Общие сведения о месторождении

Введение

 

В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся в промышленности, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.

В курсовом проекте описана краткая геологическая характеристика Гондыревского  месторождения и продуктивных пластов. Изучены формы залегания и состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализ работы установки предварительного сброса воды (УПСВ). Данный курсовой проект написан по материалу,  собранному в ООО «ЛУКОЙЛ – ПЕРМЬ», ЦДНГ № 2.

В ООО «ЛУКОЙЛ–Пермь» работают более 1300 человек. Это в основном высококвалифицированные, знающие свое дело люди. Управление разрабатывает 95 месторождений в 26 районах Пермского края и республики Башкортостан. Большая часть месторождений эксплуатируется с 50-60 гг., активные запасы в значительной степени выработаны. Обводненность залежей составляет в среднем 68,3%. Все месторождения разрабатываются с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи. 89% добываемой нефти получено из месторождений с применением поддержания пластового давления путем закачки в залежи пресных и сточных вод. Применение методов повышения нефтеотдачи значительно расширилось за счет физико–химических способов воздействия на залежи и призабойную зону скважин.

Многие месторождения ООО «ЛУКОЙЛ–Пермь» находятся в поздней стадии разработки и относятся к предприятию с падающей добычей нефти. Чтобы стабилизировать добычу нефти нужно применять эффективные методы организационно–технического характера.

Цель курсового проекта – анализ производственной деятельности установки предварительного сброса воды, применяемого оборудования.

 

Задачи:

- рассмотреть применяемую схему работы УПСВ «Гондырь», общую характеристику объекта, внедрение нового оборудования

- провести расчет нефтегазового сепаратора

- сделать вывод о работе УПСВ «Гондырь»

 

Геологическая часть

Стратиграфия и тектоника

Бурением структурных, поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Гондыревской площади геологический разрез представлен комплексом отложений осадочного чехла от вендского до четвертичного возраста. Максимально вскрытая толщина отложений -2136м (скважина 60).

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утвержденная в 1962 г., с учетом изменений, принятых в последующие годы на совещаниях в гг. Казани, Кишиневе и на VIII Международном конгрессе в г. Москве в 1975 г. Описание разреза дано на основании результатов изучения стратиграфии и литологии допалеозойских и палеозойских отложений Пермского Прикамья.

Геологический разрез Гондыревского месторождения является типичным для месторождений Башкирского свода.

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности верхнепермских отложений. Отложения представлены аллювиальными, эллювиальными суглинками, красновато-бурыми песчаниками, красновато-серыми глинами и галечниками. Толщина до 25 м.

Верхнепермские отложения представлены соликамским и шешминским горизонтами уфимского яруса, нижняя граница которого проводится по появлению карбонатных пород, верхняя - приурочена к сильно загипсованным породам. Отложения уфимского яруса представлены красноцветной толщей - песчаники, глины с прослоями известняков, гипсов и ангидритов. Средняя толщина - 25 м. Нижний отдел пермской системы представлен кунгурским, сакмарским, артинским и ассельским ярусами.

Кунгурский ярус представлен сульфатно-карбонатным типом, который характеризуется увеличенным содержанием ангидритов в иренском горизонте. Толщина яруса изменяется незначительно - 46 - 49 м. Артинский ярус сложен доломитами, ангидритами, реже известняками. Разрез отнесен к карбонатно-слоистому типу, известняково-доломитовому подтипу. Толщина составляет 128.6 - 175 м. Каменноугольная система представлена всеми отделами. Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков. Толщина изменяется от 118 м (восточное крыло) до 152.2 м (западное крыло).

Отложения среднего отдела каменноугольной системы представлены московским и башкирским ярусами. Московский ярус сложен карбонатными породами мячковского, подольского и каширского горизонтов и терригенно-карбонатными породами верейского горизонта. Толщина изменяется от 273.1 м до 310 м. В подошве каширского и верейского горизонтов отмечены нефтегазопроявления промышленного значения.

Цитологически башкирский ярус представлен известняками с прослоями известняковой конгломерато-брекчии в кровле яруса, свидетельствующей о перерыве в осадконакоплении. Толщина - 36.8- 61 м. В отложениях кровли яруса установлены промышленные скопления нефти и газа.

Нижнекаменноугольный отдел представлен серпуховским, визейскми и турнейским ярусами. Отложения серпуховского яруса, средневизейского подъяруса и верхняя часть тульского горизонта - фаунистически неохарактеризованная карбонатная толща, представленная чередованием известняков и доломитов. Толщина колеблется от 241 м до 267 м.

Визейский ярус представлен яснополянским и малиновским надгоризонтами. В отложениях яснополянского надгоризонта выделяются тульский и бобриковский горизонты, сложенные алевролитами, песчаниками и аргиллитами, к которым приурочены промышленные скопления нефти и газа. Отложения Малиновского надгоризонта отнесены к IV типу разрезов терригенных отложений. Цитологически они представлены прослоями алевролитов и песчаников темно- серой окраски и тонкой слоистости.

Турнейский ярус сложен известняками серой и темно-серой окраски с прослоями аргиллитов. Отложения яруса характеризуют разрез древнего морского мелководья. Толщина изменяется от восточного борта поднятия (83 - 98 м) к западному (125 - 133.5 м).

Девонские отложения с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса. Разрез девонской системы представлен в объеме верхнего отдела (фаменского и франского ярусов) и среднего отдела (живетского яруса)

Фаменский ярус сложен известняками и доломитами. Разрез отнесен к рифовому типу, склоновому подтипу. Толщина - 193 - 221.9м.

Карбонатный разрез франского яруса представлен саргаевскими породами (межрифовый тип, кремнисто-битуминозно-известняковыи тип) и породами верхнефранского подъяруса, отнесенными к межрифовому (мендымская свита) и рифовому (воронежско- лихвинская толща) типам.

Отложения нижней части франского яруса представлены терригенными отложениями пашийского горизонта, терригенно-карбонатными породами кыновского горизонта. Изучаемый разрез относится к впадинному типу. Толщина яруса изменяется от 268.5 м до 348.1 м.

Живетский ярус представлен терригенными породами и относится к склоновому типу разрезов. Толщина - 22.5 - 30.5 м.

Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Наибольшая вскрытая толщина составляет 67 м.

В пределах платформенной части Пермской области выделяются три положительные структуры первого порядка: Камский свод на северо-западе, северный склон Башкирского свода на юге и Пермский свод в центральной части.

Анализируя структурные карты, построенные по кровле маркирующих горизонтов и продуктивных пластов нижнего и среднего карбона, можно сделать следующие выводы:

- Гондыревское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, которая является составным элементом Куединской вилообразной зоны;

 - генетическом отношении Гондыревская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнедевонские рифогенные сооружения.

 - общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого западного крыла и постепенное выполаживание структуры от нижнекаменноугольных отложений вверх по разрезу.

Пласт Тл 2-а  

Основным репером при корреляции послужили отложения тульских глин. Пласт выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков наблюдается только в двух скважинах: 452, 445. Корреляция основывалась на показаниях кривых НГК и ГК и в меньшей степени ПС. Пласт представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Границы пласта отбиты по максимумам НГК, четко наблюдающимся во всех скважинах. В нижней части пласта прослеживаются прослои аргиллитов толщиной 1-4 м. Количество выделенных продуктивных пропластков изменяется от 1 до 5. Общая толщина изменяется от 4 до 15 м, средняя составляет 5 м. Пласты Тл 2-а, Тл 2-б разделены прослоями глин, мощностью 0.6 -4 м, отлично фиксирующимися по кривым ГК и НГК.

Пласт Тл 2-б

Пласт сложен песчаниками и алевролитами. Пласт неоднороден по площади, отсутствие коллектора отмечено в скважинах. 360, 383, 394, 422, 428, 430, 480, представлен 2-4 проницаемыми пропластками. Корреляция основана на показаниях кривых ГК, НГК, ПС. Кровля пласта отбита по максимуму НГК, подошва по максимуму ГК. Общая толщина пласта изменяется от 1 до 6 м. Пласты Бб1 и Тл 2-б разделены прослоями глин толщиной 0.5 - 3 м.

Пласт Бб 1

Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Пласт неоднороден по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается на большей части площади месторождения. В верхней и нижней частях пласта отмечены прослои аргиллитов. При корреляции использовались показания кривых ГК, в меньшей степени ПС. Выделено от 2 до 5 продуктивных пропластков. Кровля пласта отбита под максимумом ГК. При определении местоположения подошвы возникли большие трудности из-за изменчивости кривой ГК в различных скважинах, поэтому подошва отбита по максимуму ГК, единственно прослеживающемуся во всех скважинах. В результате этого, произошло значительное завышение мощности пласта Бб 1 из-за частичного включения глин разделяющих пласты Бб1 Бб2. Однако данное завышение не повлекло за собой изменение запасов, так как нижняя часть пласта приурочена к флюидоупору.

Пласт Бб 2

Пласт однороден по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается в скважинах. 429, 351. Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. При корреляции использованы, в основном показания кривых ГК, НГК, в меньшей степени ПС. Кровля пласта отбита под максимумом ГК, при определении подошвы коррелятивом послужили Елховские глины, подошва отбита по ГК, с учетом НГК. В пласте выделено 2-5 проницаемых пропластков. Общая толщина пласта изменяется от 8 до 26 м, нефтенасыщенная - от 1.2 до 18.9 м.

Нефтегазоностность

Из девяти нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Гондыревском месторождении нефтегазоносны: московский терригенно-карбонатный, визейско - башкирский карбонатный, малиновско - яснополянский терригенный и верхнедевонско - турнейский карбонатный, пласты КВ, В3В4, Бш, Тл2-а, Тл2-б, Бб2, Т.

Малиновско-яснополянский терригенный комплекс.

В пределах комплекса промышленная нефтегазоносность приурочена к алевролитам, песчаникам, аргиллитам бобриковского горизонта и переслаивающимся песчаникам, и алевролитам тульского горизонта. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 475, 478, 479, ВНК для тульских отложений и отложений пласта Б62 оставлен прежним на отметке минус 1205 м.

Тульский горизонт.

По промыслово-геофизическим данным и сводно-статистическому разрезу выделяются два пласта Тл 2-а и Тл 2-б. Пласт Тл 2-а отделяют от пласта Тл 2-б прослои глин (1.6- 4.0 м) и известняка (2-3 м). Пласт Тл 2-а выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается только в двух скважинах 452, 445. Залежь пласта Тл 2-а пластовая сводовая, с размерами в пределах контура нефтеносности 2-3.6x8.5 км, высота залежи 75.2 м. Максимальное количество пропластков - 5 (скважина 476), коэффициент расчлененности - 1.6 д.ед., коэффициент песчанистости - 0.51 д.ед. Общая толщина изменяется от 2.0 м до 18.4 м, в среднем составляя 8.9 м. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту Тл2-а изменяется в пределах 1.0-17.2 м, в среднем составляя 4.9 м. Пласт Тл 2-б неоднороден по площади, отсутствие коллектора отмечено в скважине 360, 369, 383, 394, 422, 428, 430, 463, 480. Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.4-3.2x8.2 км, высота - 58.4 м. Пласт представлен 1 - 4 проницаемыми пропластками, доля эффективной толщины от общей в целом по пласту - 0.69 д.ед., коэффициент расчлененности - 1.2 д.ед. Общая толщина пласта изменяется от 1.2 м до 9.8 м, в среднем составляя 2.9 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная от 0.8 м до 5.4 м при среднем значении 1.9 м.

Бобриковский горизонт.

В результате корреляции установлено, что к бобриковским отложениям приурочено две самостоятельные залежи - пласты Бб1 и Б62. Залежь пласта Бб1 пластовая сводовая, литологически экранированная, характеризуется наиболее резко выраженной литолого-фациальной изменчивостью по площади и расчлененностью в вертикальном разрезе. Нефтяная залежь раздроблена на 7 небольших линз со следующими параметрами:

р-н скважины 395 - размеры линз: 0.4 - 2.25 х 4,25 км, высота - 42.9 м;

р-н скважины 412 - 0.25 х 0.63 км, высота - 10.2 м;

р-н скважины 416 - 0.63 - 1.3 х 1.25 км, высота - 42.8 м;

р-н скважины 377 - 0.87 х 3.51 км, высота - 25.4 м;

р-н скважины 382 - 7.0 х 3.0 км, высота - 23.7 м;

р-н скважины 365 - 0.61 х 0.85 км, высота - 8.5 м;

р-н скважины 351 - 0.41 х 1.35 км, высота - 0.6 м.

ВНК для залежи принят на отметке минус 1198 м. Количество пропластков

изменяется от 1 до 3, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности соответственно равны 0.17 д.ед. и 1.5 д.ед. Общая толщина пласта минимальная 1.2 м, максимальная - 9.6 м, средняя - 16.9 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщины изменяются соответственно от 1.0 м до 5.4 м и от 0.8 м до 5.4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 3 м.Пласт Б6 2 сложен хорошо проницаемыми песчаниками, в кровле и подошве пласта часто прослеживаются глинистые прослои. Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 5.8x2.3 км, высота залежи 48.2 м. Среднее количество проницаемых пропластков 3, коэффициент песчанистости - 0.52 д.ед., коэффициент расчлененности - 3.7 д.ед. Диапазон изменений эффективной толщины пласта от 5.2 м до 24 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 м до 22.0 м, в среднем составляя 8.2 м.

Техническая часть

Организационная часть

Противопожарные мероприятия

УПСВ «Гондырь» является объектом повышенной опасности из-за сосредоточения нефти и газа, проведения технологических процессов под давлением. Нефть и газ характеризуются высокой взрывопожароопасностью.

Характеристика объектов по категории и классам взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, показатели пожароопасности сырья приведены в таблицах № 6,7:

С целью снижения взрывоопасности объекта предусматривается:

-применение герметизированной системы сбора и транспорта нефти;

-вся запорная и предохранительная арматура должна соответствовать I классу герметичности затвора;

-электрооборудование во взрывоопасном исполнении;

-слив остатка жидких продуктов из оборудования при его остановке на ремонт в емкость, с последующим возвратом в процесс;

-защита металлических сооружений, оборудования от прямых ударов и вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества, а также заземление всех нетоковедущих металлических частей электрооборудования и строительных металлических конструкций;

-размещение технологического оборудования на открытой площадке;

-взаимное расположение и расстояние между сооружениями на территории УПСВ в соответствии с требованиями СНиП II-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий»;

-работы по наладке, ремонту и испытанию оборудования, систем контроля, управления, противоаварийной автоматической защиты оборудования, трубопроводов, связи и оповещения должны исключать искрообразование;

-на проведение работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведения работ;

-100% утилизация отсепарированного попутного нефтяного газа, в аварийных ситуациях – сжигание газа на факеле;

-эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировках, нарушение схем управления и защиты не допускается;

-средства аварийной сигнализации и приборы контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц;

-к работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ;

-все работники, в том числе их руководители, проходят обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний, рабочие и мастера - ежегодно, а руководители и специалисты - не реже одного раза в три года;

-разрабатываются и утверждаются в установленном порядке инструкции по охране труда по профессиям и по видам работ;

-соединения трубопроводов должны выполнятся на сварке; фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения арматуры, средств КИП и А;

-не допускать пропуски сырья через фланцевые соединения;

-осмотр аппаратов производить при естественном освещении или при помощи светильников во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12В; запрещается применять для освещения факелы, спички и другие источники открытого огня;

-сброс газа с предохранительного клапана аппарата на факел сжигания газа;

-защита трубопроводов и оборудования от почвенной и атмосферной коррозии;

-в воздухе рабочей зоны, в закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов, осуществляется контроль с помощью переносных приборов газоанализаторов;

-запрещаются ремонтные работы на оборудовании, находящемся под давлением, набивка и подтягивание сальников на работающих насосах, а также уплотнение фланцев на аппаратах и трубопроводах без снятия давления и отключения участков трубопровода или агрегата от других трубопроводов с помощью задвижек или заглушек в системе;

-отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы разрешается только паром или горячей водой; использование для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается;

-взрывоопасные объекты в соответствии с СТП-09-001-2005 должны быть оборудованы соответствующими знаками пожарной безопасности;

-эксплуатация факела сжигания газа должна производиться согласно требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем»;

-территория вокруг факельного ствола в радиусе не менее 30 м ограждается и обозначается;

-территория вокруг факела должна быть спланирована; к факелу должен быть обеспечен проезд; в малообжитых районах допускается вместо ограждения выполнять обвалование высотой не менее 1 м и шириной по верху не менее 0,5 м;

-все оборудование факельной установки, кроме оборудования факельного ствола, должно размещаться вне ограждения (обвалования);

-обеспечение средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора;

-электросварочные работы производить согласно требованиям И-07-016-001-04 «Инструкция по безопасному ведению огневых работ на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Утверждена приказом ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» № а-38 от 28.01.2004 г.;

-газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, производить согласно требованиям «Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ»;

-составляется и утверждается начальником ЦДНГ №2 перечень газоопасных мест и работ; выполнение работ в газоопасных местах должно производиться по наряду-допуску;

-для защиты от нагрева солнечными лучами емкости должны быть окрашены в светлый цвет;

-скашивание и уборка травы в пределах территории УПСВ, содержание территории и проездов в чистоте, ликвидация замазученности оборудования и территории;

-упорядочивание складирования горючих материалов и легко воспламеняющихся жидкостей;

-наличие предупреждающих знаков и указателей;

-курение - в специально отведенном месте;

-упорядочивание проведения огневых работ;

-выбор и установка взрывозащитного эл. оборудования;

-установка сигнализаторов аварийных уровня жидкости в емкостях, автоматическое отключение насосов при аварийных давлениях.

Заключение

В ходе работы курсового проекта мною были получены следующие результаты:

-анализ работы УПСВ «Гондырь» показал, что установка предварительного сброса воды позволяет резко сократить объем воды, поступающей на установку подготовки нефти.

-применяемое оборудование оснащено системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации, что исключает обязательное постоянное присутствие обслуживающего персонала, соответствует параметрам технологического регламента УПСВ «Гондырь».

-расчет нефтегазосепаратора показал, что он удовлетворяет требованиям по пропускной способности по жидкости и газу.

-внедрение нового оборудования на примере преобразователя частоты дает возможность автоматического регулирования уровней жидкости в накопительных емкостях Е-1, Е-2, исключая потребность ручного регулирования уровней наполнения в сосудах.

-охрана недр и окружающей среды, противопожарные мероприятия, применяемые на УПСВ «Гондырь» соответствуют законам, нормам и правилам

 

Введение

 

В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся в промышленности, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.

В курсовом проекте описана краткая геологическая характеристика Гондыревского  месторождения и продуктивных пластов. Изучены формы залегания и состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализ работы установки предварительного сброса воды (УПСВ). Данный курсовой проект написан по материалу,  собранному в ООО «ЛУКОЙЛ – ПЕРМЬ», ЦДНГ № 2.

В ООО «ЛУКОЙЛ–Пермь» работают более 1300 человек. Это в основном высококвалифицированные, знающие свое дело люди. Управление разрабатывает 95 месторождений в 26 районах Пермского края и республики Башкортостан. Большая часть месторождений эксплуатируется с 50-60 гг., активные запасы в значительной степени выработаны. Обводненность залежей составляет в среднем 68,3%. Все месторождения разрабатываются с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи. 89% добываемой нефти получено из месторождений с применением поддержания пластового давления путем закачки в залежи пресных и сточных вод. Применение методов повышения нефтеотдачи значительно расширилось за счет физико–химических способов воздействия на залежи и призабойную зону скважин.

Многие месторождения ООО «ЛУКОЙЛ–Пермь» находятся в поздней стадии разработки и относятся к предприятию с падающей добычей нефти. Чтобы стабилизировать добычу нефти нужно применять эффективные методы организационно–технического характера.

Цель курсового проекта – анализ производственной деятельности установки предварительного сброса воды, применяемого оборудования.

 

Задачи:

- рассмотреть применяемую схему работы УПСВ «Гондырь», общую характеристику объекта, внедрение нового оборудования

- провести расчет нефтегазового сепаратора

- сделать вывод о работе УПСВ «Гондырь»

 

Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

В административном отношении Гондыревское месторождение расположено в Куединском районе Пермского края, в 200 км юго-западнее областного центра – города Перми и в 16 км от районного центра поселка Куеда. Ближайшими населенными пунктами являются села Большой и Верхний Гондырь, Шагирт и другие.

Связь с городом Пермь осуществляется по автотрассе Чернушка - Пермь и далее по автомобильной дороге к селу Б.Гондырь, поселку Куеда. Ближайшая железнодорожная станция - Чернушка Горьковской железной дороги.

В геоморфологическом отношении район месторождения можно разделить на две части: северную и южную.

Южная часть характеризуется незначительным расчленением рельефа, преобладанием невысоких слабовсхолмленных водоразделов, слабо развитой овражной сетью. Наивысшие абсолютные отметки на водоразделах не превышают 180 - 185 м, минимальные отметки - в долине р. Буй (90 - 100 м). Рельеф северной части более расчленен за счет большого количества рек и оврагов. Максимальные абсолютные отметки водоразделов достигают 230 м, а минимальные - 107- 130 м. Водоразделы вытянуты главным образом с севера на юг согласно преобладающему направлению рек и представляют собой плоские гряды с крутыми западными и пологими восточными склонами.

Основной водной артерией являются р. Буй с ее притоками, протекающая в центральной части описываемого района. Пойма сплошь покрыта лесом и кустарником, местами заболочена. Наиболее крупными притоками являются: речки Ирмиза, Бырка, Гондырка, Шагирт и другие. Все эти речки пересекают площадь почти в меридиональном направлении. Реки мелководные и несудоходные.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура воздуха колеблется в пределах 0° - +1.5°С. Максимальное количество осадков за год 550 мм, снежный покров достигает 1 м. Средняя глубина промерзания почвы 65 - 70 см.

Основную часть населения составляют русские, а также удмурты, татары, башкиры. Основное занятие населения - сельское хозяйство, лишь небольшая часть населения занята на лесоразработках и в нефтяной промышленности.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ, из остальных можно отметить глины, галечник, гравий, песчаники, имеющих местное значение.

Гондыревское месторождение находится на территории Чернушинского нефтегазодобывающего управления, относящегося к системе ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь". Ближайшими месторождениями являются Красноярско - Куединское и Шагиртско- Гожанское.

Согласно проекту обустройства месторождения отсепарированная (1 ступень сепарации) нефть с площадки промысловых сооружений (ППС) по нефтепроводу Гондырь - Куеда поступает на центральную площадку промысловых сооружений (ЦППС) в поселок Куеда. В дальнейшем нефть по магистральному нефтепроводу Куеда - Чернушка поступает на головные сооружения (ГС) нефтепровода Чернушка - Калтасы. С вводом в эксплуатацию УПСВ "Гондырь" (август 1996 г.) в системе ППД используются сточные воды. Служивший ранее источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов водозабор на реке используется для производственных нужд.

Электроснабжение Гондыревского месторождения производится от подстанции 110/35/6кВ "Гондырь".

Стратиграфия и тектоника

Бурением структурных, поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Гондыревской площади геологический разрез представлен комплексом отложений осадочного чехла от вендского до четвертичного возраста. Максимально вскрытая толщина отложений -2136м (скважина 60).

В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утвержденная в 1962 г., с учетом изменений, принятых в последующие годы на совещаниях в гг. Казани, Кишиневе и на VIII Международном конгрессе в г. Москве в 1975 г. Описание разреза дано на основании результатов изучения стратиграфии и литологии допалеозойских и палеозойских отложений Пермского Прикамья.

Геологический разрез Гондыревского месторождения является типичным для месторождений Башкирского свода.

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности верхнепермских отложений. Отложения представлены аллювиальными, эллювиальными суглинками, красновато-бурыми песчаниками, красновато-серыми глинами и галечниками. Толщина до 25 м.

Верхнепермские отложения представлены соликамским и шешминским горизонтами уфимского яруса, нижняя граница которого проводится по появлению карбонатных пород, верхняя - приурочена к сильно загипсованным породам. Отложения уфимского яруса представлены красноцветной толщей - песчаники, глины с прослоями известняков, гипсов и ангидритов. Средняя толщина - 25 м. Нижний отдел пермской системы представлен кунгурским, сакмарским, артинским и ассельским ярусами.

Кунгурский ярус представлен сульфатно-карбонатным типом, который характеризуется увеличенным содержанием ангидритов в иренском горизонте. Толщина яруса изменяется незначительно - 46 - 49 м. Артинский ярус сложен доломитами, ангидритами, реже известняками. Разрез отнесен к карбонатно-слоистому типу, известняково-доломитовому подтипу. Толщина составляет 128.6 - 175 м. Каменноугольная система представлена всеми отделами. Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков. Толщина изменяется от 118 м (восточное крыло) до 152.2 м (западное крыло).

Отложения среднего отдела каменноугольной системы представлены московским и башкирским ярусами. Московский ярус сложен карбонатными породами мячковского, подольского и каширского горизонтов и терригенно-карбонатными породами верейского горизонта. Толщина изменяется от 273.1 м до 310 м. В подошве каширского и верейского горизонтов отмечены нефтегазопроявления промышленного значения.

Цитологически башкирский ярус представлен известняками с прослоями известняковой конгломерато-брекчии в кровле яруса, свидетельствующей о перерыве в осадконакоплении. Толщина - 36.8- 61 м. В отложениях кровли яруса установлены промышленные скопления нефти и газа.

Нижнекаменноугольный отдел представлен серпуховским, визейскми и турнейским ярусами. Отложения серпуховского яруса, средневизейского подъяруса и верхняя часть тульского горизонта - фаунистически неохарактеризованная карбонатная толща, представленная чередованием известняков и доломитов. Толщина колеблется от 241 м до 267 м.

Визейский ярус представлен яснополянским и малиновским надгоризонтами. В отложениях яснополянского надгоризонта выделяются тульский и бобриковский горизонты, сложенные алевролитами, песчаниками и аргиллитами, к которым приурочены промышленные скопления нефти и газа. Отложения Малиновского надгоризонта отнесены к IV типу разрезов терригенных отложений. Цитологически они представлены прослоями алевролитов и песчаников темно- серой окраски и тонкой слоистости.

Турнейский ярус сложен известняками серой и темно-серой окраски с прослоями аргиллитов. Отложения яруса характеризуют разрез древнего морского мелководья. Толщина изменяется от восточного борта поднятия (83 - 98 м) к западному (125 - 133.5 м).

Девонские отложения с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса. Разрез девонской системы представлен в объеме верхнего отдела (фаменского и франского ярусов) и среднего отдела (живетского яруса)

Фаменский ярус сложен известняками и доломитами. Разрез отнесен к рифовому типу, склоновому подтипу. Толщина - 193 - 221.9м.

Карбонатный разрез франского яруса представлен саргаевскими породами (межрифовый тип, кремнисто-битуминозно-известняковыи тип) и породами верхнефранского подъяруса, отнесенными к межрифовому (мендымская свита) и рифовому (воронежско- лихвинская толща) типам.

Отложения нижней части франского яруса представлены терригенными отложениями пашийского горизонта, терригенно-карбонатными породами кыновского горизонта. Изучаемый разрез относится к впадинному типу. Толщина яруса изменяется от 268.5 м до 348.1 м.

Живетский ярус представлен терригенными породами и относится к склоновому типу разрезов. Толщина - 22.5 - 30.5 м.

Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Наибольшая вскрытая толщина составляет 67 м.

В пределах платформенной части Пермской области выделяются три положительные структуры первого порядка: Камский свод на северо-западе, северный склон Башкирского свода на юге и Пермский свод в центральной части.

Анализируя структурные карты, построенные по кровле маркирующих горизонтов и продуктивных пластов нижнего и среднего карбона, можно сделать следующие выводы:

- Гондыревское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, которая является составным элементом Куединской вилообразной зоны;

 - генетическом отношении Гондыревская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнедевонские рифогенные сооружения.

 - общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого западного крыла и постепенное выполаживание структуры от нижнекаменноугольных отложений вверх по разрезу.

Пласт Тл 2-а  

Основным репером при корреляции послужили отложения тульских глин. Пласт выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков наблюдается только в двух скважинах: 452, 445. Корреляция основывалась на показаниях кривых НГК и ГК и в меньшей степени ПС. Пласт представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Границы пласта отбиты по максимумам НГК, четко наблюдающимся во всех скважинах. В нижней части пласта прослеживаются прослои аргиллитов толщиной 1-4 м. Количество выделенных продуктивных пропластков изменяется от 1 до 5. Общая толщина изменяется от 4 до 15 м, средняя составляет 5 м. Пласты Тл 2-а, Тл 2-б разделены прослоями глин, мощностью 0.6 -4 м, отлично фиксирующимися по кривым ГК и НГК.

Пласт Тл 2-б

Пласт сложен песчаниками и алевролитами. Пласт неоднороден по площади, отсутствие коллектора отмечено в скважинах. 360, 383, 394, 422, 428, 430, 480, представлен 2-4 проницаемыми пропластками. Корреляция основана на показаниях кривых ГК, НГК, ПС. Кровля пласта отбита по максимуму НГК, подошва по максимуму ГК. Общая толщина пласта изменяется от 1 до 6 м. Пласты Бб1 и Тл 2-б разделены прослоями глин толщиной 0.5 - 3 м.

Пласт Бб 1

Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Пласт неоднороден по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается на большей части площади месторождения. В верхней и нижней частях пласта отмечены прослои аргиллитов. При корреляции использовались показания кривых ГК, в меньшей степени ПС. Выделено от 2 до 5 продуктивных пропластков. Кровля пласта отбита под максимумом ГК. При определении местоположения подошвы возникли большие трудности из-за изменчивости кривой ГК в различных скважинах, поэтому подошва отбита по максимуму ГК, единственно прослеживающемуся во всех скважинах. В результате этого, произошло значительное завышение мощности пласта Бб 1 из-за частичного включения глин разделяющих пласты Бб1 Бб2. Однако данное завышение не повлекло за собой изменение запасов, так как нижняя часть пласта приурочена к флюидоупору.

Пласт Бб 2

Пласт однороден по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается в скважинах. 429, 351. Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. При корреляции использованы, в основном показания кривых ГК, НГК, в меньшей степени ПС. Кровля пласта отбита под максимумом ГК, при определении подошвы коррелятивом послужили Елховские глины, подошва отбита по ГК, с учетом НГК. В пласте выделено 2-5 проницаемых пропластков. Общая толщина пласта изменяется от 8 до 26 м, нефтенасыщенная - от 1.2 до 18.9 м.

Нефтегазоностность