.3).
Водоносные пласты встречаются по всему вскрытому разрезу и связаны они как с песчаными пластами, так и пористо-кавернозными разностями известняков и доломитов. Воды карбона и девона относятся к хлоркальциевому типу. Источниками водоснабжения для технических целей могут служить карбонатные отложения подольского, каширского горизонтов и башкирского яруса, нижнего карбона и девона. [4,10]

3.3.Техника и технология добычи нефти и газа.
На многопластовом Манчаровском месторождении по основным объектам в терригенной толще нижнего карбона завершается основной период разработки. Наибольшие остаточные запасы нефти заключены в пластах терригенной толщи нижнего карбона. Средняя глубина залегания эксплуатационных объектов 1400-1850м. 13 EMBED PBrush 1415
Рис.3.2 Сводный геологический разрез[2]:
13 EMBED PBrush 1415Рис3.3 Продолжение
Большинство добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом – установками скважинных штанговых (УСШН) и погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Фонт
·анный способ большого значения не имеет. В таблицах 3.3 и 3.4 показано изменение действующего фонда и среднего дебита жидкости добывающих скважин по способам добычи нефти в 1987-1991 годах.
Таблица 3.3
Изменение фонда добывающих скважин Манчаровского месторождения по способам эксплуатации в 1986-1991г.

Способ эксплуатации
Ед.изменения
Годы



1986
1987
1988
1989
1990
1991

Действующий фонд
Скв.
671
767
725
736
735
745


%
150,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0

В том числе оборудованы








УСШН
Скв.
418
438
483
425
429
433


%
62,3
62,0
59,7
57,7
58,3
58,3

УЭЦН
Скв.
256
267
292
389
382
304


%
37,3
37,7
46,3
42,0
41,2
40,9

Фонтанные
Скв.
3
2
-
2
4
6


%
0,4
0,3
-
0,3
0,5
0,8

Таблица 3.4
Изменение среднего дебита жидкости добывающих скважин Манчаровского месторождения по способам эксплуатации в 1986-1991 годах (м3/сутки)
Способ эксплуатации
Годы


1986
1987
1988
1989
1990
1991

Действующий фонд
79,5
76,5
89,8
85,9
85,7
82,1

Скважины оборудованные







УСШН
7,1
6,9
6,8
7,9
6,6
6,0

УЭЦН
182,5
175,4
180,7
187,4
189,9
182,2

Фонтанные скважины
62,5
67,5
-
37,5
35,8
35,9


Из таблиц видно, что в рассматриваемый период действующий фонд скважин увеличился на 10%, доля скважин, оборудованных УЭЦН, возросла с 41,2 до 43,0%, средний дебит жидкости изменился незначительно.
Высокодебитные скважины эксплуатируются установками ЭЦН номинальной производительностью от 40 до 500 м3 /сутки.
Промысловые исследования показывают, что в условиях Манчаровского месторождения УЭЦН работают на оптимальных режимах при погружении насосов под динамический уровень на глубину 500-600м.
Современные установки ЭЦН могут поддерживать динамический уровень в скважинах на глубине 700-800м. в течение 1,5-2,5 лет.
Скважины с дебитом жидкости менее 25м3/сутки эксплуатируются установками штанговых насосов. Высота подъема жидкости из скважин штанговыми насосами ограничивается прочностью штанг. [7]
Таблица 3.5
Показатели эксплуатации добывающих скважин Манчаровского месторождения
Способ эксплуатации
Показатели
Годы



1992
1993
1994
1995
1996
1997

УЭЦН
Ввод добывающих скважин
-
-
-
-
-
-


Эксплуатационный фонд скважин
300
290
280
270
260
250


Дебит жидкости, м3/сутки








Максимальный
-
-
-
-




Минимальный
25
25
25
25
25
25


Средний
173
170
165
156
150
140


Средняя обводненность, %
96,1
96,4
96,7
97,0
97,3
97,6

УСШН
Ввод добывающих скважин
-
-
-
-
-
-


Эксплуатационный фонд скважин
450
458
470
485
494
504


Дебит жидкости, м3/сутки








Максимальный
30
30
30
30
30
30


Минимальный
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5


Средний
6,0
5,9
5,8
5,7
5,6
5,5


Средняя обводненность, %
72,0
72,5
73,0
73,5
74,0
74,5


В условиях эксплуатации скважин Манчаровского месторождения установки СШН состоят в основном из станка-качалки 7 СК 8-3, 5-4000, насосных труб НКТ-73 и насосных штанг (рис 3.3.4)

