Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)
2. Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения
2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ
2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения
2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды
3. Состояние разработки Вахского месторождения
3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения
3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения
3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации
3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы
3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
4.1 Методология экономической оценки
4.4 Налогообложение юридических лиц
4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки
4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения
4.7 Анализ чувствительности проекта
4.8 Выводы по анализу чувствительности
5. Социальная ответственность оператора по добыче нефти и газа
5.2 Анализ вредных факторов производственной среды
5.3 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению
5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений
5.6 Безопасность в чрезвычайные ситуации
В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что в свою очередь требует привлечения капитальных вложений.
Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.
ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 1.01.2014 г. 380 млн.т. нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С 1 и С 2 .
Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.
Характерными чертами современного состояния сырьевой базы являются:
§ Высокая выработка запасов - 48,3%;
§ В разработку вовлечено более 98% запасов категории С 1 .
На месторождениях, выработанность которых превышает 50%, сосредоточено 43,6% остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счет новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений.
По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.
Актуальность данной работы обусловлена отсутствием работ, посвященных детальному анализу эффективности разработки Вахского месторождения.
Целью данной дипломной работы является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.
К основным вопросам, рассматривающимся в данной работе, относятся следующие: общие сведения о месторождении, рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения, нефтеносность и строение залежей нефти, состав пластовой жидкости, структура нефтедобывающих и нагнетательных скважин, фактические и прогнозные показатели работы фонда нефтяных скважин, анализ пообъектной характеристики месторождения, анализ эффективности внедрения технологии ГРП и других методов увеличения нефтеотдачи, анализ эффективности существующей системы разработки.
Вахское месторождение открыто в 1964г., введено в разработку в 1976г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113км восточнее от г. Нижневартовска и в 80км от г. Стрежевого (рис.1.1). Включает в себя следующие площади: Вахская, Северо-Вахская, Восточно-Вахская и Кошильская.
В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.
Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров.
Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская.
Для завозки грузов на Вахское месторождение основным видом транспорта в летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт. Бетонная дорога Стрежевой - вахтовый Вахский поселок протяженностью 95км введена в действие с 1988г. На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, промысловые базы), к остальным - грунтовые.
Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск - Александровское - Анжеро-Судженск.
Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС - Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%.
На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.
Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.
Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца - июля - +17,5 0 С, средняя температура наиболее холодного месяца января -21,5 0 С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -51 0 С, абсолютный максимум - на июль +30 0 С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.
Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаежной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.
Промышленную разработку Вахского месторождения ведет ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензий на право пользования участком недр ХМН 00344 НЭ от 06.06.1996 г. и ТОМ 00048 НЭ 06.09.98 г. [1]
2. Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения
2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ
Геологоразведочные работы на Вахском месторождении проводились в 3 этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ (1947-1957 гг.), поисковые и детальные геолого-геофизические работы (1957-1954, 1983-1985 гг.), поиски и разведку залежей нефти и газа на Вахской и Северо-Вахской (1954-1970 гг.), Восточно-Вахской (1983-1986 гг.).
В 1963-1964 годах сейсмической партией 5/63-64 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение Вахская структура. Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта поисково-разведочного бурения на Вахском поднятии.
Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю 1 (пласты Ю 1 1 , Ю 1 2 ) были открыты бурением скважины 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179-2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24.7м 3 /сут. на 8 мм штуцере.
В 1980-1985 гг. детальными сейсморазведочными работами изучены восточный и южный борта Вахской структуры, детализированы и подготовлены к глубокому бурению Восточно- и Южно-Вахская структуры.
В 1983 году на Восточно-Вахской структуре была пробурена разведочная скважина 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю 1 и верхнюю часть разреза тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю 1 получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При испытании горизонта Ю 2 в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м 3 /сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен.
Бурением этой скважины были подтверждены высокие перспективы Восточно- Вахской площади и целесообразность планирования и проведения разведочных работ. В 1984 году с целью разведки выявленной залежи был составлен “Проект разведки Восточно-Вахской площади глубоким поисково-разведочным бурением “
Промышленная нефтеносность пластов Ю 1 3 и Ю 3 2 Северо-Вахской площади доказана результатами бурения скважины 23Р в 1967 г. Поднятие детализировано работами с/п 1/87-89 ОАО «Тюменнефтегеофизика» (ТНГФ).
В 1984-1985годах с/п 1/84-85 ТНГФ детально изучено геологическое строение Криволуцкого вала и уточнено строение Вахской террасы - Кошильская структура.
Поисковое бурение на Кошильском поднятии было начато в 1987 году. Первая поисковая скважина 301 является первооткрывательницей Кошильского месторождения, которое в таком статусе существовало до 1995 года.
В 1995 г. оно переименовано в Кошильскую площадь Вахского месторождения.
В 1994 году Кошильское месторождение было передано с баланса ГГП «Мегионнефтегазгеология» на баланс ПО «Томскнефть» (Протокол ЦКЗ СССР №19 от 23.03.94г.).
Промышленная нефтеносность площади в пределах лицензионного участка ОАО «Томскнефть» доказана опробованием пластов Ю 1 1 и Ю 1 3 скважины 304Р в 1989 году.
Дальнейшими геологоразведочными работами было установлено, что залежи Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской и Кошильской структур объединяются в единое Вахское месторождение.
С 1960 по 1970 гг. глубокое бурение на месторождении проводили Сургутская НРЭ (нефтеразведочная экспедиция), затем Мегионская, Александровская и Васюганская НРЭ Министерства геологии СССР.
Результаты геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания месторождения легли в основу отчетов по подсчету запасов, рассмотренных ГКЗ ССР в 1970, 1988 и 1999г.г.
В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на Вахской и Кошильской площадях [2].
Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рис.2.1).
В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период наиболее приподнятой частью территории выделялась Южно-Вахская площадь. Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. 11р) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.
В пределах восточного борта Восточно-Вахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями [5].
Рисунок 2.1 Геологический разрез Вахского месторождения
На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами №№ 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку предполагается развитие верхне-девонских известняков, т.к. в скважине № 330р Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинисто-кремнисто-известковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном) пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично характеризует только центральный блок исследуемой территории. В действительности его строение представляется более сложным и дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.
Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.
Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего - выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.
Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю 3 и Ю 2 . В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю 3 батского возраста общей толщиной 46-96м расчленен на четыре пласта: Ю 3 1 , Ю 3 2 , Ю 3 3 , Ю 3 4 . В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды формирования пластов Ю 3 4 и Ю 3 2 Северо-Вахская площадь испытывала наибольший подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему развитию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю 3 3 и Ю 3 1 происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пойменные фации.
Региональный горизонт Ю 2 келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю 2 1 и Ю 2 2 , формировался в переходной лагунно-дельтовой обстановке, определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских.
В подошве пласта Ю 2 2 нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с линзочками угля и углисто-глинистой породой.
В подошве вышележащего песчаного пласта Ю 2 1 отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее вероятно, что формирование пласта Ю 2 2 происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю 2 1 - в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинисто-алевритовые отложения.
Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.
Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи келловей-оксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (2-6 м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных - лагунных условиях.
Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную - пласт Ю 1 3 иверхнюю, песчано-глинистую - пласт Ю 1 2 . Разделы пластов Ю 1 2 и Ю 1 3 представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными песчаниками.
Пласт Ю 1 3 характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.
Пласт Ю 1 2 представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углисто-слюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны - субаэральная часть дельтовой равнины.
Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурно-литологического состава она относится к континентальным отложениям.
Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю 1 1А и Ю 1 1Б . Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю 1 1 связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.
Литологически разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.
Толщина отложений свиты от 0 до 6 м
Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю 1 .
Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20 м.
Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем - покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.
На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской свиты, представленные в нижней части темно-коричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.
Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская свита.
В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено три песчаных пласта: Ач 1 , Ач 2 , Ач 3 , разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа, где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподобных проявлений.
В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б 10 и Б 8 .
Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях.
Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м.
Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А 1 толщиной 16-20 м.
Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темно-серыми до черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему горизонту.
Толщина подсвиты составляет 20-35 м.
Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темно-серые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темно-серого плотного известняка.
В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически связанную систему.
Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.
Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.
Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.
Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с прослоями буровато-серых песчано-алевритовых глин, суглинков и супесей, торфяником.
2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения
Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала (рисунок 2.2).
По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном - слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.
Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. дробления на мелкие структурные элементы.
Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.
Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел- коллекторов продуктивных пластов [2].
Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.
Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.
Рисунок 2.2 Геолого-геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю 1-2-3
Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю 1 по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 - проницаемости и 143 - остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 - проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю 1А 1 - 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю 1Б 1 , Ю 2 1 и Ю 3 1 , соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю 1 1 наилучшей проницаемостью выделяется Ю 1Б 1 и по пласту Ю 1 1 в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю 2+3 1 , соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю 1 1 .
Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13-0,24) шире по Ю 2+3 1 , по выборке Ю 1 1 представлена более узким интервалом значений 0,14 - 0,215.
Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю 1А 1 и Ю 1Б 1 несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю 2+3 1 .
Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю 1 1 (Ю 1А 1 + Ю 1Б 1 ) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю 2 1 - на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю 3 1 - на Вахской и Восточно-Вахской площадях.
Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 - проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю 1А 1 + Ю 1Б 1.
Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю 1 1 и Ю 2+3 1 , определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю 1 1 , для нижнего различия весьма существенны.
В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю 1 1 - 0,035 мкм 2 , Ю 2+3 1 - 0,020 мкм 2 , что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.
По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.
Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю 1А 1 Вахской площади и Ю 1Б 1 Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.
В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю 1А 1 Восточно-Вахской площади, Ю 1Б 1 - Ю 2 1 Вахской и Ю 3 1 - Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.
По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.
Пласты горизонта Ю 1 охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.
Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю 1А+Б 1 , Ю 2+3 1 ), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю 1А 1 к Ю 3 1 ) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.
Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю 1А+Б 1 Вахской, а также пласты Ю 2+3 1 - Восточно-Вахской площадей.
Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10-20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю 1А 1 , Ю 1Б 1 , Ю 2 1 , Ю 3 1 между собой различаются не столь разительно (0,05 - 0,08 мкм 2 ) как между объектами: Ю 1 1 - 0,108 мкм 2 и Ю 2+3 1 - 0,026 мкм 2 . Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС - четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.
Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым мате
Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Формулы И Функции В Excel
Каким Должен Быть Настоящий Писатель Сочинение
Контрольная работа: Контрольная работа по Менеджменту 7
Дипломная работа: Совершенствование законодательств об исполнительном производстве в сфере исполнения решений суда по спорам неимущественного характера
Пункты Курсовой Работы
Биология 8 Класс Лабораторная Работа Номер
Дипломная работа по теме Роль периодики в формировании идеологических стереотипов в СССР в 1990-1991 гг. на примере еженедельника 'Аргументы и Факты'
Реферат На Тему Физическое Воспитание В Профессионально-Технических Училищах (Пту)
Ұлттық Мәдениеттің Ерекшеліктері Мен Құндылықтары Эссе
Основные компоненты системы управленческого учета в организации
Реферат: Россия в конце ХIХ - начале ХХ века. Скачать бесплатно и без регистрации
Сколько Томов В Полном Собрании Сочинений Пушкина
Оренбургская Область Реферат
Курсовая работа по теме Проектирование информационной сети на основе стандарта структурированной кабельной системы (на примере углеобогатительной фабрики)
Реферат Про Пожары
Реферат На Тему Физика 7 Класс Ньютон
Комментарий Свой В Сочинение Рассуждение 15.3 Сострадание
Дипломная Работа На Тему Методика Формування Навичок Зображення Форми У Процесі Графічної Діяльності Молодших Школярів
Система Сертификации В Рф Реферат
Реферат по теме партизанский маркетинг
Облік розрахунків з персоналом на ДП "Кривбасшахтозакриття" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Специализация эпителиальных тканей в составе слизистых оболочек и органов - Биология и естествознание презентация
Аудит нематериальных активов - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа