Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.


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.

В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Месторождение находится на левом берегу реки Оби, которая, огибая его площадь коленообразной формой русла, протекает в северном, северо-западном направлениях. Следует сразу отметить, что этот левобережный участок является пологим, здесь отмечается обширный пойменный участок, ширина которого составляет 15-20 км (в районе месторождения). Пойма примыкает к месторождению в районе расположения Пальяновской площади. В связи с отмеченным фактором, площадь месторождения можно подразделить на два участка в геоморфологическом отношении. Пальяновская площадь (восточный участок) имеет абсолютные отметки рельефа от плюс 25 до 40 м., Ем-Ёговская площадь (западный участок) более приподнята, здесь отмечается большее колебание абсолютных отметок рельефа местности от плюс 40 до 170 м.
В целом территория месторождения представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубокими долинно-балочными эрозийными системами. Отмечается общее воздымание рельефных форм местности в западном направлении. Гидрографическая сеть территории месторождения представлена значительным количеством рек и мелких ручьев. В южной части (практически по его южной границе) месторождения в широком направлении протекает река Тал с многочисленными протоками, наиболее крупный из них левобережный приток Таловый является одним из истоков реки и берет свое начало с площади месторождения, протекая в южном направлении. В районе скважины 15 река Тал впадает в реку Ем-Еган.
Река Ем-Еган протекает непосредственно по территории месторождения (Ем-Еговская площадь), протекает в широтном, юго-восточном направлениях и своими притоками охватывает практически всю площадь Ем-Еговского участка. Наиболее крупный из притоков река Малый Ем-Еган является основным истоком реки. В северной части Ем-Еговской площади протекает и берет свое начало река Потымец. Она протекает также в широтном направлении, но в районе скважин 14 и 162 она резко меняет свое течение на северное и там впадает в реку Хугот. Как уже отмечалось, в восточной части площади протекает река Обь с многочисленными притоками и протоками, из которых наиболее крупная протока Ендырская протекает практически вдоль восточной границы месторождения в северном направлении.
Озера развиты на всей территории площади, приурочены они в основном к пойменным и заболоченным участкам местности. Из наиболее крупных можно отметить такие как Холодное (2*1 км.),расположенное в центральной части месторождения и озера Большое Ем-Еховское (4*4 км.) и Малое Ем-Еховское (2,5*3 км.), расположенные в южной части рассматриваемого района. Несколько восточнее их расположено озеро Большой Сор.
Заболоченные участки местности развиты в основном в верховьях рек и в пойменной части левобережья реки Обь. Болота непроходимые и труднопроходимые. Как правило, они изобилуют значительным количеством мелких и незначительных по площади озер.
Расстояние от восточных границ площади до реки Обь составляет 15-20 км.
Ем-Еговская площадь расположена в лесной зоне, в пределах которой растительность представлена преимущественно сосновым и кедрово-еловым лесом.
На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Хвойные породы деревьев развиты в пределах болотных массивов и пойменных участков реки Оби, на приподнятых участках местности, холмах, которые именуются “Урочищами”.
Климат района резкоконтинентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, достаточно теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,8 0 С. Средняя температура самого холодного месяца-января составляет минус 25 0 С (с минимальным понижением до минус 35-40 0 С), а средняя температура июля плюс 15 0 С (с максимумом до плюс 30 0 С).
Среднегодовое количество осадков колеблется от 450 до 500 мм., из которых большая часть приходится на весенне-осенний периоды. Мощность снегового покрова в среднем составляет 0,8-1,0 м., достигая 1,5 м. в пониженных участках местности.
Ледостав на реках начинается в октябре, а их вскрытие происходит в конце апреля, в начале мая.
Рассматриваемый район практически не обжит. Непосредственно на площади месторождения населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, расположенным в юго-восточной части, является поселок Пальяново, лежащий в устье реки Ендырь, на южном берегу озера Большой Сор.
В северной части месторождения (10-15 км. севернее его границ) расположены поселки Сосновый и Лиственный. Более крупные населенные пункты расположены на реке Оби - Красноленинский, Урманный, Кеушки, Сосново и другие.
Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности развиты торфяные почвы. Различные виды аллювия и песчанно-гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.
ОАО "ТНК-Нягань" разрабатывает гигантское Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение. В составе Красноленинского месторождения выделяются площади: Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других. Нефтеносность территории установлена в 1962 году скважиной № 13 Каменной площади, когда при испытании юрских отложений в открытом стволе был получен фонтанный приток нефти дебитом 136 м3/сут.
Месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1971 году поисковой скважиной 2, пробуренной в зоне сочленения куполов Ем-Еговской структуры. При опробовании отложений Тюменской свиты (ЮК2-7) с абсолютных глубин 2260-2302 м. в указанной скважине получен приток нефти дебитом 164 м3/сут. на восьми миллиметровом штуцере. Одновременно была выявлена водоплавающая залежь нефти в пластах ВК1-2 викуловской свиты апт-альбского возраста, разработка которой начата в 1980 году.
Позднее часть добывающих скважин была пробурена на тюменскую свиту. Однако, более 80% из их числа оказались низкодебитными и эксплуатационное бурение на отложение тюменской свиты было приостановлено.
В последнее время эксплуатационное разбуривание нефтяной залежи юрского возраста было возобновлено по методике бурения оценочных скважин в пределах участков площади со скважинами, давших промышленные притоки нефти (скважины 1, 2, 7 и другие), а также по рекомендации ЦГЭ в пределах участков с повышенными скоростями ПАК, которые, по мнению авторов рекомендации, соответствует фациальным зонам распространения коллекторов.
Таким образом, бурение эксплуатационных скважин подтвердило мнение о достаточно сложном геологическом строении выявленных залежей нефти в отложениях юрского и нижнемелового возраста. Необходимость проведения доразведочных работ обосновывается сложным литологическим составом коллекторов и мозаичным рисунком их распространения, особенно по пластам викуловской свиты, напоминающие “рябчик” месторождений нижневартовского нефтегазоностного района (пласт АВ13).
Важное значение для проведения доразведочных работ имеет факт получения сведений о более широком распространении нефтеносности отложений баженовской и абалакской свит. При этом прослеживается связь промышленной нефтеносности и блоковым строением исследуемых участков месторождения. Сложная тектоника площади, широкое развитие зон трещиноватости, разуплотнения и дробления на участках сочленения структур в сочетании с мозаичным распространением коллекторов тюменской и викуловской свит, наличие узких работающих интервалов в верхнеюрском разрезе создает сложную картину геологического строения рассматриваемой площади и затрудняет проведение эксплуатационного бурения.
За десятилетия проведения ГРР и разработки накоплен огромный массив информации о геологическом строении района и особенностях эксплуатации объектов месторождения. В настоящее время заканчивается работа по составлению геологической (включая геолого-статическую и гидродинамическую составляющие) модели Красноленинского НГМ.
Началом разработки Красноленинского месторождения считается 1980 год, когда была введена в пробную эксплуатацию поисковая скважина № 2 Ем-Еговской площади. Начальные дебиты составляли 15-25 т/сут нефти, как потом оказалось, из интервалов пласта ЮК-1 абалакской свиты Разрез юрских отложений в этой скважине вскрыт открытым стволом. Долгое время считалось, что наибольшей продуктивностью обладают тюменские отложения.. За 1980 год было извлечено 4253 т безводной нефти. Скважина эксплуатировалась в фонтанном режиме. Максимальный дебит при испытании - 164 м3/сут нефти на 8 мм при депрессии 62 атм. Более низкие параметры эксплуатации объясняются технологическими причинами. Основанием для проведения работ считалась работа СибНИИНП «Принципиальная схема опытной эксплуатации месторождений Красноленинского района» (1978 г.), в свое время не утвержденная ЦКР МНП СССР, которая ограничилась рекомендацией выделить опытный участок с бурением 270 скважин по девятиточечной системе 450*450. Однако до настоящей реализации этой схемы тогда дело не дошло, и дело ограничилось лишь пробной эксплуатацией поисково-разведочных скважин.
Регулярная разработка месторождения была начата в 1982 году. Максимальная добыча достигнута в 1989 г. (13,5 млн. т), когда было введено более половины скважин объекта ЮК10-11. Начиная с 1988 года отмечается резкий рост обводненности, которая стабилизируется с начала 90-х годов на высоком уровне - 85-90 %. Рост обводненности и снижение продуктивности скважин привели к резкому и существенному снижению добычи нефти в середине 90-х годов. Минимальный уровень добычи был зафиксирован в 1998 году - 2,524 млн. тонн. За последние годы наметился некоторый рост, однако для существенного увеличения добычи нефти необходимы более значительные усилия.
2.1 Геологическое строение месторождения
В составе фундамента, образующего структурный нижний этаж, установлены докембрийские, палеозойские и триасовые породы. Докембрийские образования представлены биотитовыми, ритосерицитовыми, кварцитсерицитовыми сланцами и амфиболитами. Палеозойские породы доюрского основания представлены сланцами, кварцитовыми песчаниками, туфо-песчаниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и др. образованиями.
Триасовые вулканогенно-осадочные породы Туринской серии, слагающие промежуточный этаж, выполняют роль днища грабено-образных впадин. Они представлены красноцветными, темно-серыми аргиллитами, песчаниками, конгломератами и туфогенными породами.
Отложения юрского осадочного комплекса залегают на породах коры выветривания и фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием. Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту. В составе верхнего отдела выделяются абалакская, георгиевская и баженовская свиты.
Тюменская свита повсеместно залегает в основании мезо-кайнозойского платформенного чехла. Она подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита слагается валунно-гравийными и песчано-глинистыми породами. Ей подчинены пласты ЮК10 и ЮК11. Средняя подсвита представлена переслаиванием мелкозернистых песчаников, местами замещённых почвами, прослоями углей и алевролитов с аргиллитами. В пределах толщ выделяются песчаные пласты ЮК4-ЮК9. Простирание пластов прерывистое. Верхняя подсвита слагается песчано-алевролитоглинистыми отложениями, формировавшимися в прибрежно-морской обстановке. Ей подчинены пласты ЮК2-ЮКЗ. Толщина тюменской свиты варьируется от 0 до 350 м.
Свита сложена слабоуглистыми темно-серыми нередко слюдистыми буровато-серыми аргиллитами. Толщина свиты 0-37м.
Отложения свиты представлены серыми, зеленовато-серыми аргиллитами. Толщина свиты от 0 до 12 м.
Отложения свиты распространены повсеместно. Они представлены темно-серыми, черными битуминозными аргиллитами. Толщина свиты от 15 до 40 м.
Отложения меловой системы представлены двумя отделами : нижним и верхним.Нижний отдел слагается осадками фроловской, коша-йской, викуловской и ханты-мансийской свит; верхний отдел соответственно-уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит.
Свита слагается алевролитами, глинами. Её толщина равна 240-280 м.
Представлена песками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250 м.
Свита слагается тёмно-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Толщина свиты 35-50 м.
Свита слагается толщей известковых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50-75 м.
В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.
Свита подразделяется на две подсвиты: нижняя представлена темно-серыми глинами, верхняя подсвита - темно-серыми опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150 м.
Свита состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита слагается опоками и опоковидными глинами, средняя - диамитами и диамитовыми глинами, и верхняя - зеленовато-серыми тонкослоистыми диамитовыми глинами. Толщина свиты 200-225 м.
Свита, слагается голубовато-зелёными пластичными глинами с тонкими линзочками алевритового материала. Толщина свиты 150-160 м.
Свита сложена разнозернистыми кварц-полевошпатовыми песками. Толщина свиты 60-80 м.
Свита представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, кварцевых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50-70 м.
Четвертичные отложения несогласно перекрывают журавскую свиту, представлены супесями, песками с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа. Толщина отложений до 80 м.
2.2 Характеристика продуктивных пластов
На Ем-Еговской площади основные запасы нефти сосредоточены в отложениях викуловской свиты (пласты ВК1-3) нижнемелового возраста. Кроме того, нефтеносными являются отложения базального горизонта, пласты ЮК2-9 тюменской свиты, абалакские отложения с фонтанными притоками и пласт ЮК-0 (баженовская свита).
Залежи нефти в отложениях викуловской свиты приурочены к продуктивным пластам ВК1-3 , залегающим в кровельной части свиты на глубине 1350-1600 м.
Общая толщина пласта ВК1 изменяется от 12.6-19.0 м в приподнятых участках до 18.0-24.0 м на крыльях структуры, составляя в среднем (в пределах внешнего контура нефтеносности) - 18.2 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются от 3.6 м до 22.2 м. При этом отмечается тенденция уменьшения эффективных толщин в восточном направлении. Средняя эффективная толщина в пределах внешнего контура ВНК составляет 12.3 м, коэффициент песчанистости - 0.67, преобладающая толщина проницаемых прослоев 1.0 - 1.6 м.