Рис 3.3.4Станок- качалка

3.4.Сбор нефти и газа
В настоящее время на Манчаровском месторождении основными объектами разработки являются продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты турнейского яруса, а также пласты кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.
Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной однотрубной системе. На месторождении расположены УПС – Исанбаево, УПС – Тамьяново. Кроме того, на Крещено-Булякской площади у БКНС – 2 построена и работает установка трубная наклонная очистки и сброса попутной пластовой воды (УТНСВ), которая предназначена для путевого сброса воды. Также предполагается установить УТНСВ на Яркеевской площади у БКНС-3, Исанбаевской и Иманликулевской площадей у УЭЦН. В Тамьяново у БКНС-4 ведется строительство УТНСВ.
На УПС – Исанбаево ведется предварительная подготовка продукции скважин Исанбаевской площади.
По существующей технологической схеме на УПС – Исанбаево продукция скважин с обводненностью выше 90% и температурой (зимой 4-7o и летом 15-20 oС) поступает в депульсатор. В депульсаторе отбирается часть газа, а водогазонефтяная смесь направляется в сепараторы первой ступени (2 шт. V=100 м3).
Здесь при давлении 0.22 МПа происходит сепарация, а затем в резервуаре (РВС – 2000 м3) отделяется вода и нефть с частью воды откачивается на УПС – Яркеево, а вода – в систему ППД. Газ, выделившийся в депульсаторе и в сепараторе нефти, поступает в газосепаратор, где после отделения конденсата полностью расходуется на собственные нужды
На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.
На УПС – Яркеево по существующей технологической схеме в депульсатор поступает продукция скважин Яркеевской площади с обводненностью свыше 90% и нефть Исанбаевской УПС.
Температура нефти зимой 4-6 oС, а летом 15-20 oС. В депульсаторе происходит отделение части газа и жидкости. Затем в нефтегазосепараторе (2 шт. V=100 м3) при давлении (P=0.25 МПа) происходит дополнительная сепарация и далее жидкость поступает на УСТН, где происходит вторая ступень сепарации и затем до отделения воды поступает в РВС (2 шт. V=2000 м3).
Нефть после РВС откачивается на НСП – Манчарово а вода в систему ППД. Выделившийся газ в депульсаторе и нефтегазосепараторе поступает в газосепаратор и после отделения капельной жидкости частично используется на собственные нужды, а затем остальная часть по газопроводу направляется на НСП – Манчарово.
На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.
На УТНСВ Крещено-Булякской площади у БКНС - 2 проводится путевой сброс до 70% воды. После сброса воды жидкость откачивается на НСП – Манчарово, а вода поступает в систему ППД. В настоящее время на УПС – Тамьяново проводится предварительная подготовка продукции скважин, поступающей с Кувашской и Тамьяновской площадей. Газоводонефтяная смесь с обводненностью свыше 90% и температурой (зимой 4-6 oС, а летом 12-16 oС) поступает в нефтегазосепаратры (2 шт. V=115 м3), где при давлении 0.3 МПа происходит разгазирование, а затем в РВС – 5000 происходит отделение воды. Отделившаяся нефть пройдя буферную емкость откачивается на НСП – Манчарово, а вода из РВС поступает в систему ППД.
Выделившийся газ в нефтегазосепараторе после газосепаратора используется на собственные нужды, а основная часть по газопроводу направляется на НСП – Манчарово.
На входе продукции скважин на УПС и на выходе (перед насосом) предусмотрена подача деэмульгатора.
В настоящее время на УПС проводится монтаж депульсатора перед нефтегазосепаратором и УСТН перед резервуаром (РВС) (отстойником воды).
На НСП – Манчарово проводится предварительная подготовка и окончательная подготовка продукции скважин, поступающей с Манчарово-Игметовской, Абдуллинской и Иманликулевской площадей, а также нефтей, поступающих с УПС – Исанбаево, УПС – Яркеево, УТНСВ – Крещено-Булякской и УПС – Тамьяново.
Газ, поступающий с УПСов и выделившийся газ на НСП – Манчарово по газопроводу поступает на птицефабрику – Дюртюли, асфальтобетонные заводы – 4 шт., котельные (пароводоснабжение) и также на самом ТХУ – Манчарово. В качестве реагента – деэмульгатора на ГЗУ, УПСах и НСП – Манчарово используются деэмульгаторы типа «Дипроксамин», «Реапон», «Сепарол», «Проксамин», «Сепарол WF» в количестве 100 г/т.(10)

3.5 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа
3.5.1 Физико-химические особенности по продуктивным отложениям
Каширский горизонт залегает на глубинах – 8101000 м и вскрыт как эксплуатационный объект Манчаровского месторождения. Этот горизонт характеризуется низким коэффициентом нефтенасыщенности, равным 0,65. Пластовая температура изменяется от 18 до 22 °С.
Бобриковский горизонт является самым представительным и имеет широкий диапазон изменения по площади нефтеносности до 126402 тыс.м2 .
Турнейский ярус. Общая эффективная нефтенасыщенные толщины изменяются соответственно от 4 до 63 м и от 1,4 до 21,3 м, вязкость нефти – 109 мПа*с
Муллинский горизонт (пластД2) характеризуется высоким содержанием смол и асфальтенов (26,3 %)
3.5.2 Физико-химические свойства разгазированной нефти
Характеристика нефти в поверхностных условиях даётся на основании анализов, приведёных в лаборатории исследования пластовых нефтей БашНИПИнефти. Нефть терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса относятся к типу парафинистых, высокосернистых и высокосмолистых. Сероводород в нефти отсутствует. Результаты исследования нефтей продуктивных горизонтов приводятся в таблице 3.6.
Таблица 3.6
Параметры и состав разгазированной нефти.
№№ п/п
Наименование
Терригенная толща нижнего карбона
Турнейский
Ярус

1.
Плотность, кг/м3
900
906

2.
Вязкость, мПа*с
57,7
70,3.

3.




Содержание:
серы
смол селикогелевых
асфальтенов
парафинов





3,2
3,6



14,2
10,5



4,4
3,6



4,0
3,0






3.5.3 Физико-химические свойства газа
Изучение свойств попутного нефтяного газа проводилось лабораторией исследования пластовых нефтей БашНИПИнефти.
Газ относится к жирным. Сероводорода в газе не обнаружено. Плотность газа в терригенной толще равна 1,513 г/л, по турнейскому ярусу 1,689 г/л, В таблице 3.7 приводятся физико-химические свойства газа. (10)

Таблица 3.7
Состав газа (средний) по пласту
№№ п/п
Наименование
Газ выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти



терригенная толща
турнейский ярус

1
Плотность, г/л
1,513
1,689

2
Состав газа, %:
27,43
21,93


Метан
9,22
16,76


Этан
18,71
31,54


Пропан
3,53
4,48


Изобутан
7,13
9,80


н.бутан
2,54
2,64


Изопентан
2,36
1,70


Гексан
1,68
1,19


гексан+высшие
-
0,26


углекислый газ
-
0,24


Азот
27,39
9,47


Сероводород
-
-


Гелий
не опред.
0,010


3.5.4 Физико-химические свойства воды
Воды различных пластов Манчаровского месторождения по химическому составу и степени минерализации имеет несущественнее различие. Характеристика пластовых вод приводится в таблице 8

Таблица 3.8
Свойства и химический состав пластовой воды
Манчаровского месторождения
Пласт, горизонт
Плотность
Содержание ионов мг/л



Cl
SO4
HCO3
Ca
Mg
Na+K

турнейский ярус
1,176
159059
699,8
7,3
15318,6
7575
139872,6

терригенная толща
1,172
160183
154,4
79,3
9384,7
27,08
148414

верхний девон
1,186
166729
11,5
-
28995
5624,0
132120

средний девон
1,192
176188
17,3
-
29859
5653,2
-


Залежь нефти в каширском горизонте имеет наибольшие размеры, является пластовой, полностью подстилается водой. Режим залежи - водонапорный.
Залежь эксплуатировалась одной скважиной, в настоящее время эксплуатация залежи не производится.
Начальное пластовое давление составляло 9,3МПа.
Залежи нефти в пластах терригенной толщи нижнего карбона, содержащие более 81 % всех балансовых запасов по месторождению, пластово-сводовые и литологические, в основном подпираются пластовыми водами. Законтурные водоносные зоны связаны с залежами нефти.
Плотность сетки в зоне разбуривания по верхней пачке терригенной толщи находится в пределах 13-20 га/скв., по нижней пачке -13,8-15,2 га/скв.
Начальное пластовое давление по площади и пластам находилось в пределах 13,7 - 14,8 МПа.
Давление насыщения нефти газом находилось в пределах 4 - 6,9 МПа, следовательно, нефть в пласте в недонасыщенном состоянии. Свободного газа в виде газовой шапки в пластах терригенной толщи нет.
Первоначальный режим залежи упруговодонапорный. Литологические залежи в начальный период эксплуатировались при упругом режиме.
При разработке залежей в начальный период без поддержания пластового давления происходило снижение его. Затем с организацией заводнения пластовое давление стало возрастать. Режим залежей превратился в жёсткий водонапорный.
Практически весь утвержденный в количественном выражении фонд пробурен.
Залежи нефти в турнейском ярусе являются пластовыми сводовыми, связаны с водоносной областью. Значительную роль играет литологический фактор. В этом случае связь между нефтяной и водонефтяной частями затруднена.
Плотность сетки по турнейской залежи в зоне разбуривания составляет 16 га/скв., в контуре нефтеносности – до 40 га/скв.
Все запасы нефти в турнейском ярусе относятся к трудноизвлекаемым из-за малых толщин пластов и низкой проницаемости.
Система заводнения обращенная, девятиточечная.
Начальное пластовое давление по залежам и площадям находилось в пределах 14,2 - 18,0 МПа.
Давление насыщения нефти газом равнялось 5,8 - 6,0 МПа.
Режим залежей упруговодонапорный и упругий. В случаях отсутствия связи между нефтяной и водонефтяной частями может развиться режим растворённого газа.
Нагнетание воды на Тамьяновской площади начато в августе 1977 г.в скважину № 518 в открытом стволе.
В результате анализа опытного нагнетания воды показали, что скважины воду принимают. Имеются примеры эффективного влияния нагнетания воды на производительность и обводненность продукции добывающих скважин. Отмечается повышение эффективности нагнетания при приближении нагнетательных скважин к добывающим. Возможно,это связано со следующим обстоятельством. При приближении нагнетания градиенты давления в пласте повышаются, что в свою очередь способствует раскрытию микротрещин и увеличению притока жидкости к забоям скважин.
В настоящее время запасы нефти в турнейском ярусе Кувашской площади выросли в несколько раз.
Небольшие залежи нефти в кыновском горизонте относятся к литологическому типу. Выявлены залежи только на Кувашской и Имянлекулевской площадях.
Залежи нефти в этом горизонте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -10,6 га/скв.(350х350 м)
Начальное пластовое давление составляет 16-18 МПа. Давление насыщения равно 5,2-6,8 МПа. Нефти недонасыщены, свободного газа нет.
Режим залежей - упругий. При разработке без поддержания пластового давления может быстро развиться режим растворенного газа.
Небольшие залежи нефти в пласте Д1 относятся к структурному и структурно-литологическому типам. Выявлены на Тамьяновской и Кувашской площадях.
Залежи нефти в этом пласте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -13,8 га/скв.(400х400 м)
Начальное пластовое давление равно 18-19 МПа. Давление насыщения нефти газом равно 7,9 МПа. Нефть недонасыщена.
Первоначальный режим залежей упруговодонапорный и упругий.
Небольшая залежь нефти с запасами промышленной категории выявлена в пласте Д2 на Тамьяновской площади. Залежь полностью подстилается водой и относится к категории пластовых сводовых.
Режим залежи – водонапорный.
Начальное пластовое давление 19-19,5 МПа.



3.6 Литолого-стратиграфическая характеристика по разрезу скважин
Четвертичные и неогеновые отложения представлены суглинками и песками с включениями галек, казанский и уфимский ярусы представлены переслаиванием глин песчанистых, известковистых с прослоями известняков и песков. Встречаются мергели с прожилками гипса.
Кунгурский ярус представлен чередованием ангидритов и доломитов. Ангидриты тонко-кристаллические, глинистые с прожилками гипса и прослоями каменной соли. Доломиты пелитоморфные с прослоями известняка и мергеля.
Геологический разрез артинского, сакмарского, ассельского ярусов, верхнего карбона и мячковского, подольского, каширского горизонтов представлен известняками и доломитами. Известняки органогенные местами глинистые. Доломиты пелитоморфные и тонкокристаллические, прослоями глинистые, участками окремнелые.
Верейский горизонт сложен переслаивающимися аргиллитами, алевролитами, неравномерно песчанистыми, переходящими в песчаники, доломитами и известняками органогенно-обломочными, кристаллическими; башкирский, серпуховский ярусы, окский подъярус и тульский горизонт сложены известняками мелоподобными, органогенно-обломочными, местами мелкокавернозными, с редким тонким прослоями аргиллитов, доломитами сахаровидными, тонкокристаллическими, пористо-кавернозными с включениями кремня, гипса.
Терригенная толща нижнего карбона, являющаяся продуктивной на Манчаровской площади, представлена песчаниками, алевролитами, углистыми сланцами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, слабосцементированные. Алевролиты кварцевые, разнозернистые, неравномерно глинистые. Аргиллиты углистые, плитчатые, местами замещаются каменным углем.
Турнейский, фаменский, франский ярусы, а также мендымский, деманиковый и сарагаевский горизонты представлены известняками, доломитами, аргиллитами, мергелями. Известняки тонкокристаллические, прослоями органогенно-обломочные, неравномерно-окремнелые, плотные, крепкие с прослоями доломитов известковистых, мергелей, содержат пирит и глауконит, участками битуминозные.
Кыновско-пашийский, муллинский, старооскольский, кальцеоновый и верхневендский горизонты представлены песчаниками мелкозернистыми, алевролитами, неравномерно глинистыми, известняками глинистыми. Кыновские, пашийские и муллинские отложения являются нефтеносными. (3)

Таблица 3.9
Интервалы возможных нефтепроявлений.
Стратиграфический горизонт
Интервал проявления
Условия возникновения


От(верх)
До(низ)


1. Терригенная толща нижнего карбона
1412
1424
При Рпл.больше Р гидр.

2.-----------------
1438
1448
-------

3. Кыновский
1913
1918
-------

4. Пашийский
1940
1950
-------

5. Муллинский
1958
1963
-------



Глава 4. Запасы нефти и газа.
Запасы нефти и растворенного газа Манчаровского месторождения подсчитаны в 1986г. раздельно для каждого пласта, каждой залежи и для нефтяной и водонефтяной зон.
Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа, числящиеся на балансе ВГФ и объединения «Башнефть» по состоянию на 1.01.1992г. в целом по Манчаровскому месторождению по категориям А+В+С1 и С2. [5]
Основные запасы (91,1% от начальных извлекаемых) заключены в отложениях терригенной толщи нижнего карбона. При этом более 41% из них находятся в водонефтяных зонах.
Кроме того, часть запасов(9,7%) сосредоточена в тонких пластах с толщиной менее 2м. Запасы нефти в последних являются трудноизвлекаемыми. В турнейском ярусе трудноизвлекаемые запасы составляют 47,5% от промышленных.
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-алевролитовых пластах Дкн3 и Д1 кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д2 муллинского горизонта среднего девона.
Степень выработки запасов нефти из этих пачек определяет во многом степень истощения запасов по месторождению в целом. По состоянию на 01.01.92. накопленная добыча нефти из верней пачки равна 41336 тыс. т., по нижней – 15671 тыс. т. Из турнейской залежи добыто всего нефти 1585 тыс. т. (0,058 от всех запасов) из девонских пластов добыто 455 тыс. т.(0,102 от запасов). Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют по верхней пачке -2750 тыс. т., по нижней -3606 тыс. т.При уровне добычи 350 т.т этой нефти хватит на 5-7 лет.
Таблица 4.1

