Анализ разработки Локосовского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ разработки Локосовского месторождения

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.


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.
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов
2.1 Анализ показателей разработки месторождения
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
2.3 Анализ выполнения проектных решений
3.2 Анализ методов борьбы с обводненностью
3.4 Технология проведения водоизоляционных работ с применением составов АКОР
4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ
4.1 Характеристика проектного решения по закачке АКОР в пласт
4.2 Методика расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
4.3 Характеристика проектного решения
4.4 Анализ чувствительности проекта к риску
Локосовское месторождение открыто в 1963 году, в промышленную эксплуатацию введено в 1976 на основании приказа ЦКР за № 241 от 21.04.75г.
В настоящее время месторождение разрабатывается территориально-производственным предприятием «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» на основании лицензии N“ ХМН 00509 НЭ от 22.04.97г.
Всего на разработку месторождения было составлено пять проектных документов.
“Технологическая схема разработки”, институт Гипровостокнефть, 1975 (протокол ЦК Миннефтепрома № 496 от 18.06.76г.).
“Уточненная технологическая схема разработки”, институт СибНИИНП, 1978 (протокол ЦКР № 598 от 17.05.78г.).
“Дополнение к технологической схеме разработки”, институт ТатНИПИнефть, 1985, (протокол ЦКР № 1208 от 25.06.86г.).
“Проект разработки Локосовского месторождения”, ОАО СибНИИНП (утвержден ТКР ХМАО 13.07.01г., протокол № 237).
«Дополнение к проекту разработки Локосовского месторождения», ООО НПО «СибТехНефть» (утвержден ТКР по ХМАО 11.03.04г., протокол № 468).
В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании двух последних проектных документов. Это «Проект разработки Локосовского месторождения» 2001г. и «Дополнение к проекту разработки» 2004г.
В «Проекте разработки» при проектировании за основу были приняты запасы нефти, утвержденные ГКЗ (протокол № 548-ДСП от 17.12.99г) категории ВС1 по пластам АВ2, БВ5 и БВ6 в сумме составившие: балансовые - 152809 тыс.т. извлекаемые - 54388 тыс.т., КИН - 0.356 и геологическая модель по состоянию изученности на 01.01.1997 года. В «Дополнении к проекту разработки» геологические запасы баланса РГФ по состоянию на 01.07.03г.
На балансе РГФ по состоянию на 01.01.05г. числятся балансовые (извлекаемые) запасы нефти категорий ВС1+С2 в количестве 166486 (57601) тыс.т, в т.ч. промышленных категорий ВС1 - 159178 (56021) тыс.т и категории С2 - 7308 (1580) тыс.т.
В эксплуатации находится 3 объекта разработки: АВ2, БВ5, БВ6. В 2001 году, для оценки добывных возможностей, начата добыча нефти из пласта ЮВ1.
Месторождение находится на завершающей стадии разработки
Проектный фонд реализован на 99%. Всего на месторождении пробурено 716 скважин (без учета водозаборных), из них 509 добывающих и 191 - нагнетательных.
С начала разработки из продуктивных пластов отобрано 42.7 млн.т нефти или 77.4% от НИЗ, текущий коэффициент извлечения нефти равен 0.268 при обводненности 93.8%. Добыча жидкости за историю разработки составила 181.5 млн.т, накопленный водонефтяной фактор равен 3.3.
В 2004 году добыто 409.4 тыс.т нефти, жидкости - 6547.3 тыс.т. Темп отбора от НИЗ - 0.7%, от ТИЗ - 3.2%. Дебит нефти - 5.7 т/сут, жидкости - 90.8 т/сут.
Проектный документ «Анализ разработки Локосовского месторождения» выполнен в департаменте разработки месторождений Лангепасского района Тюменского филиала ООО «КогалымНИПИнефть» по рекомендации ТО ЦКР Роснедра по ХМАО (протокол №634б от 27.04.05г.).
Целью данной работы является уточнение технологических показателей разработки эксплуатационных объектов и месторождения в целом без изменения принципиальных положений действующего проектного документа. Разработка программы геолого-технических мероприятий, направленная на достижение проектных уровней добычи и программы по сокращению фонда скважин неработающих категорий.
Анализ разработки выполнен на запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.05г.
В рамках «Анализа разработки Локосовского месторождения» представлены:
- анализ изменения геологического строения пластов и залежей, произошедшие с момента принятия проектного документа;
- анализ текущего состояния разработки по состоянию на 01.01.2005г.;
-анализ применения методов повышения нефтеотдачи пластов и их эффективности;
- анализ реализации проектных решений в области разработки, в области техники и технологии добычи нефти, в области охраны окружающей среды и недр;
- анализ выполнения проектных требований к системе сбора и подготовки нефти, к системе ППД, к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
- уточнены технологические показатели разработки объектов и месторождения в целом на период 2005-2024гг.;
- программа геолого-технических мероприятий, направленных на обеспечение запланированных уровней добычи нефти и сокращения фонда скважин неработающих категорий;
- технико-экономический анализ проектных решений.
Локосовское месторождение расположено на правом берегу реки Оби в 660км к северо-востоку от областного центра Тюмень и 75км восточнее г. Сургута.
Территория месторождения представляет собой слабо пересеченную заболоченную равнину, приуроченную к пойме реки Оби. Абсолютная отметка поверхности рельефа изменяются от +30 до +57м.
Гидрографическая сеть представлена рекой Обью и ее притоками Лангепас, Ган-Еган, Локосовской, Кондрашкиной, Ивашкиной и притоками Чумпас, Урьевский Еган, Лобановский Еган. Река Обь пересекает южную часть Локосовского месторождения, ее ширина достигает 1000-1500м. Заболоченная местность имеет много озер, моховых и осоковых болот, расположенных в пределах надпойменных террас с топкими пологими берегами. Такие озера и болота в зимнее время плохо промерзают и являются труднопроходимыми для транспорта.
Уровень грунтовых вод находится на глубине в пределах 0-6 метров. Надпойменная терраса реки Оби залесена, на песчаных почвах растут сосны, кедровник. По склонам встречается осина, береза. В пойменной части распространены рощи кустарников и луга.
Климат района резко континентальный с холодной, продолжительной зимой и теплым коротким летом. Температура в июле достигает +30°С и выше, а зимой снижается до -55°С, среднегодовая температура -3°С. Зимний период длится с ноября по апрель месяц. Снеговой покров имеет толщину 1.0-1.5м. Толщина льда достигает 80 см в р. Оби и крупных озерах. Таежные реки промерзают на 10-40см.
Коренное население (русские, ханты, манси) живет в поселках, расположенных по берегам р. Оби и ее притоков. Численность населения поселков небольшая, в основном не превышает несколько сот человек. Коренное население занимается охотой, рыболовством, звероводством, животноводством и лесоразработками. В последние годы значительная часть его участвует в освоении выявленных нефтяных месторождений (Локосовского, Западно-Сургутского, Ватинского, Мегионского и др.).
В административном отношении Локосовское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Разработка Локосовского месторождения осуществляется ТПП «Лангепаснефтегаз», базой которого является г. Лангепас, соединяющийся с месторождением бетонной автодорогой. Через г. Лангепас проходит железная дорога Тюмень - Нижневартовск, с Нижневартовском Лангепас связан автомагистралью. В непосредственной близости от Локосовского месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Сургут-Омск и в 35км западнее - газопровод Уренгой-Челябинск (рис. 1.1).
1.2 История освоения месторождения
Локосовское месторождение открыто в 1963г.
Первый подсчет запасов нефти и растворенного газа по пластам БВ5 и БВ6 Локосовского месторождения был проведен Главтюменьгеологией по состоянию изученности на 01.07.65г. по результатам бурения шести разведочных скважин (31Р, 32Р, 33Р, 37Р, 39Р, 198Р) и утвержден ГКЗ СССР (протокол №4739 от 01.12.65г.).
В течение последующих двух лет, для уточнения строения продуктивных пластов БВ5 и БВ6, положения контуров нефтеносности залежей и ввода месторождения в разработку, было пробурено еще 7 разведочных скважин (32Б, 35Р, 36Р, 40Р, 42Р, 43Р, 353Р).
Второй подсчет запасов нефти и растворенного газа по пластам БВ5 и БВ6 был проведен Главтюменьгеологией по состоянию изученности на 01.09.67г. по результатам бурения 13 разведочных скважин. Запасы по категориям В и С1 утверждены ГКЗ СССР (протокол №5271 от 25.10.67г.).
В промышленную эксплуатацию Локосовское месторождение введено в 1976г. на основании приказа ЦКР за № 241 от 21.04.75г.
На первом этапе месторождение разрабатывалось на основании технологической схемы, составленной институтом «Гипровостокнефть» в 1975г. (протокол ЦК Миннефтепрома № 496 от 18.06.76г.).
В техсхеме предусматривалось выделение двух эксплуатационных объектов БВ5 и БВ6, разбуривание по обращенной семиточечной системе с размещением скважин на экспериментальном участке по сетке 600*600м, на остальной части 700*700 м. На участке с разбуриванием скважин по сетке 600*600м предусматривалось проведение промышленного эксперимента по разработке данного участка месторождения фонтанным способом до обводненности 100% по БВ5 и 80% по БВ6.
В 1978г. институтом «СибНИИНП» была составлена уточненная технологическая схема разработки (протокол ЦКР № 598 от 17.05.78г.), которая предусматривала более ускоренные темпы разбуривания месторождения при сохранении ранее утвержденных положений. Разбуривание планировалось завершить в 1981 году.
В 1978г. в ходе разбуривания основных продуктивных горизонтов БВ5 и БВ6 была выявлена нефтеносность пласта АВ2. Залежь АВ2 разбуривалась по утвержденной Главтюменнефтегазом обращенной пятиточечной системе заводнения с расположением скважин по сетке 500*500 м.
Проектный фонд по уточненной технологической схеме предусматривался в количестве 339 скважин, в том числе 208 добывающих, 107 нагнетательных, 20 зависимых (резервных) и 4 контрольных, максимальный уровень отбора нефти 4.2 млн.т.
В 1980г. бюро ЦКР рассмотрело результаты эксперимента эксплуатации фонтанным способом опытного участка Локосовского месторождения (протокол № 886 от 04.12.80г.) и постановило:
проведение эксперимента в условиях ухудшенных коллекторских свойств продуктивного пласта считать нецелесообразным, т.к. скважины прекращали фонтанирование по пласту БВ5 при обводненности 30-40%, по пласту БВ6 - при 20%;
перевести добывающие скважины опытного участка на механизированный способ эксплуатации.
С 1979г. на месторождении наметилось отставание в отборе нефти и жидкости по сравнению с проектными цифрами. Анализ состояния разработки показал, что несоответствие проектных и фактических уровней добычи нефти обусловлено, в основном, сложившимися на месторождении весьма неблагоприятными условиями разработки, в том числе:
низкими темпами разбуривания (опоздание в четыре года);
неравномерным охватом заводнением объектов по площади;
опережением темпов освоения нагнетания.
Основным недостатком разработки месторождения являлась площадная система заводнения, которая применялась в условиях отсутствия надежного контроля и регулирования. Состояние техники и технологии разработки, обустройство месторождения не позволяли в достаточной степени управлять процессами вытеснения нефти водой.
Разбуривание месторождения завершилось в 1985г. Внешний контур нефтеносности к этому времени точно не был зафиксирован. В западной части залежи пласта БВ6 установлена зона слабой нефтенасыщенности и уточнена зона замещения пласта плотными породами.
Ко времени завершения эксплуатационного бурения, на месторождении было отобрано 39.7% от НИЗ, обводненность при этом составила 54%. Максимальный проектный уровень добычи нефти в объеме 4.2 млн.т достигнут не был, несмотря на ввод в разработку не предусмотренного проектом объекта АВ2. Закачка воды на отдельных участках была в 1.5-2.5 раза выше отобранных объемов жидкости. О перекачивании воды можно судить по текущему пластовому давлению: по объекту БВ5 - 23.04 МПа против 21.9 МПа первоначального, а по объекту БВ6 - 23.04 МПа против 22.0 МПа первоначального.