Проницаемые прослои более 3.0 м обычно сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15м. Пласт ВК1 отделен от нижележащих пластов уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой. Толщина перемычки преимущественно 3-6 м, на погруженных частях Ем-Еговского и на южном склоне Каменного поднятий она уменьшается до 1-4 м.
Пласты ВК2 и ВК3 разделены невыдержанной по толщине (0.4-4.1 м) алевро-глинистой перемычкой, поэтому в качестве объекта подсчета запасов нефти рассматривается единый пласт ВК2-3 В варианте ЦГЭ (2002 г.) - единый объект составляют уже пласты ВК1-3..
Общая толщина пласта ВК2-3 изменяется от 19.3 м до 35.0 м, составляя преимущественно 24-28 м. Для пласта ВК2-3 характерна резкая изменчивость эффективных толщин от 6.2 м до 24.6 м, при среднем значении 16.5 м. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1.0-2.0 м.
По своим фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы пластов ВК1-3 относятся к V, IV и III классам коллекторов (по Ханину А.А.) порового типа. Преимущественное развитие имеют коллекторы IV класса, представленные крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками. Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК1 по данным лабораторных исследований керна составляет 26.8 %. Среднее значение проницаемости коллекторов продуктивных отложений пласта ВК1 по лабораторным данным составило 21.5 мД, при изменении от 2.5 до 124.0 мД. В целом коллекторы пласта ВК1 относятся к классу низкопроницаемых. Преобладают коллекторы с проницаемостью 10 - 50 мД.
По данным интерпретации материалов ГИС среднее значение проницаемости в пределах внешнего контура нефтеносности составило 43.6 мД.
Распределение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК1 выполнено по 210 образцам. В 69 % образцов коллекторов содержание связанной воды изменяется в пределах 30 - 50 % и в среднем по пласту составляет 42.3 %.
В пласте ВК2-3 в пределах Ем-Еговской и Пальяновской площадей продуктивна верхняя часть. По литологическим и фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторы пласта ВК2-3 схожи с коллекторами верхней пачки пласта ВК 1.
Среднеарифметическое значение пористости коллекторов пласта ВК2-3 по лабораторным данным составило 26.9 %. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кп - 26.3 %. Средняя проницаемость коллекторов пласта ВК2-3 по данным исследования керна - 25.3 мД. По данным интерпретации ГИС среднее значение Кпр в пределах внешнего контура нефтеносности в пределах - 37.0 мД. Среднее значение остаточной водонасыщенности для коллекторов пласта ВК2-3 равно 44.1%.
Породы абалакской свиты представляют собой переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминозным отложениям баженовской свиты.
В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми. При этом установлены следующие закономерности. При переходе от кровли абалакской свиты к ее подошве снижается доля биогенных и аутигенных компонентов (кремнезема и битумов) и возрастает относительное содержание терригенных составляющих (аргиллитов, алевролитов и песчаников). Породы свиты изобилуют различным органическим детритом.
Коллекторами в пласте ЮК1 абалакской свиты являются тонкие прослои плотных карбонатных или кремнистых пород, разделенные глинистыми перемычками. Общая толщина свиты колеблется в пределах 21,8 - 34 м, суммарная эффективная толщина (толщина плотных прослоев) достигает 6 м, составляя в среднем 3-4 м. При этом количество плотных прослоев изменяется от 3 до 10, в среднем составляя 4. Толщина единичных прослоев-коллекторов изменяется от 0,4 до 2 м и, как правило, редко превышает 1 м. Мощность глинистых перемычек варьирует в пределах от 0,6 до 10,6 м.
Коллекторские свойства изучаемых отложений, прежде всего, связаны с трещиноватостью, пронизывающей всю толщу абалакской свиты, а также с вторичной емкостью карбонатизированных прослоев, представленной кавернами и полостями выщелачивания. Пористость пород абалакской свиты меняется в пределах от 0.3% до 17.5% . Проницаемость изменяется в интервале 0.04-6.,01 мД.
По данным исследований керна межзерновых (поровых) коллекторов в разрезе абалакской свиты не установлено. Проницаемость, выявленная по отдельным образцам керна, обусловлена наличием у них трещиноватости.
Рассмотрение коллекторских свойств пласта ВК1-3 Ем-Еговской площади осуществлялись по двум участкам:
- участок 1-западнее линии, проходящей через разведочные скважины 162-505;
- участок 2-между линиями, проходящими через разведочные скважины 162-505 и между 12 и 7.
Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ВК1 Ем-Еговской площади по категории запасов С1 равна 10.8 м (по категории С2-5.0 м), пласта ВК2-9 - 7.9 м и 4.5 м по категориям С1 и С2 соответственно.
Отличительной особенностью геологического строения пластов является присутствие в разрезе значительной доли пропластков коллектора с толщиной более 4 м: на 1 участке -77%, на 2-70%. Доля пропластков с толщиной менее 1 м для 1 участка составляет 11.5% , для 2-15%. Размеры пропластков не коллектора значительно меньше, средняя толщина составляет 1.3 м. Доля пропластков не коллектора с толщиной не более одного метра составляет 70 %.
Таким образом, продуктивные пласты ВК1 и ВК2-3 по морфологическому строению относятся к типу монолитных. Присутствующие в разрезе пласта тонкие пропластки не коллектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Мощные пропластки коллектора образуют единый гидродинамически связанный объем.
Для пластов, имеющих монолитное строение, характерным является высокое значение коэффициента охвата пласта вытеснением (0.8-0.9) для применяемого в настоящее время диапазона плотностей сеток скважин и систем разработки, потери нефти вследствие прерывистости пластов не будут превышать 10-20% запасов.
По проницаемости продуктивные пласты викуловской свиты относятся к классу низкопроницаемых. Средняя проницаемость пласта ВК1 составляет 47.2*10-3 мкм2, на участке 1-42*10-3 мкм2, на 2 участке-49*10-3 мкм2. Диапозон изменения проницаемости от 0 до 200*10-3 мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 составляет для 1 участка-12.5%, для 2 участка-14.5%,что значительно меньше, чем для юрских продуктивных пластов района. Так, для пласта ЮК10 Талинской площади доля пропластка с проницаемостью менее 10*10-3 мкм2 изменяется по участкам от 30% до 70%.
Доля пропластков с проницаемостью более 100*10 -3 мкм 2 составляет для 1 участка-8%, для 2 участка-12%.Основной объем пласта сложен из пропластков с проницаемостью от 10*10-3 мкм2 до 50*10-3мкм2, на долю которых приходится 61.5% объема пласта на 1 участке, 51%-на втором участке.
Средняя проницаемость пласта ВК2-3 составляет 38.3*10-3мкм2. Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10-3мкм2 в общем объеме пласта составляет 27%, менее 50*10-3мкм2-70.4%.
Таким образом, на долю пропластков коллектора с проницаемостью до 50*10-3мкм2 приходится 65-75 % нефтенасыщенного объема, что будет определять низкие темпы выработки основной части запасов нефти. Установленная структура запасов нефти определяет необходимость рассмотрения в работе методов интенсификации добычи.
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Таблица 2.2 Компонентный состав нефтяного газа Ем-Еговского месторождения по результатам однократного разгазирования (молярная концентрация, %)
2.3.2 Свойства и состав пластовой воды
Минерализация воды колеблется от 11,21г/л до 16,69г/л. В условиях пласта плотность воды составляет 970 кг/м3, вязкость 0,3 МПа*с. На месторождении встречаются воды хлоркальциевого и гидрокарбонатного типа.
Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 моль/м3 до 0,66 моль/м3.
Свойства и состав воды приведены в таблицах 2.4. и 2.5.
При изменении начальных пластовых условий возможно выпадений солей нефтепромысловом оборудовании и установках подготовки нефти.
Таблица 2.4 Свойства пластовой воды
Таблица 2.5 Содержание ионов и примесей в пластовой воде.
Содержание ионов (моль/м 3 ) и примесей (г/м 3 ).
2.4 Запасы нефти по Ем-Еговской площади
Промышленные запасы нефти на Ем-Еговской площади приурочены к отложениям викуловской свиты и юрского комплекса пород. В связи с крайне низкой разведанностью площади, в настоящее время единой однозначной оценки запасов по площади не имеется. При рассмотрении запасов в ГКЗ в 1986 году по викуловским отложениям, последние утверждены в экспертно оцененных объемах и категориях, так как на большей площади низкое качество проведенных разведочных работ не позволило определить промышленную значимость запасов. Юрские отложения на сегодня недоразведаны и оценка запасов по ним в ГКЗ не дана.
В связи с этим, в настоящее время запасы по Ем-Еговской площади оцениваются как:
1. Запасы, числящиеся на балансе РГФ.
3. Запасы, принятые при проектировании разработки площадей.
4. Запасы, оцененные СИБНИИНП и АО «Кондпетролеум».
По состоянию на 1.01.02 г по Ем-Еговской площади на балансе ВГФ числятся геологические запасы в количестве: категория С1 - 691,7млн.тн, категория С2 - 587,1млн.тн. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 - 0,343, С2 - 0,190 извлекаемые запасы соответственно составляют 237,4млн.тн. и 111,9млн.тн.
По викуловским отложениям извлекаемые запасы нефти составляют: промышленная категория АВС1 - 127млн.тн, категория С2 - 49,4млн.тн, по юрским отложениям соответственно 110,5 и 62,4млн.тн.
Утвержденные ГКЗ балансовые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются: категория С1 - 273,5млн.тн, категория С2 - 496 млн.тн. При коэффициентах нефтеизвлечения по категории запасов С1 - 0,340, категории С2 - 119,3млн.тн. Таким образом доля запасов категории С2 составляет 55,8%, что указывает на низкую разведанность площади.
При составлении технологической схемы разработки викуловских залежей нефти, за основу приняты геологические запасы, числящиеся на балансе РГФ по пласту ВК-1 в количестве 366,2млн.тн. Запасы пластов ВК-2-3 исключены из расчетов в связи с низкой их разведанностью. При расчете технологических показателей разработки коэффициент нефтеизвлечения принят 0,145, что существенно отличается от утвержденного ГКЗ. Это связано по причине уточнения структуры запасов, результатами математического моделирования процесса вытеснения нефти водой. Таким образом, при расчетном коэффициенте нефтеизвлечения 0,145, промышленные извлекаемые запасы нефти по викуловским отложениям оцениваются в количестве 53,1млн.тн.
В настоящее время по оценке СИБНИИНП в результате получения дополнительной геологической информации за период со времени утверждения в ГКЗ, начальные извлекаемые запасы нефти промышленной категории А,В,С1 оцениваются в 51,0 млн.тн.
В юрском комплексе отложений промышленная нефтеносность установлена в баженовской, абалакской и тюменской свитах.
По состоянию на 1.01.03.г на Государственном учете (РГФ) по юрским отложениям геологические запасы нефти числятся в количестве 304,9млн.тн - категория С1 и 348,6млн.тн - категория С2. При принятых коэффициентах нефтеизвлечения категории С1 - 0,362 и категории С2 - 0,179 извлекаемые запасы по юрскому комплексу составляют соответственно 110,5 млн.тн и 62,4 млн.тн. Основные геологические запасы юрского комплекса отнесены к тюменской свите и составляют: категория С1 - 287,4млн.тн, категория С2 - 219,4млн.тн. Принятые коэффициенты нефтеизвлечения по тюменским пластам составляют: категория С1 - 0,378, категория С2 - 0,2. Соответственно, извлекаемые запасы нефти составили: категория С1 - 108,6млн.тн, категория С2 - 44,1 млн.тн.
До настоящего времени оценка запасов по юрским отложениям в ГКЗ не дана в связи с низкой разведанностью площади и очень сложным геологическим строением площади. Это было подтверждено при эксплуатационном разбуривании первоочередного участка, когда в 90% добывающих скважин были получены низкие дебиты нефти ( до 5тн/сут) при опробовании тюменских отложений, а также за период доразведки площади бурением отдельных оценочных скважин.
Целенаправленные работы по доразведке юрских отложений начаты в 1990 году бурением оценочных скважин и продолжаются в настоящее время. Всего за период с 1990 по 1995 год на площади пробурено 46 оценочных скважин. Кроме этого, проведены работы по оценке продуктивности бажено-абалакских отложений в ранее пробуренных низкопродуктивных тюменских скважинах. В результате проведенных работ была подтверждена низкая продуктивность тюменских отложений и выявлена высокопродуктивная залежь нефти в абалакских отложениях.
По данным СИБНИИНП геологические запасы нефти по юрским отложениям оцениваются в 110,9 млн.тн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25, извлекаемые запасы промышленной категории С1 - 27,8 млн.тн. На 1.01.96 г по абалакской залежи начальные геологические запасы категории С1 составляют 19,9 млн.тн, категория С2 - 74,3 млн.тн. При принятом коэффициенте нефтеизвлечения 0,250, начальные геологические запасы категории С1 составляют 4,7 млн.тн. Извлекаемые запасы нефти категории С2 составляют 7,4 млн.тн при коэффициенте нефтеизвлечения 0,10.
Таким образом, с целью достоверной оценки запасов нефти и газа по Ем-Еговской площади крайне необходимо проведение доразведочных работ как по викуловским, так и по юрским отложениям, пересчет и переутверждение запасов в Государственной комиссии по запасам.
3.1 Проектные решения по разработке Ем-Еговской площади
Ем-Еговская площадь введена в разработку в 1980 году. В целях изучения геолого-промысловой характеристики пластов тюменской свиты был выделен опытный участок с размещением 270 скважин по площадной девятиточечной системе (по сетке 450 * 450 м), проектный уровень добычи нефти -1.05 млн. т /год (протокол ЦКР СССР № 750 от 28.11.78).
В 1982 году составлена технологическая схема опытно-промышленной разработки, которая базировалась на той же исходной информации, что и предыдущий проектный документ. Основные проектные решения по эксплуатационному объекту, системе разработки, плотности сетки скважин остались прежними. Увеличились объёмы буровых работ и расширены границы расстановки скважин. В результате проектный уровень добычи нефти составил 6.7 млн. т. , фонд скважин - 971 (протокол Бюро ЦКР СССР № 973 от 21.04.82). В 1982 году в эксплуатации находилось 21 скважина, годовая добыча нефти составила 121.0 тыс. т., с начала разработки добыто 138.4 тыс. т.
В 1983 году составлена "Дополнительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки". Целью работы явилось уточнение проектных уровней в связи с переводом части объема буровых работ на более продуктивную Талинскую площадь. Проектные решения остались без изменения, уточнились максимальные уровни добычи:
- по нефти - 4 млн. т., по жидкости - 1.9 млн. т., по закачке воды - 2.9 млн. т.
В 1983 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 28 скважин, годовая добыча нефти составила 185.1 тыс. т., с начала разработки - 325.4 тыс.т.
В связи с низкой продуктивностью большинства скважин, пробуренных на тюменскую свиту, в 1985 году было временно остановлено дальнейшее разбуривание площади, было решено ограничить проведение опытно-промышленной эксплуатации только в разбуренной части. В 1985 году в эксплуатации на тюменскую свиту находилось 52 скважины, годовая добыча нефти составила 231.8 тыс. т., с начала разработки - 791. 3 тыс. т.
В 1989 году составлена Технологическая схема разработ
Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Доклад по теме Некоторые былички о блуждающих огнях, сохраняемых населением Самарской области
Курсовая работа: Православие и русская православная церковь в истории отечественной культуры
Дипломная Работа На Тему Организация Работы С Историческими Источниками На Уроках Истории
Реферат: Анализ инвестиционной ситуации
Реферат Виды Спорта 5 Класс
Современная Тема Реферата
Курсовая работа по теме Портфельные матрицы
Курсовая работа по теме Инвестиционная политика России: современное состояние и перспектива развития
Реферат На Тему Організація Енергетичного Господарста
Курсовая работа по теме Взаимоотношения Великого княжества литовского и Руси
Влияние Условий Внешней Среды На Микроорганизмы Реферат
Законность В Государственном Управлении Реферат
Реферат По Развитию Футбола
Дипломная работа по теме Особенности оформления сделок купли-продажи с недвижимостью
Контрольная работа: Мониторы. Файловые системы
Сочинение На Тему Евгений Онегин 9
Курсовая работа по теме Особенности комплексных смысловых переводческих трансформаций при научно-техническом переводе
Арбитражный Управляющий Диссертация
Отчет По Практике Психология
Реферат: Защита прав потребителей.
Активные формы кислорода и антиоксидантная система - Биология и естествознание презентация
Анализ места национальной экономики Германии в мировом хозяйстве - География и экономическая география презентация
Влияние природных, политических, экономических и экологических факторов на размещение производительных сил - География и экономическая география реферат