Динамика добыча нефти в Манчаровском месторождений (тыс.т)

1965
1975
1987
1988
1989
1990
1991
2003
2004

3780
1610
767,2
708,0
698,9
657,4
581,3
496,4
481,272


Таблица 4.1
Геолого-физическая характеристика турнейского яруса Тамьяновской площади.
Параметры
Един. измерения
Турнейский ярус

Средняя глубина
м.
1480

Тип залежи

Пластовый, массивный

Тип коллектора

Карбонатный, порово-трещинный

Площадь нефтеносности
тыс. м2
30790(пласт Т3)

Средн. нефтенасыщ. Толщина
м.
0,6-1,7

Пористость
доли ед.
0,115

Нефтенасыщенность
доли ед.
0,835

Проницаемость
мкм2
0,050

Коэффициент расчлененности
доли ед.
1,2-3,4

Пластовая температура

25

Пластовое давление
МПа
14,3

Вязкость нефти в пластовых условиях
МПа.с
22,7

Плотность нефти в пластовых условиях
г/см3
0,89

Объемный коэффициент нефти
доли ед.
1,026

Содержание серы в нефти
%
3,4

Содержание парафина
%
4,2

Давление насыщения
МПа
6,0

Газосодержание нефти
м3/т
10

Вязкость пластовой воды
мПа.с
1,65

Плотность пластовой воды
г/см3
1,176

Средняя продуктивной
10 м3/сут.МПа
0,06

Средняя приемистость
10 м3/сут.МПа
0,83

Начальн. балансов. запасы нефти
млн. т
7,607

Начальн. извлек. Запасы нефти
млн. т.
1,142

Коэффициент нефтеизвлечения
доли ед.
0,15



Созданная система с преобладанием законтурного и приконтурного заводнения обеспечивала на большей части площади месторождения эффективное вытеснение нефти, высокие темпы добычи и достижение высокого конечного коэффициента нефтеизвлечения.
В период максимальной добычи нефти (1965-1968г.г.) были достигнуты высокие темпы, составляющие 5,4-5,7% ( 3,780 т.т)от начальных извлекаемых запасов. Затем в течение длительного времени (1975-1986г.г.) удерживались практически постоянные достаточно высокие годовые темпы добычи, составляющие 2,30-2,36% от начальных извлекаемых запасов.(1,61 т.т)
Достигнутые высокие значения текущего коэффициента нефтеизвлечения по площадям, результаты определения КИН в заводненном объеме и оценки экстраполяционными методами позволяют сделать вывод, что по терригенной толще не только будет достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения равный 0,5, но и будет превышен.












