ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского нефтяного месторождения. На севере площадь контактирует с Юго - Ромашкинским, на западе с Зай-Каратаевской и на востоке с Восточно - Лениногорской площадями. В геолографическом отношении Западно- Лениногорская площадь представляет собой пересечённую местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от +100 до + 250 м. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный - суровая зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - юго-западное. Самым холодным месяцем является - январь, имеющий среднюю месячную температуру - 13,7 ⁰ С , - 14,4 ⁰ С. Наиболее теплым месяцем является июль - средняя месячная температура колеблется от +18,5 ⁰ С, до + 19,5 ⁰ С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до - 49 ⁰ С. Максимальная летняя температура достигает +38 ⁰ С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 60 мм), минимальное в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 часов в году.

По площади проходят автомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорск и промысловые дороги. В административном отношении Западно - Лениногорская площадь расположена на землях Бугульминского и Лениногорского районов РТ, в пределах землепользования Бугульминского и Лениногорского госплемптицезавода, совхоза “Подлесный”, совхоза “Путь к коммунизму”, колхоза имени Калинина Лениногорского района. Западно-Лениногорская площадь с трех сторон охватывает город Лениногорск, граничит с Юго - Ромашкинской площадью. Кроме города Лениногорска на площади расположены деревни Верхний Каран, Дурасово, Тимяшево и Ромашкино. К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, связи, автоматики и телемеханизации.

1.2 Тектоника

Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к крупной структуре платформенного типа - Южному куполу Татарского свода. Эта структура чётко прослеживается по поверхности кристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона и карбона. Западно - Лениногорская площадь расположена на юго-восточном склоне Южного купола.

В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”). Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно - Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (скв 3542, южно- восточная часть). Западно - Лениногорская площадь вытянута в субтронном направлении, в основном по простиранию поверхности “верхнего известняка.

Общая картина моноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальном направлении. Из них важнейшими прогибы на западной границе площади (по линии скважин 2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплитуда до 13 м). С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 - 6444, на востоке он постепенно переходит в моноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224- 6388, 6161, 6162, 6392. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальному склону в пределах площади структурами 2-го подряда.

Из структур 3-го подряда можно отметить небольшие выступы (скважины 6215, 6215а, 6079) и прогибы (6017, 6224, 6313) осложняющие структуры 2-го порядка, имеющие обычную форму, близкую к изотермической и зафиксированы в 1-2-х скважинах. Углы падения на площади не превышают 1⁰, обычно составляя несколько минут (0,7^°). Более резким он является в центре площади, на линии скважины 697- 3542, где достигает величины 0^°12^´.

Структурные планы продуктивных пластов горизонты Д₁ (а; б 1,2;б₃; в; г; д.) в основном совпадают со структурным планом поверхности рапера “ верхний известняк “. Расхождение в деталях объясняются особенностями составления структурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическая поверхность может местами заменяться поверхностью литологической.

1.3 Стратиграфия

Наиболее древними образованьями, которые вскрыты скважинами, являются породы кристаллического фундамента, возраст которых определён как - архейский. Сложены они либо метаморфизованными породами, представленными бионито - гранитовыми, бионито - платопладовыми и бионито - склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов. К древним гранитам относятся платоплодовые гранито-гнейсы, кварцевые диориты, габурдиайоды. Зона развития магматических пород характеризуется полосовыми аномалиями, гравитационными и магнитными полями. Для них характерна узкая линейная протяженность.

В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метаморфизованном первично- осадочном кристаллизационном фундаменте.

Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами - средними и верхними. В среднем отделе выделяются два яруса эйфельский и алевролито - глинистыми породами.

Пашийский горизонт является основным промышленным объектом данного месторождения. Нижняя его граница - кровля аргелитовой пачки (репер “глина “) над пластом Д₂ . Верхняя граница пашийского горизонта производится по подошве карбонатной пачки “ верхний известняк “. Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть месторождения).

Пашийский горизонт представлен пятью алевролито - песчаными пачками (пласт Д₁ - а, Д₁ - б, Д₁ - в, Д₁ - г, Д₁ - д.), подразделенными алевролито - глинистыми отделами. К пашийским отложениям (горизонта Д₁₎ нижнефранского подъяруса приурочена основная залежь Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. Удельный вес смол 27 - 37 %, парафина 53 %, средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 сП.

Начальный статический уровень подземных вод, терригенной части девона Ромашкинского месторождения (до его разработки) находилась на абсолютных отметках минус 15 - 25 м. Пластовое давление на контуре нефтеносности горизонта Д₁ = 17,5 Па.

Сейчас движение жидкости в горизонте Д₁ переходит от нагнетательных рядов и эксплуатационным. Скорость движения пластовых вод в горизонте Д₁ повышается по сравнению с естественной, существовавшей до начала разработки месторождения, в сотни тысяч раз. В пьезометрических скважинах на горизонтах Д₁ и Д₂ статический уровень измеряется сейчас в пределах отметок минус 292 м. плюс 217 м; пластовое давление 14,5 – 21,0 Па.

В связи с увеличением закачкой холодной воды в участки горизонта Д₁, геотермические условия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовой температуры.

Похожие работы

Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Скачать

69510

14

3

... , характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется. 3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% ...

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Скачать

107713

13

0

... на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.   3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО   3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении Группа механических методов борьбы с ...

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Скачать

316221

40

172

... расчет величины затрат необходимых для внедрения этого проекта в производство. Оценить изменение себестоимости продукции получаемой в цехе первичной переработки нефти и получения битума. В цехе установлено две печи: для нагрева нефти П-1 и для подогрева мазута и пара П-3, после реконструкции должна быть установлена печь, которая полностью заменит обе печи П-1 и П-3. Производительность печи по ...

Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Скачать

152031

0

0

... ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», ...