Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении

История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации.


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.

Министерство образования Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования.
Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
В Курсовом проекте «Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении» представлена история разработки и освоения Приобского месторождения, геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов.
В данном проекте рассмотрим работу скважин оборудованных УЭЦН отечественного производства и импортного марки REDA, проведем сравнительный анализ эффективности работы скважин с данным оборудование; проведем анализ воздействия на нефтеносные пласты проведение гидравлического разрыва пластов, как основного метода интенсификации.
В экономической части будут отражены основные технико-экономические показатели Дирекции по обустройству месторождений нефти и газа, рентабельность проведения ГРП.
В курсовом проекте осветим вопрос экологичности и безопасности, рационального природопользования и природоохраны, состояние окружающей среды уникального Приобскоого месторождения.
1.1 О бщие сведения о месторождении
Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и испытания скв 151, в которой получен приток нефти дебитом 14,2 м 3 /сут. Месторождение удалено на 65км к востоку от г. Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от г. Нефтеюганска.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области и судоходна весь навигационный период с конца мая по октябрь. На территории района имеется большое количество озер, наиболее крупные из которых оз. Олевашкина, оз. Карасье, оз. Окуневое и др. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года январь (среднемесячная температура -19.5град.С). Абсолютный минимум -52град.С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17град.С), абсолютный максимум +33 град. с. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжает лежать до начала июня. Мощность снежного покрова от 0.7м до 1,5-2м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, их температура постоянная и близка к 0 град. С.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район) до 180-220 м (Лянторское месторождение). Мощность MMП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, является города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Пойковский, Селиярово, Сытомино, Лемпино и др.
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. В пределах Ханты-Мансийского района, где расположено месторождение, разрез в целом довольно однотипен и на разных участках отличается только в деталях, поэтому при характеристике его строения использовались и данные по соседним площадям (Салымской, Приразломной). Разрез месторождения состоит из четырех литологических систем - Доюрской, Юрской, Меловой, Четвертичной.
Доюрская система залегающая, по данным сейсморазведки на глубинах 3200-3300 м, состоит из консолидированного фундамента и промежуточного комплекса, включающего в этом районе среднепалеозойские и триасовые образования. Образования фундамента представлены гранит-порфиритами, кварцевыми порфиритами, туфогравелитом пестрым, гравелитом серым, опесчаненным, крепким, кварцевым. Кварцевые порфиры светло-серые, порфириты темно-зеленые, очень крепкие, участками хлоритизированные, разбитые трещинами, которые заполнены кристаллическим карбонатом. Промежуточный комплекс пород представлен метаморфизированными известняками девонского и каменноугольного возраста и различного рода эффузивными породами триаса. Вскрытая мощность доюрских образований составляет 10-96 м.
Юрская система отложений рассматриваемого месторождения состоит из трех свит - Тюменской, Абалакской, Баженовской.
Тюменская свита залегает в основании платформенного чехла и перекрывается верхнеюрскими отложениями. Свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей. В целом отложения тюменской свиты можно разделить на три части. В составе нижней преобладают песчаники. Средняя подсвита характеризуется преобладанием глинистых пород над песчаными разностями и повышенной углефикацией разреза. В разрезе верхней подсвиты, особенно верхней ее части, преобладают песчаники и алевролиты. Отложения тюменской свиты вскрыты в пределах Приобского месторождения на глубинах 2806-2973 м. Вскрытая толщина свиты изменяется от 41 до 448 м.
Абалакская свита представлена темно-серыми, почти черными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми, глауконитовыми с остатками раковин пелиципод, рострами белемнитов, образовавшимися в условиях нормального морского режима. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты. Толщина свиты 17-32 м.
Баженовская свита сложена в основном аргиллитами темно-серыми, почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми с очень подчиненным значением известняков и мергелей. Для разрезов свиты характерна следующая закономерность - в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней черные, а в нижней карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленного растительного детрита и фауны аммонитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтальное и кровля ее четко фиксируется на Приобской площади, мощность свиты составляет 26-38 м.
Меловая система на территории Приобского месторождения развита повсеместно и представлена двумя отделами нижним и верхним. Нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и xанты-мансийской свитами. Верхний отдел представлен верхами ханты-мансийской свиты, континентальными отложениями уватской и морскими отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части. Непосредственно на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка темно-серых, почти черных аргиллитов (подачимовская). Аргиллиты этой пачки слабоалевритистые, слюдистые, известковистые, прослоями битуминозные. Толщина подачимовской пачки не более 20 м. Выше залегает ачимовская толща, представленная обычно довольно сложным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включением углистого детрита. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию и в разрезе имеют линзовидный характер залегания. Толщина ачимовской толщи до 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, иногда известковистыми, содержащими прослои песчаников и алевролитов. На плоскостях наслоения отмечается обугленный растительный детрит.
Викуловская свита характеризуется присутствием обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на Приобском месторождении колеблется от 264 м на западе до 26 м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структуры, максимальные к погруженным.
Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней песчано-алевритовые. Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые, с прослоями глин. Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений ханты-мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 до 306 м.
Уватская свита сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых, песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных, зеленовато-серых и темно серых. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря, встречаются единичные фораминиферы. Толщина свиты изменяется от 283 м на западе до 301 м на востоке.
Кузнецовская свита сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фауна фораминифер и пелиципод. Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49м до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения.
Атлымская свита сложена песками серыми мелко и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, алевритистых. Толщина свиты составляет 50-60 м.
Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые тонко и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевриты серые, коричневато-серые с включениями обломков древесины и прослойками угля. Толщина свиты до 80 м.
Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 170 м.
Четвертичная система представлена в нижней своей части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями. В верхней части болотные и озерные отложения: торф, ил, глины, суглинки и супеси. Для четвертичных отложений характерна пресноводная фауна. Толщина отложений свиты 70-100 м.
Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зональные репера), так содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.
При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7. Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2 и АC12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.
Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологический экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются oт 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м^3/сут до 7,5 м^3/сут при Hд=1327 м. Размеры литологический экранированной залежи составляют 25,5х7,5 км, высота 126 м.
Залежь АС12/3 в районе скв.241 вскрыта на глубинах 2640-2707м и приурочена к Ханты-Мансийскиму локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м^3/сут. Размеры залежи 18х8,5 км, высота 70 м. Тип - литологический экранированный.
Залежь пласта АС12/3 в районе скв.234 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Нефтенасыщенные толщины, как и в предыдущих залежах, максимальные на востоке 6 м и минимальные на западе 1 м. В скв.234 при испытании интервала 2646-2656 м получен приток нефти 13.9 м^3/сут нефти при Hд=1329 м. Размеры залежи 8,5х4 км, высота 40 м, тип - литологический экранированный.
Залежь АС12/3 в районе скв.15 вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Нефтенасыщенные толщины но ГИС изменяются от 0,4 м до 6,5 м. Размеры литологический экранированной залежи 11,5х5,5 км, высота до 28 м.
Залежь в районе скв.420 вскрыта на глубине 2732-2802м, Нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Размеры литологический экранированной залежи 5х4 км, высота 70м.
Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Дебиты нефти изменяются от 1 м3/сут при динамическом уровне до 26 м3/сут на 6 мм штуцере (скв.235). Размеры литологический экранированной залежи 45х25 км, высота 176 м.
В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7.5х7 км, высотой 7 м) и в районе скв.330 (11х4,5 км, высотой 9м). Обе залежи литологический экранированного типа.
Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41х14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 м^3/сут при динамических уровнях до 48 м^3/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв.331, размеры ее 5х4,2 км, высота 21 м. Дебит нефти 2,5 м^3/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.
Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АCll/1, АCll/2, АCll/3, АС11/4. Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78.6 м в скв.246). На юго-востоке (скв.151) этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части (скв.262) - пластом АCll/3, на севере (скв.246-247) - пластом АС11/2-4. Выделено 8 небольших по размерам и площадям отдельных залежей в пласте АС12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая: в районе скв.246(7х4,6 км), 247(5х4,2 км), 251(7х3,6 км), 232(11,5х5 м), 262(4,5х4 км), 271(14х5 км), 151(5,1х3 км) и 293(6,2х3,6 км). Дебиты в диапазоне от 0.4 (скв.252) до 25.5 м^3/сут (скв.246) при динамических уровнях 801-1284 м.
Основная залежь АCll/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводовой части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48х15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м^3/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м^3/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв.151 (5х3,2 км, высотой 7м).
Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8х5,5 км, вторая 4,7х4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа, имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м^3/сут при динамическом уровне.
Горизонт АС10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0.
Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологический экранированный, размеры 31х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированы в районах скважин 243(8х3,5 км) и 295(9,7х4 км). Нефтенасыщенные толщины 1,6-8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 м^3/сут при динамическом уровне 1248 м.
В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38х13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 при динамическом уровне 1064 м до 6,4 м^3/сут переливом на 2 мм штуцере. В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический экранированные залежи небольших размеров(6х4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км.
Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АC10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридионального простирания.
Залежь АС10/0 в районе скв.242 литологический экранированная. Дебиты нефти составляют 4,9-9 м^3/сут при динамических уровнях 1261-1312 м. Размеры 15х4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв.239 размерами 9х5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 м^3.сут. В районе скв.180 литологический экранированная залежь размерами 6,2х4,5 м. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25,9 м^3/сут при динамическом уровне 1070 м.
Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.
В районе скв.290 залежь АС9 вскрыта на глубинах 2473-2548 м. Размеры залежи 16,1х6 км, высота до 88 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составили 1,2-4,75 м^3/сут при динамических уровнях 1382-1184 м. На востоке месторождения выявлены три небольших (6х3,6 км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Все залежи литологический экранированные.
Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.
Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м^3/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины от 0,8 до 7,8 м. Размеры залежи 46х8,5 км, высота 91 м.
Залежь пласта АС7 в районе скв.331 вскрыта на глубинах 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. Размеры залежи 17х6,5 км, высота 27 м. Тип литологический экранированный. Меньшие по размерам литологический экранированные залежи (в районах скв.290, 230, 243, 255) имеют площади от 19 км^2 до 36 км^2, нефтенасыщенные толщины 1,2-3,6 м. Дебиты нефти от 1,5 до 5,3 м^3/сут.
Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018км^2), минимальную (10 км^2) - залежь в пласте АС10/1.
2.3 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов
Для продуктивных пластов неокомского возраста Приобского месторождения характерны следующие общие черты:
1.Состав алеврито-песчаных пород аркозовый, кварцполевошпатовый.
2. Поровый, пленочный, порово-пленочный цемент, по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый.
3. Преимущественно мелкозернистый гранулометрический состав песчаников.
Горизонт АС12 представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин. Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%.
В обломочной части пород коллекторов горизонта АС12 наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми шпатами (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное содержание каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%.
Породы-коллектора пласта АС12/3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14 (Крср=5). Средневзвешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм^2, остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%.
Породы-коллекторы пласта АС12/1-2 как известно занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Коэффициент расчлененности увеличивается с повышением величины эффективной толщины пласта и изменяется в пределах от 1 до 33 (Крср=10).
В распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по пласту АС12/1-2 наблюдается определенная зональность. На востоке отмечается зона коллекторов с наилучшими ФЕС (Кп более 19% и Кпр более 10мД) по залежи, для которой характерны и повышенные дебиты нефти вплоть до фонтанов. В следующей за ней зоне преобладают коллектора с пористостью от 17,5 до 19% и Кпр 1-7мД, дебиты изменяются от 2 до 5 м^3/сут. Последняя зона характеризуется Кпр 1мД и Кп 17.5%,дебиты в этой зоне не превышают 2 м^3/сут при динамическом уровне.
Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм^2, остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенность 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5%.
В целом для пласта АС12/1-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала.
Пласт АС12/0 имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25 (Крср=7). Коллекторские свойства пласта АС12/0 имеют тенденцию улучшатся в восточном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм^2, остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%.
В целом ФЕС коллекторов пласта АС12 близки между собой, при этом коллектора пласта АС12/3 обладают пониженными значениям.
Горизонт АС11 на Приобском месторождении как известно представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации. Формирование пород-коллекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13. Связь Кп с эффективной толщиной отсутствует. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14, составляя в среднем 5. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1 м - 79,4%.В отличие от горизонта АС12 содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный Кодн=1,66,лучше отсортированность пород. По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%) над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%) и слюды (0,6%). Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015 мкм^2, остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%.
Коллекторы пласта АС11/1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы cевеpo-восточного простирания. Коэффициент расчлененности пласта АС11/1 колеблется в пределах от 1 до 14, а среднее его значение равно 8. Для этого пласта также характерно наличие более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1 м - 54,3%.
В распределении ФЕС пластa АС11/1 по площади намечается тенденция улучшения коллекторских свойств в северо-восточном направлении. В ряде скважин, пробуренных на северо-востоке, встречаются прослои (зоны) рыхлых песков мощностью до 9 м. Вероятно, залежь пласта АС11/1 формировалась в несколько этапов и такие зоны разуплотнения должны иметь место в ряде других скважин. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют от 17,7 до 22,З%, проницаемости от 2,2 до 0,0076 мкм^2, остаточной водонасыщенность меняется от 26,8 до 42,6%, карбонатность от 1,6 до 4,6%. Горизонт АС11 перекрывается довольно мощной пачкой глинистых отложений до 30 м.
Горизонт АС10 сложен чередованием песчаников и алевролитов с глинистыми прослоями. Отмечаются единичные слойки и линзочки глинистого материала, подчеркивающие тонкую резкую горизонтальную слоистость. Породы - коллектора горизонта АС10 присутствуют в пределах центральной зоны, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а также к юго-западному крылу структуры.
Коллектора пластов АС10/1 и АС10/2-3 в восточной и центральной частях формировались на относительно выровненной территории в условиях мелководной зоны рельефа. По сравнению с пластом АС11/1 здесь были, по-видимому, еще более мелководные условия осадконакопления.
Породы - коллектора пласта АС10/2-3 наблюдаются в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64 м, эффективная 0,8-15,6 м, коэффициент песчанистости 0,11-0,6, Кпесср=0,38. Вероятно в этой залежи в восточном направлении, по аналогии с пластом горизонта АС12, должны возрастать ФЕС коллекторов и наблюдаться укрупнение обломочного материала. По-видимому, песчаные тела пласта АС10/2-3 на западных участках сформированы тремя турбидитными потоками, прослеживаются по максимальным значениям эффективная мощность Hэф и коэффициент песчанистости Кпес. В целом для пласта АС10/2-3 коэффициент песчанистости составляет 0,31, коэффициент расчлененности - 7, пористость - 17,7%. По гранулометрическому составу пласт представляет собой не отсортированные разности (алевритовой и песчаной фракции менее 50%).
Коллектора пласта АС10/1 тяготеют к центральной части площади Приобского месторождения и занимают практически ту же территорию, что и отложения пласта АС11/1 с небольшим смещением границ коллекторов на запад. Эффективная толщина пласта АС10/1 колеблется от 0,4 до 11,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,08-0,7 (Kпесср=0,30), коэффициент расчлененности - 4. Породы-коллекторы представлены пропластками менее 1м - 74,5% и только 1% приходится на пропластки мощностью более 4 м. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют 19,9-22,6%, проницаемости 0,0022-0,0231 мкм^2 , остаточной водонасыщенности 25,5-34,6%, карбонатности 1,3-2,1%. Коллектора представлены крупнозернистыми алевролитами (алевритовой фракции60,7%).
Коллектора пласта АС10/0 представлены субмеридионально вытянутыми линзами. Общая толщина пласта колеблется в небольших пределах 5,6-14 м с увеличением значений параметра в северном направлении. Изменение эффективной толщины незначительно от 1,6 до 4 м. Коэффициент песчанистости повышается в южном направлении от 0,13 до 0,46 (Кпесср=0,27), расчлененность составляет 4. Пористость пласта 17,5%, карбонатность 2,7%. Покрышка над горизонтом АС10 представлена пачкой глинистых пород, толщина которой изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.
Песчано-алевритовые породы пласта АС9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественн
Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение Рассуждение На Тему Лучший Друг
Реферат по теме Структура Лицея как пример экологической популяции
Примеры Эссе По Математике
Реферат по теме "В начале было Слово..."
Дипломная работа по теме Банковский вексель
Контрольная Работа Задание 1
Дипломная Работа Нумерация Страниц
Ответ на вопрос по теме Этнопсихология и этнография
Реферат На Тему Обзор Методов Обработки Естественного Языка В Задачах Дистанционного Обучения
Реферат: Специалист
Реферат: Religious Fanaticism Essay Research Paper In Molieres
Контрольная Работа 1 10 Класс Английский Язык
Курсовая работа: Анализ процесса взаимодействия сплава АЛ11 с газами
Отчет По Практике Социального Педагога
Реферат по теме Сетевая этика
Контрольная Работа По Теме Многообразие Химических Реакций
Реферат по теме Політична географія як складова частина СЕГ
Реферат по теме Нить судьбы и нить милости: еврейский и греческий взгляды
Контрольная работа: Цитология и гистология
Цветаева Второе Путешествие Сочинение 8 Класс
Геном человека и окружающая среда - Биология и естествознание реферат
Заполнение баланса, способы группировки объектов бухгалтерского учета - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Вегетативное размножение кустарников - Биология и естествознание реферат