Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

1973 год был годом завершения  строительства крупных производственных объектов: Термохимическая установка (ТХУ) на Кыласовском месторождении, магистрального нефтепровода Кокуй-Троельга-Кыласово, водозабор „Ирень", продолжается разбуривание Кокуйского месторождения.

В 1975 году вводятся в эксплуатацию Губановское, Чураковское и Обливское месторождения. Эксплуатируется 215 нефтяных и 53 нагнетательных скважины. Начато заводнение Кокуйского месторождения. НГДУ выходит на 2-х миллионный рубеж по годовой добыче нефти.

1976 год. НГДУ достигло максимального объема добычи нефти -2352 тыс.т.

Эксплуатируется 12 месторождений. Введено в эксплуатацию Чураковское месторождение.

В 1977 году наступает тяжелый период для кунгурских нефтедобытчиков. Начинается естественное падение добычи нефти  из-за высокой обводненности месторождений и выработки активной части запасов.

1977 -1982 годы. Всему производственному  коллективу пришлось приложить  немало усилий, чтобы снизить  темпы падения добычи нефти.  Пущена в работу ТХУ „Кокуй".

С 1983 года показатели работы НГДУ улучшились. План по добыче нефти выполняется.

1985 год. НГДУ работает успешно.  Численность работающих составляет 2300 человек. Значительными темпами  растут объемы строительства.  Смонтировано и сдано в эксплуатацию  промышленное здание „Болгарин", база управления технологического транспорта и санаторий-профилакторий „Малахит". Идет застройка поселка нефтяников Нагорный.

1986 год. Большая работа проделана  по улучшению качества подготовки  нефти. С пуском в работу  нового резервуарного парка ТХУ  „Кокуй", внедрении технологии обессоливания нефти и в результате реконструкции установок качество подготовки нефти стабилизировалось: более 97% нефти сдается по 1 и 2 группам качества.

1987 год. Активизируется реализация мероприятий по поддержанию работоспособности старых нефтяных скважин, повышению приемистости нагнетательного фонда скважин. Вводится в разработку Курашимское, южный купол Чураковского месторождения, открыто Ильичевское.

1988-1991 годы. Коллектив НГДУ осуществляет  свою производственную деятельность  в новых условиях хозяйствования. Внедряются новые технологии, направленные на увеличение нефтеотдачи. В эксплуатации находится 13 месторождений. В эти годы был создан первый в объединении участок по входному контролю и ремонту подземного оборудования, оснащенный уникальными полуавтоматическими стендами: ревизия и ремонт насосов ШГН, штанг, НКТ и др.

Пущено в эксплуатацию Сосновское месторождение нефти и газа.

1992-1994 годы. В производственную деятельность нефтяников внедряется персональный компьютер. Это позволяет быстро и квалифицированно обрабатывать поступающую информацию, делать расчеты, создавать базы данных. Продолжается борьба с парафиноотложениями на подземном оборудовании скважин. Наряду с традиционными мероприятиями (промывка, дозирование реагентов) стали использоваться полиамидные

скребки. В результате чего был  достигнут хороший эффект по увеличению межремонтного периода работы скважин. Произведены реконструкции БКНС - 1,5,6. Сдан в эксплуатацию административно-бытовой корпус на БПО.  

 1995 год. Началась реструктуризация НГДУ „Кунгурнефть", переданы для эксплуатации Дороховское, Казаковское и Курбатовское месторождения, ранее входившие в состав сырьевой базы НГДУ „Чернушканефть". В свою очередь. НГДУ „Кунгурнефть" передало Российской топливной компании (РТК) 9 нерентабельных месторождений. Пущено в эксплуатацию Стретинское месторождение нефти и газа.

1996-1998 годы. Все усилия коллектива направлены на оптимизацию производства. Увеличена добыча нефти по Дороховской группе месторождений. В 1998 г. вновь вышли на миллионный рубеж по добыче нефти. Введены новые месторождения: Солдатовское, Трифоновское. Основным фактором деятельности НГДУ в последние годы является полная смена экономических ориентиров - из предприятия, дотируемого за счет централизованных источников, оно стало получать прибыль и вносить свой вклад в развитие ООО „ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”.

 

 

 

 

 

 

 

II. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

2.1. Характеристика  геологического строения

 

 

2.1.1. Стратиграфия и  литология

 

Геологический разрез Трифоновского  месторождения изучен по материалам  параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин от четвертичных отложений до отложений вендского комплекса. Максимально вскрытая глубина 2214 м (скв.548).

Перерывы в осадконакоплении в  разрезе наблюдаются между вендским комплексом и франским ярусом среднего девона, серпуховским надгоризонтом и башкирским ярусом среднего карбона, верхнепермскими и четвертичными отложениями.

Отложения вендского комплекса  представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями  песчаников. Вскрытая толщина 54 м.  Терригенный  девон, залегающий с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, представлен алевролитами, аргиллитами и кварцевыми песчаниками. Общая толщина терригенного девона 5-13 м.

Мощная толща карбонатных отложений  девона (франкский ярус от саргаевского горизонта, фаменский ярус) и турнейского яруса нижнего карбона имеет толщину 550-590 м.

Вышезалегающая терригенная часть  визейского яруса нижнего карбона  представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами мощностью 41-96 м.

Верхняя часть тульского горизонта, окско-серпуховский надгоризонт визейского яруса нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков толщиной 290-397 м.

Башкирский ярус, залегающий с большим  стратиграфическим несогласием  на отложениях нижнего карбона, сложен известняками толщиной до 100 м.

Московский ярус сложен также преимущественно  известняками с прослоями аргиллитов. Толщина яруса 310-350 м. Карбонатная  толща верхнего карбона и нижнего  отдела пермской системы представлена доломитами и известняками с включениями  гипса и ангидрита. Мощность этой толщи доходит до 1200 м.

Четвертичные отложения представлены делювиальными суглинками, глинами,

 

супесями мощностью 0-30 м.      

   В основу стратиграфического деления разреза положены следующие унифицированные схемы:

1. По пермским отложениям-1977г.,рассмотренная и принятая стратиграфическим совещанием  в г.Свердловске и утвержденная Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1978 г.;

2. По каменноугольным отложениям-1975г,  принятаягеологическим конгрессом  в г.Москве;

3. По девонским отложениям-унифицированная схема стратиграфии палеозойских отложений Волго-уральской НГП 1962-1965 гг.

Характеристика  отложений каменноугольной и  девонской системдана по материалам лаборатории стратиграфии и литологии  КамНИИКИГС/14/, а пермской-по данным тематической партии ГПК объединения Пермнефть.

Отложения четвертичной системы залегают повсеместно на размытой поверхности  нижнепермских. Представлены они аллювиальными  и элювиально-делювиальными отложениями. Толщина  их колеблется от0 до 15 м.

Кунгурские отложения имеют  незначительное распространение и  сохранились лишь на высоких участках водоразделов. На остальной площади  они размыты.

Мощная карбонатная толща нижнего  отдела пермской системы и верхнего отдела каменноугольной системы  представлена доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. Толщина составляет 790-1011 метров.

Московский ярус сложен преимущественно  карбонатными  отложениями. Доломиты переслаиваются  с известняками, встречаются прослои аргиллитов, алевролитов, мергелей. В отложениях мячковского горизонта открыта залежь газа.

Известняки каширского и верейского горизонтов с выпотами  нефти, прослоями  газонефтенасыщенные. К этим отложениям приурочены залежи нефти и газа. Общая толщина московского яруса 304-367 м.

Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми, прослоями нефтенасыщенными, встречаются тонкие прослои мергелей, наблюдаются включения кремния. В отложениях яруса выявлены залежи нефти. Толщина башкирских отложений изменяется от 49 до 93 м.

Серпуховский и верхняя часть визейского яруса нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков- доломитов и известняков. Общая толщина 299-406 м.

Терригенные отложения визейского яруса в составе яснополянского и малиновского

 

 

надгоризонтов сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Проницаемые разности

песчаников и алевролитов нефтенасыщенны, в них сосредоточены основные запасы нефти месторождения. Общая  толщина составляет 62-83 м.

Турнейский ярус сложен известняками серых тонов в различной степени  углистыми прослоями доломитов. Проницаемые разности верхней части разреза-нефтенасыщены, к ним приурочены промышленные скопления нефти. Разрез турнейского яруса отнесен к карбонатному рифовому типу глубоководного шельфа. Толщина яруса 81-136 м.

Мощная толща карбонатных отложений девона от фаменского яруса до саргаевского горизонта франского яруса отнесена к карбонатному рифовому типу и достигает толщины 391-491 м. К проницаемым разностям фаменского яруса приурочена залежь нефти.

Разрез терригенного девона, включающий кыновский горизонт франского яруса и живетский ярус, сложен песчаниками, аргиллитами и  алевролитами, отнесен к склоновому и сводовому типу.Толщина 4-17 м. Нефтенасыщенность кыновских отложений установлена лишь в скв.104, давшей при испытании нефть.

Отложения среднего девона залегают на породах вендского рифейского комплекса с большим стратиграфическим  несогласием. Вендские    отложения  в объеме бородулинской серии  полностью вскрыты лишь в одной  скважине (толщина 197м) и представлены песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Этой же скважиной вскрыт и рифей на максимальную глубину 2585 м. Вскрытая толщина составила  20 м. Разрез представлен доломитами с прослоями глинистых известняков и аргиллитов.

Таким образом, основные особенности геологического разреза Трифоновского месторождения заключаются в следующем:

1. В пределах месторождения   полностью отсутствует красноцветная  карбонатно-терригенная толща пород  верхней перми; сульфатно-карбонатная  толща кунгурского яруса(верхний  региональный флюидоупор)сохранилась от размыва только на локальных участках.

2. Терригенная толща девона не  полна в стратиграфическом отношении  и характеризуется сокращенной  мощностью по сравнению с более  западными районами юга Пермской  области.

Геологический разрез приведён на рисунке 2.1.1 ,2.1.2

Таблица 2.1.1.

 

 

 

 

2.1.2. Тектоника

 

В тектоническом отношении  месторождение расположено в  юго-восточной части Башкирского свода. Оно приурочено к Ново-Атерскому поднятию, выявленному и подготовленному структурным бурением по реперу НГК в сакмарском ярусе в 1994 году. Поднятие северо-восточного простирания, размерами по замкнутой стратоизогипсе -255 м - 2.65x1.95 км, амплитуда около 5 м, с крутым западным крылом и пологим восточным.

Район работ характеризуется значительной сложностью геологического строения.

Для решения этой задачи на исследуемой  территории были проведены сейсморазведочные  работы, структурно-параметрическое  бурение, а также бурение глубоких параметрических скважин со вскрытием  вендских отложений.

В результате проведения таких работ были выделены протяжные валообразные зоны северо-западного простирания – тектонические ступени, осложнённые цепочками локальных положительных структур. Приподнятые зоны разделены узкими (1 - 2 км) линейно-вытянутыми прогибами, сопровождаемыми в некоторых случаях тектоническими нарушениями, и слабо отражающимися в артинском плане.

В пределах месторождения прослеживаются три тектонические ступени: западная, центральная и восточная.

Тектонические ступени в осадочных  горизонтах чехла достаточно хорошо увязываются с разрывной тектоникой фундамента, что указывает на формирование структур чехла в результате блоковых подвижек, по системе субмеридиональных разломов земной коры.

В пределах тектонических ступеней, вдоль бортов линейно погружённых  зон, в верхнедевонское время шло формирование органогенных построек. К таким постройкам, так называемым “шельфовым биогермам”, и принадлежит Трифоновское месторождение.

Характер и общие закономерности тектонического строения прослежены по картам маркирующих горизонтов:1) по кровле терригенных отложений кыновского горизонта; 2) по кровле турнейского яруса; 3) по кровле тульских терригенных отложений; 4) по кровле верейского горизонта; 5) по кровле артинского яруса.

Структурные построения проведены  на основании результатов бурения структурных, поисково-разведочных, параметрических, эксплуатационных скважин и данных сейсморазведки.