Объединением «Татнефть» была проведена оперативная переоценка запасов по состоянию на 01.07.85г. На основе уточненного геологического строения и анализа разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения в 1985г. институтом «ТатНИПИнефть» был составлен «Проект разработки Локосовского месторождения», утвержденный в качестве «Дополнения к технологической схеме разработки» 1978 года (протокол ЦКР № 1208 от 25.06.86г.).
Проектным документом рекомендовалось разбуривание приконтурной зоны пластов и организация законтурного заводнения. Законтурные скважины были намечены условно, их местоположение уточнялось в ходе разбуривания месторождения с учетом новых данных. Закачку воды в нагнетательные ряды предполагалось вести циклически в сочетании с переменой направления потоков. Для воздействия на отдельные линзы или застойные зоны блоковую систему заводнения дополнили уже действующими очаговыми скважинами. Исходя из фактического состояния разработки, объекты БВ5 и БВ6 предполагалось разделить на блоки 4-мя разрезающими рядами из:
уже действующих нагнетательных скважин;
добывающих, которые будут переводиться под закачку;
вновь пробуренных нагнетательных скважин.
С целью увеличения эффективности циклического заводнения с переменой направления потоков, предполагалось дополнительно разрезать блоки поперечными рядами нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины вне рядов предлагалось перевести в пьезометрические с последующим использованием их для добычи нефти. Данным проектным документом на объекты БВ5 и БВ6 предусматривалось бурение 220 скважин в т.ч. 150 добывающих и 70 нагнетательных.
При разбуривании объекта АВ2 рекомендовалась дальнейшая реализация обращенной пятиточечной системы заводнения по сетке 500*500 м и предусматривалось бурение 67 дополнительных скважин, организация законтурного или приконтурного заводнения в сочетании с внутриконтурным очаговым. По причине высокой зональной неоднородности и прерывистости коллекторов, при бурении непродуктивных скважин в зоне отсутствия коллектора или в водоносных зонах объекта АВ2, скважины при необходимости рекомендовалось углубить на объекты БВ5 и БВ6.
В дальнейшем институтом «ТатНИПИнефть» были составлены две дополнительные записки № 1 в декабре 1986г. и № 2 в марте 1987г., в которых были доработаны основные технологические показатели разработки Локосовского месторождения.
В 1997 году институтом «СибНИИНП» была выполнена работа по пересчету запасов нефти и растворенного газа и технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти по эксплуатационным объектам Локосовского месторождения.
Запасы были утверждены в ГКЗ РФ в 1999 году (протокол № 548-ДСП от 17.12.99г.).
В связи с этим возникла необходимость в составлении нового проектного документа на разработку месторождения.
В 2001г. ОАО «СибНИИНП» составлен «Проект разработки Локосовского месторождения», (утвержден ТКР ХМАО 13.07.01г., протокол № 237).
В 2004г. ООО НПО «Сибтехнефть» выполнено «Дополнение к проекту разработки Локосовского месторождения», утверждено ТКР по ХМАО, протокол № 468 от 11.03.04г.
В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании «Проекта разработки Локосовского месторождения» и «Дополнения к проекту разработки Локосовского месторождения», со следующими принципиальными положениями:
Выделено на месторождении три объекта разработки: АВ2, БВ5 и БВ6.
По объекту АВ2 линейная блоковая пятирядная система (сетка 500х500).
По объектам БВ5 и БВ6 линейная блоковая пятирядная система (сетка 600х600).
Общий проектный фонд месторождения составляет 726 скважин,
Проектный уровень добычи нефти - 460.1 тыс.т (2001 год).
Проектный уровень добычи жидкости - 8934.8 тыс.т (2002 год).
Перевести с горизонта на горизонт 269 скважин в эксплуатацию на нефть.
Дострел неперфорированных нефтенасыщенных пропластков в 48 скважинах.
Ремонтно-изоляционные работы в 80 скважинах.
Провести 3135 скважино-операций по физико-химическому воздействию на горизонты в течение 50 лет.
Перевести в ППД 145 добывающих скважин.
Перевести под закачку 8 скважин на объект АВ2 с нижележащих горизонтов.
Оптимизация режимов закачки путем ограничения приемистости в 28 скважинах.
Задействовать в циклическом заводнении 102 скважины.
- по проводке боковых стволов в 16 скважинах (АВ2 -7 скв., в т.ч. 6 скв. - с горизонтальным участком, БВ5 - 3 скв., БВ6 - 6 скв., в т.ч. 3 - с горизонтальным участком);
- на трех опытных участках рекомендованы технологии комплексного характера, обладающие потокоотклоняющим действием, а также способствующие доотмыву остаточной нефти. Это закачка следующих осадкообразующих систем в комбинации с эмульсионно-щелочными составами, растворителями и гидрофобизаторами:
1. Закачка водного раствора сульфата натрия, жидкого стекла, хлористого кальция и бутилцеллозольва. Последовательная закачка водного раствора карбоната натрия, жидкого стекла, хлористого кальция и кремнийорганического неионогенного ПАВ.
2. Закачка жидкого стекла, хлорида кальция, сульфанола и гидрофобизирующей кремнийорганической эмульсии.
3. Закачка нефтевытесняющей эмульсионно-щелочной композиции (сульфанол+гидроксид натрия), гидрофобизирующей кремнийорганической эмульсии и бутилцеллозольва.
· Снизить пластовое давление в зоне отбора к 2030 году по пластам: АВ2 до 15.3 МПа, БВ5 до 20.6 МПа, по БВ6 до 18.8 МПа.
Максимальный уровень добычи нефти (3.4 млн. т) был достигнут в 1982 году. Проектный фонд месторождения разбурен на 98.6%. Оставшийся фонд для бурения составляет 10 скважин: добывающая - 1, зависимых (резервных) - 9.
Месторождение находится на IV, завершающей стадии разработки.
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Локосовское месторождение расположено в Нижневартовском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Нефтеносность установлена в продуктивных пластах АВ2, БВ5 и БВ6, ЮВ11; в разработке находятся пласты АВ2, БВ5 и БВ6.
Первый промышленный приток нефти получен в 1963 году из скважины 37Р при испытании пласта БВ5 в интервале абсолютных отметок -2132.2-2141.2 м. Дебит нефти на 8 мм штуцере составил 119.3 м3/сут.
В период после подсчета запасов по состоянию на 01.01.1997 г. продолжались геологоразведочные работы в южной части месторождения. На участке работ пробурено 3 поисково-разведочные скважины (28П, 30П и 110П) и 13 эксплуатационных скважин, в том числе 3 горизонтально-направленные (821Г, 826Г, 827Г). Все вновь пробуренные поисково-разведочные скважины являются наклонно-направленными: удлинение на кровлю пласта БВ5 составляет по скважине 30П около 590.7 м, по скважине 110П около 91.4 м, по скважине 28П около 690.7 м. Скважина 110П пробурена за границей Локосовского лицензионного участка, на расстоянии 1.5 км от его южной границы. Все пробуренные поисково-разведочные скважины были испытаны. Пласт БВ5 опробован в скважинах 30П и 110П, пласт БВ6 - в скважинах 110П и 28П.
В северо-восточной части месторождения в 2001 году пробурена разведочная скважина 47Р, подтвердившая нефтеносность пласта ЮВ11.
Всего на 1.01.2005г. в пределах месторождения пробурено 719 скважин (с учетом поисково-разведочных скважин).
Пласт АВ2 приурочен к верхней части ванденской свиты и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтеносность пласта была установлена в 1977 году в процессе эксплуатационного разбуривания залежей пластов БВ5 и БВ6. На разведочном этапе эта залежь была пропущена в связи с тем, что большинство разведочных скважин вскрыли водонасыщенную зону пласта, а в продуктивных по материалам ГИС скважинах 32Р, 35Р, 37Р пласт не был испытан.
По результатам эксплуатационного бурения установлено, что нефтенасыщенность коллекторов пласта АВ2 контролируется структурным планом Локосовского поднятия и границами замещения. Резкая литологическая изменчивость и линзовидный характер залегания коллекторов обусловили сложный характер нефтеносности, в связи с чем в пределах месторождения выделяются три залежи, изолированные друг от друга зонами водонасыщенных коллекторов. Наибольшей по площади и запасам является основная залежь пласта АВ2. К югу от нее выделены небольшие залежи в районе скважины 647 и в районе скважины 138.
Основная залежь пласта АВ2 расположена в пределах центральной и северо-восточной частей Локосовского поднятия. Контуры залежи в основном контролируются структурным положением пласта. В пределах залежи выделено два участка, почти разделенных между собой заливообразной погруженной зоной.
На большей части залежи нефтенасыщенные коллектора подстилаются водонасыщенной зоной пласта. Чистонефтяная зона залежи вскрыта скважинами на 4-х небольших участках, связанных с отдельными локальными осложнениями структурного плана.
Гипсометрическое положение ВНК по данным ГИС прослеживается в интервале отметок -1720-1730 м. В плане контур ВНК характеризуется извилистыми очертаниями, что обусловлено, главным образом, глинизацией верхней части пласта до уровня водоносных коллекторов.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 20 м и составляют в среднем 4.5 м. В чистонефтяной зоне залежи среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта равно 10.7 м.
Размеры залежи в пределах установленного контура нефтеносности составляют 7.5*12.5 км, высота около 15 м. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая.
Залежь в районе скважины 647 расположена к югу от основной залежи и вскрыта 6 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м до 7.5 м, при средней 4.6 м. Поверхность ВНК в скважинах устанавливается на отметках -1719-1722 м.
Размеры залежи составляют 1.1*1.0 км, высота около 10 м. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая.
Залежь в районе скважины 138, расположенная к западу от залежи района скважины 647, выделена по трем скважинам. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 м до 2.7 м, средняя толщина составляет 1.6 м.
Подошва нефти в скважине 138 отмечается на отметке -1719.8 м, водонасыщенный коллектор в ближайшей скважине 138б залегает на отметке -1720.2 м. В южной части залежи ВНК погружается до 1722 м. Залежь водоплавающая, с размерами 1.0*0.5 км и высотой 7 м.
В пределах Локосовского месторождения нефтенасыщенные коллектора пласта имеют площадное распространение и представлены единой залежью.
В пределах залежи находятся 592 скважины (с учетом 110Р), их них в ЧНЗ - 395 скважин, в ВНЗ - 197 скважин. Водоносную зону пласта вскрыли скважины 31Р, 33Р и 11 эксплуатационных скважин.
По данным бурения и испытания разведочных скважин положение контура ВНК по пласту БВ5 при подсчете запасов было утверждено на отметках от -2156 м в северной и северо-западной частях (район скважин 36Р и 42Р) до -2161 м в южной и восточной частях залежи, что подтверждается большинством эксплуатационных скважин.
Нефтенасыщенные толщины пласта в зонах внутреннего контура (ЧНЗ) изменяются от 2.4 м (скв. 252, 1116) до 16.6 м (скв. 868), в скважине 110П - 17.6 м; в водонефтяной зоне (ВНЗ) - от 0.6 м до 14.4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составила 8.5 м.
В результате детальных сейсморазведочных работ по методике 2D Чумпасской СП 1/2002-2 в зоне сочленения Локосовского и Чумпасского лицензионных участков уточнилось геологическое строение северо-восточной части залежи.
По результатам работ c/п 19/96 АО «Татнефтегеофизика» на южной части месторождения за границами Локосовского лицензионного участка закартирована Мысовая структура (район поисково-разведочной скважины 110П), раскрывающаяся в северном направлении. Обобщение данных сейсморазведочных работ и бурения показало, что залежь пласта БВ5 Локосовского месторождения не ограничивается рамками только Локосовского поднятия, а распространяется за границу лицензионного участка на Мысовую и Восточно-Локосовскую структуры. Изменение геометрии залежи в южной ее части подтверждено бурением скважин 30П и 110П, вскрывших нефтенасыщенные коллекторы на абсолютных отметках -2156.5 и -2138.2 м, соответственно.
Скважина 30П вскрыла водонефтяную зону пласта. При испытании пласта в интервале перфорации 2796.5-2798.5 м (абс.отм. 2154.3-2156.0 м) получен смешанный приток с дебитами по нефти - 3.3 м3/сут, по воде - 96.7 м3/сут, обводненность составила 97%. Однако, по результатам интерпретации ГИС нефтеносность пласта в скважине отмечается до отметки -2161.8 м, а кровля водонасыщенных коллекторов установлена на отметке -2162.6 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 6.7 м.
По данным ГИС пробуренных в районе 30П эксплуатационных скважин положение ВНК отбивается на отметках -2160-2165 м.
В скважине 110П, пробуренной в своде Мысовой структуры, при испытании пласта в интервале 2281.0-2300.0 м (абс.отм. 2139.7-2158.5 м) получен промышленный приток нефти дебитом 75.0 м3/сут на 6 мм штуцере. По данным ГИС скважина вскрыла зону внутреннего контура нефтеносности с подошвой нефтенасыщенного коллектора на отметке -2157.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине составляет 17.6 м.
По результатам бурения и ввода в эксплуатацию скважины 28П уточнилось строение залежи в юго-восточной части месторождения. Нефтеносность пласта в скважине по ГИС установлена до отметки -2160.9 м, нефтенасыщенная толщина составила 11.8 м.
В пробуренных на этом участке в 2005 году эксплуатационных скважинах пласт нефтенасыщен до подошвы, за исключением скважины 688, где вскрыт ВНК на отметке -2159.9 м.
Среднее положение водонефтяного контакта залежи принято на отметках от -2161 м на севере до -2159-2164 м в южной части.
Таблица 1.3.1 Результаты испытания поисково-разведочных скважин
Особенности геологического строения, толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности
Геологическое строение пластов АВ2, БВ5, БВ6, как основных нефтесодержащих объектов в разрезе неокома, и пласта ЮВ11 на Локосовском месторождении представлено по данным комплекса геофизических исследований скважин, изучения кернового материала и результатов опробования скважин (таблица 1.3.3).
Опорными для корреляции геофизических характеристик разрезов скважин являются маркирующие горизонты - реперы, преимущественно, глинистые пласты и пачки. Устойчивым репером для пластов группы АВ являются глины кошайской пачки алымской свиты.
Пласт АВ2 стратиграфически приурочен к верхней подсвите ванденской свиты и характеризуется существенной литологической неоднородностью по площади и по разрезу.
В принятых границах пласт имеет общую толщину от 14.0 до 37.6 м при средней - 26.5 м. Характеризуется невысокой песчанистостью, коэффициент песчанистости - 0.32. При этом эффективные толщины изменяются от 0.6 до 21.4 м, средняя по пласту составляет - 8.5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 4.5 м, при интервале изменения от 0.6 до 20 м. Коэффициент расчлененности по пласту составляет 4.4 (таблица 1.3.4).
Коллекторы пласта АВ2 представлены песчаниками серыми и буровато-серыми, мелко-, среднезернистыми, слабоалевритистыми, с включением аргиллитов. Структура алевро-псаммитовая, текстура ориентированная, местами линзовидная. Обломочный материал средней отсортированности, составляет 70-90%. Преобладающий размер зерен 0.15-0.22 мм, вниз по разрезу увеличивается до 0.2-0.3 мм. Породообразующие минералы кварц, полевые шпаты, обломки пород и слюда. Состав обломков пород серицит - кварцевый и эффузивный.
Продуктивная часть пласта керновым материалом изучена недостаточно, поэтому средние значения по керну непредставительны.
По геофизическим данным фильтрационно-емкостные свойства исследованы по 3185 определениям из 626 скважин. Пористость изменяется в диапазоне от 18.8 до 25.6%, при среднем значении коэффициента пористости - 22.6%. Проницаемость варьирует в интервале от 1 до 1950*10-3мкм2, при среднем значении - 354*10-3мкм2. Нефтенасыщенность исследована по 872 определениям из 477 скважин. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 51%, интервал изменения от 35 до 77.5% (таблица 1.3.5).
Геологический разрез пластов представлен на рис. 1.3.
Рис. 1.3 Геологический разрез пластов Локосовского месторождения
Таблица 1.3.3 Результаты испытания поисково-разведочных скважин
Таблица 1.3.4 Характеристика толщин и параметров неоднородности продуктивных пластов
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Пласт АВ2 характеризуется неоднородностью по проницаемости (таблица 1.3.4). Пределы распределения проницаемости по данным геофизических исследований скважин следующие: пропластки с фильтрационными свойствами до 10*10-3мкм2 составляют 32%; с интервалом проницаемости от 10 до 50*10-3мкм2 - 23%; проницаемость от 50 до 200*10-3мкм2 имеют 18% пропластков и от 200 до 500*10-3мкм2 - 11%, более 500*10-3мкм2 - 16%.
Пласты БВ5 и БВ6 стратиграфически относятся к нижней подсвите ванденской свиты, которая сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями, представленными ритмичным чередованием песчано-алевролитовых пластов и глин.
В качестве реперов в разрезе неокома использовались пласты тонкоотмученных глин, отличающиеся по материалам ГИС наиболее низкими pп. Такие глины присутствуют, в основном, над пластами группы БВ, имеют широкое площадное распространение, практически без изменения облика по ГИС.
Пласт БВ5 литологически выдержан по площади. Характер изменения общей толщины пласта от 9.8 до 25.6 м, среднее значение - 17.9 м. Коэффициент песчанистости в среднем по пласту составляет 0.61. Эффективные толщины изменяются от 2.4 до 19.6 м и в среднем составляют 11 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 8.5 м при изменении по площади пласта от 0.6 до 16.6 м. Разрез пласта представлен пропластками в количестве от 1 до 14, коэффициент расчлененности составляет 3.6 (таблица 1.3.4).
Коллекторы пласта представлены мелко-среднезернистыми песчаниками серого и светло-серого цвета. Нефтенасыщенные разности имеют буроватый оттенок. Структура песчаника псаммитовая. Обломочный материал составляет 70-90% от объема породы, цемент - 3-5%. Размеры обломков от 0.05 до 0.5 мм, преобладают 0.1-0.3. Отсортированность материала средняя, обломки угловатой формы.
По составу обломочный материал представлен полимиктовыми
Анализ разработки Локосовского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Спеціалізований арифметико-логічний пристрій комп’ютера (АЛП) для виконання операції віднімання
Доклад по теме Анализ, оценка и выбор пользователем пакетов прикладных программ для автоматизации своей деятельност...
Реферат: "Фауст" Иоганна Вольфганга Гете. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Курсовая: Экономическое обоснование организации сборочного цеха
Эссе Зачем Человеку Нос
Реферат На Тему Погрешности Измерений Метрология
Реферат Гоголь Жизнь И Творчество
Курсовая Работа На Тему Аренда И Лизинг Как Формы Хозяйствования И Лучшего Использования Капитала
Дипломная работа по теме Особливості застосування газових та аерозольних вогнегасних засобів
Отчет по практике по теме Управление персоналом в государственном учреждении
Курсовая работа: Оценка уровня развития персонала ООО "Алькон-М"
Плач Ярославны Сочинение Кратко
Реферат: Fahrenheit 451 By Ray Bradbury4 Essay Research
Сочинение Наедине С Осенью
Курсовая Работа На Тему Экономическая Система
Сочинение по теме Д.Б. Эльконин. Психология игры
Реферат: Differences And Similarities Of Liberalism Essay Research
Сочинение Егэ 2022 В Новом Формате
Курсовая работа по теме Динамические структуры данных: дек
Курсовая Работа Организация Предприятия
Економічна сутність необоротних матеріальних активів - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Рекреаційна географія - География и экономическая география реферат
Обмен белков, жиров и углеводов - Биология и естествознание презентация