Заключение

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, Иманлекулевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую. Результаты работы : 1.Изучила природные условия образования нефти. 2.Выявила промышленные запасы, степень разработанности месторождения.
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-алевролитовых пластах Дкн3 и Д1 кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д2 муллинского горизонта среднего.
Степень выработки запасов нефти из этих пачек определяет во многом степень истощения запасов по месторождению в целом. По состоянию на 01.01.92. накопленная добыча нефти из верней пачки равна 41336 тыс. т., по нижней – 15671 тыс. т. Из турнейской залежи добыто всего нефти 1585 тыс. т. (0,058 от всех запасов) из девонских пластов добыто 455 тыс. т.(0,102 от запасов). Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют по верхней пачке -2750 тыс. т., по нижней -3606 тыс. т.. [1]. В период максимальной добычи нефти (1965-1968г.г.) были достигнуты высокие темпы, составляющие 5,4-5,7% ( 3,780 т.т)от начальных извлекаемых запасов. Затем в течение длительного времени (1975-1986г.г.) удерживались практически постоянные достаточно высокие годовые темпы добычи, составляющие 2,30-2,36% от начальных извлекаемых запасов.(1,61 т.т) девона. 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.Месторождение почти целиком выработано.
Познакомилась с физико-химическими свойствами разгазированной нефти, газа и воды .Нефть терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса относятся к типу парафинистых, высокосернистых и высокосмолистых. Сероводород в нефти отсутствует. Вязкость от 57 до 70,3 мПа*с, плотность- 900 кг/м3 ,содержание серы от 3,2-до 3,6, смол- 10,5-11,2, парафина- 3-4. В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях, преобладает метан: 26,6, в терригенной толще нижнего карбона; 32,89%, в турнейском ярусе; 32,3% - в кыновском горизонте и 37,36% - в пашийском горизонте.
В газе нефти турнейского яруса присутствует сероводород в количестве 2,57%. В составе газа нефтей остальных горизонтов сероводород не обнаружен.
По данным анализа проб разгазированной нефти терригенной толщи нижнего карбона видно, что нефти эти тяжелые (плотность 901 – 908 кг/м3), вязкие (вязкость 52,4 мПа.с), смолистые (содержание силикагелевых смол 17,8%), сернистые (содержание серы 3%), парафинистые (3,7%). Выход светлых нефтепродуктов составляет 38,6%.
Нефти турнейского яруса тяжелые (плотность 904-912 кг/м3), вязкие (62,7мПа.с), смолистые (19,9%). Сернистые (3,4%), парафинистые (4,2%). Выход светлых нефтепродуктов достигает 36,9%.
Выделила 3 способа эксплуатации:1.Через УСШН -60%,2.УЭЦН- 39% и фонтанный около 1%.Всего в эксплуатации 743 скважины.












Список литературы.

Генеральная технологическая схема разработки Манчаровского нефтяного месторождения. Отчет/ Башнипинефть, рук. темы Абызбаев И. И., Ефремов Ф. М., - Уфа, 1963, - 405 с.
2. Геология России и ближнего зарубежья(Северной Евразии): Учебник. –
М.: Изд-во МГУ, 1996. – 448 с.:ил.
3. Исследование влияния геологической неоднородности продуктивных
пластов Манчаровского месторождения на условия его разработки.
Диссертация. Насыров Г.Г , Уфа, 1957, - 235 с.
Проект разработки Манчаровского нефтяного месторождения. Отчет / Башнипинефть, рук. темы Андреев Е. А., Киреев Л. А., Насыров Г. Г., Уфа, 1971. – 325с.
Пересчет запасов нефти и газа Манчаровсого месторождения. Отчет/ Башнипинефть, рук. темы Зубик И. Л. – Уфа, 1965, - 158 с.
Подсчет запасов нефти и газа Манчаровского месторождения. Отчет/ Башнипинефть. Рук. темы: Авзалетдинова Л. Р., 0468/51, - Уфа, 1985, - 350
Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений, Сатаров М. М. и др., - Москва, Недра 1969
Полезные ископаемые. Учебник для техникумов/ И.Ф.Романович, А.И.Кравцов, Д.П.Филиппов и др. М., Недра, 1982, 384с.
Разработка нефтяных месторождений при заводнений. Кройл Ф. Ф.,- Москва, Недра, 1979.
10.Отчет по полевой практике. Манчаровское месторождение нефти.
Рук.темы. Мустафин И, 1686/57,БГУ,Уфа,2005,-90.
11. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых
месторождений Башкортостана . Баймухаметов К.С , Уфа
12.Уточненная технологическая схема разработки Манчаровского нефтяного
месторождения: Отчет/ Башнипинефть, рук. темы Ефремов Ф. М.,
Шарафутдинова Л. И., Панова Р. К., 1878/ У1, Уфа, 1978. – 123 с.










МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
МОУ СОШ С.ЯБАЛАКОВО
ОБЪЕДИНЕНИЕ «ЮНЫЕ ТУРИСТЫ И ГЕОЛОГИ»


Выполнила: ученица 11 класса Назмиева Зульфия


ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА


МАНЧАРОВСКОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ
НЕФТИ


Уфа-2008












13PAGE 15


13PAGE 141215






Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 3228436
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий