Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.


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 И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра региональной и морской геологии
Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)
1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДНЕПРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.2 Состав и свойства пластовых флюидов
2.3 Этапы проектирования и разработки месторождения
месторождение нефтегазоносность пласт флюид
Борисов Е. П. выпускная квалификационная работа (магистерская диссертация) 62 л.текста, 16 табл., 12 рис., 16 источников, 1 прил.
ГАЗ, СКВАЖИНА, ЛОВУШКА, ПОДНЯТИЕ, СЕЙСМИЧЕСКИЙ ГОРИЗОНТ, КОЛЛЕКТОР, ПЕРСПЕКТИВЫ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ.
В работе рассмотрены общие сведения о районе Днепровского месторождения. Описана геолого-геофизическая характеристика месторождения. История и методы разведки и разработки. Произведен анализ геологической информации, существующей на данный момент. Изучены коллекторские свойства продуктивных пластов месторождения и сделаны выводы о перспективах нефтеносности.
АКШ(ФКД) широкополосный акустический каротаж с записью фазокорреляционных диаграмм
БКЗ - боковое каротажное зондирование
ВИКИЗ - метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований
ГГДИ - газогидродинамические исследования
ГИС - геофизические исследования скважин
ГКМ - газоконденсатное месторождение
НДС - налог на добавленную стоимость
Одним из перспективных направлений по приросту промышленных запасов газа в Краснодарском крае, являются понт-меотические отложения Тимашевской ступени. Залежи газа в этих отложениях связаны с бескорневыми складками уплотнения во II--VI песчаных горизонтах. Залежи обычно небольших размеров с запасами газа 100-800 млн. м3. В связи с относительно простой методикой выявления и небольшой (500-1100м) глубиной их залегания, разработка таких залежей. несмотря на небольшие запасы газа в них, рентабельна.
Основные перспективы понт-меотических отложений связаны с западной частью Тимашевской ступени, где газоносность их установлена на пяти площадях. Восточная часть Тимашевской ступени в связи с Фациальным изменением понт-меотических отложений и опреснением пластовых вод в них, по этим отложениям малоперспективна или бесперспективна.
Перспективы газоносности связываются практически только с отложениями понт-меотиса, однако на отдельных транзитных структурах, которые могут быть выявлены в пределах слабоизученной части Тимашевской ступени в зоне Приазовских плавней, отдельные поисковые скважины на понт-меотис целесообразно углубить до полного вскрытия осадочного чехла с целью одновременного изучения перспектив газоносности нижележащих отложений миоцена, олигоцена, эоцена и нижнего мела. Поэтому за нижнюю границу для горного отвода на Прим-Ахтарском участке принята подошва нижнего мела, залегающая в пределах участка на глубинах от 1800 до 3800 м.
Днепровское газовое месторождение расположено в Тимашевском районе Краснодарского края, в 7 км западнее ст. Днепровской. В непосредственной близости от Днепровского расположены Роговское и Гривенское месторождения.
Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности Днепровского месторождения.
В процессе достижения цели решались следующие задачи:
анализ всей геологической информации по Днепровскому месторождению.
анализ коллекторских свойств продуктивных пластов по петрофизическим данным.
В основу работы легли геологические, инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи геологической и гидродинамической информации, В основу работы легла имеющаяся на сегодняшний день геолого-геофизическая и промысловая информация, результаты геологической интерпретации, результаты интерпретации ГИС в скважинах, результаты специальных исследований керна, пластовой жидкости, гидродинамических исследований в скважинах.
Ближайшие населенные пункты - станицы Днепровская, Калининская, Роговская.
Вблизи месторождения проходит железнодорожная магистраль, которая через станцию Тимашевскую и узловую станцию Крымская связана с г. Краснодаром.
Основной водной артерией является приток реки Кубань - река Протока. Река судоходная на всем протяжении. Гидросеть района представлена каналами, плавнями, лиманами, протоками, ериками.
Основной культурой земледелия являются зерновые.
Климат района - умеренно континентальный, с мягкой зимой и жарким летом.
Обзорная схема района месторождения представлена на рисунке 1.
Днепровское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) в конце 1999 года.
Рисунок 1 - Обзорная карта района месторождения
1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДНЕПРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Днепровское месторождение расположено в центральной части Тимашевской ступени.
Стратиграфическое расчленение вскрытого разреза проведено по материалам бурения скважин на самом Днепровском месторождении с привлечением данных бурения по соседним площадям (Роговская, Тимашевская и др.)[1].
Сводный литолого-стратиграфический разрез приведен в приложении П.1.
Голоценовый ярус. Отложения яруса представлены аллювиально-лиманными и дельтовыми образованиями, состоящими из суглинков, желто-бурых глин с включением карбонатных стяжений толщиной до 15 - 20 м, ниже которых залегают пески с тонкими глинистыми прослоями.
Апшеронский ярус. В верхней части Азово-Кубанской свиты выделяется толща, имеющая апшеронский возраст. Это доказано результатами анализов керна, отобранных в скважине № 1 Тимашевской. В образцах керна найдены остракоды и моллюски.
Отложения сложены переслаиванием пачек песков и глин. Глины зеленовато-серые с карбонатными включениями. В подошве залегают желтые разнозернистые пески, местами с включением гальки. В разрезах Днепровской площади толщины апшерона не превышают 60 м.
Плиоценовые отложения входят в состав континентальной надпонтической серии, именуемой Азово-Кубанской свитой и распространенной в пределах платформенной части Западного Предкавказья. В нижней части свиты выделен киммерийский ярус, его перекрывает акчагыльский (куяльник) ярус (Nак).
На платформенной части Западного Предкавказья морские отложения акчагыла неизвестны. Здесь распространены лиманные отложения с куяльницкой фауной остракод и моллюсков.
Породы представлены чередованием пачек песков и глин толщиной от 5 до 20 м. Прослои песков мелко- и тонкозернистые, кварцевые, с карбонатными стяжениями, включением дресвы и лигнита.
Глины темно-серые и желто-бурые, песчанистые, местами известковистые. Толщина яруса на Днепровском месторождении составляет 410 - 430 м.
Породы киммерийского яруса представлены мощными пачками песков (от 20 до 50 м) серых, кварцевых, преимущественно мелкозернистых, неизвестковистых. В подошве нижней песчаной пачки преобладают разнозернистые пески, местами встречается конгломерат. Встречаются прослои алевролитов серых, крупнозернистых, слюдистых, а также пласты глин темно-серых, песчано-алевритовых. Толщина киммерийского яруса достигает 120 - 150 м.
Понтические отложения на Днепровском месторождении с размывом залегают на меотических.
Отложения понтического яруса в пределах рассматриваемой площади можно подразделить на три части - верхнюю, среднюю и нижнюю. Верхняя и нижняя части разреза представлены преимущественно глинами с прослоями алевролитов. Глины светло-серые, голубоватые, алевритистые, известковистые, плотные, слюдистые. Алевролиты серые, глинистые, слюдистые.
Общие толщины каждой из частей разреза от 40 до 50 м.
В средней части разреза выделяется песчано-алевролитовая пачка, отождествляемая со II горизонтом. Пачка сложена песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники светло-серые, желтоватые, мелкозернистые, кварцевые, слюдистые, слабоизвестковистые, глинистые. Алевролиты серые, слюдистые, глинистые. Толщина II горизонта понта по данным скважин № 1, 2, 3 не более 20 м[2].
Суммарная толщина понтических отложений в пределах площади изменяется от 110 до 130 м.
Меотические отложения сложены песками, песчаниками с подчиненными прослоями глин, алевролитов, мергелей и известняков-ракушечников. Залегают они с небольшим размывом на верхнесарматских отложениях.
В верхней части разреза выделяется IV горизонт толщиной 50 м (скважина № 1). Слагают его пески, песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевритистые, кварцево-глауконитовые, слабо сцементированные, неизвестковистые.
Встречаются прослои алевролитов серых, слабоглинистых, слабо известковистых и прослои глин темно-серых, плотных и песчано-алевритовых, неизвестковистых и слабо известковистых.
Перекрывают песчаники IV горизонта с размывом глины темно-серые, неизвестковистые, содержащие смешанную микрофауну понта и меотиса (скважина № 1).
Разрез нижней части меотических отложений Днепровского месторождения представлен мощной толщей (более 110 м в скважине № 1) песков и песчаников. Данная толща является V горизонтом. Сложен он песками и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, кварцево-глауконитовыми, слюдистыми, слабо сцементированными. Среди них встречаются тонкие прослойки глин темно-серых, песчанистых и глин аргиллитоподобных, серых, крепких, неизвестковистых с включениями гальки (скважина № 3).
V горизонт перекрывается пачкой глин с редкими прослоями алевролитов. Глины зеленовато-серые, слоистые, неизвестковистые. Алевролиты серые, глинистые, неизвестковистые.
Вскрытая толщина меотиса на площади более 150 м.
На Днепровском месторождении газоносность связана с V и IV горизонтами меотиса.
Газоносный бассейн, занимающий территорию западной части Западно-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени, в гидрогеологическом отношении изучен крайне неравномерно.
На Днепровском месторождении притоков пластовой воды при опробовании скважин не было получено.
В гидрогеологическом отношении разрез осадочной толщи, вскрытый бурением на Днепровском месторождении, можно разделить на три водоносных комплекса, принципиально отличных друг от друга:
- нерасчлененный плиоцен (киммерийский - куяльницкий ярусы);
- нижнеплиоценовый (понтический ярус);
- верхнемиоценовый (сарматский - меотический ярусы).
Область питания расположена в районах выходов понтического и меотического ярусов на дневную поверхность в районах предгорной части Большого Кавказа. Границы области разгрузки не установлены.
Сведения о водонапорном комплексе меотических отложений на Днепровском месторождении приведены в таблице 2.1.
Антропогеновые отложения на Днепровском месторождении толщиной 50 - 60 м относятся к зоне свободного водообмена, промываются атмосферными осадками и поверхностными водами и не выделяются в отдельный водоносный комплекс.
Водоносный комплекс нерасчлененного плиоцена, куда входят киммерийский и куяльницкий ярусы (более чем 500-метровая песчано-глинистая толща), которая является основным артезианским бассейном, снабжающим пресной водой почти всю равнинную территорию Краснодарского края.
В литологическом отношении куяльницкий ярус представлен чередованием песчаных и глинистых пород примерно в одинаковом объеме. В киммерийском ярусе преобладают песчаные разности.
Весь разрез нерасчлененного плиоцена насыщен пресными водами. Коллекторские свойства песчаных отложений - хорошие. Регионально выдержанные водоупоры отсутствуют и сообщаемость между отдельными пластами-коллекторами хорошая, что обуславливает установление зоны свободного водообмена по всему разрезу.
Общая минерализация вод изменяется в небольших пределах - от 0,6 до 3,0 г/л. Тип воды - гидрокарбонатно-натриевый, жесткость - 0,25 - 0,28 Боме, щелочность - 8 - 9 рН. Отмечается присутствие метана, сероводорода в небольших количествах. Дебиты воды, замеренные в скважинах, изменяются в пределах 100 - 200 м3/сут.
В водоносный комплекс верхнего миоцена входят меотический и сарматский ярусы. На Днепровском месторождении пластовые воды этих ярусов не изучены. Однако на соседнем с ним Роговском месторождении в скважине № 2 в IV меотическом горизонте выполнены гидрогеологические исследования в интервале перфорации 715 - 718 м. После двухступенчатого снижения уровня методом аэризации на 370 м от устья из скважины получена пластовая вода с расчетным дебитом 48 м3/сут.
Таблица 1.1 - Сведения о водонапорном бассейне меотических отложений
Газонасыщенность пластовых вод в бассейне
Начальное пластовое давление на ГВК
Промыслово-геофизические исследования на Днепровском месторождении проводились с целью получения полной информации об изучаемом разрезе. Параметры промывочной жидкости: удельный вес = 1,16 - 1,23 г/см3, вязкость - 30 - 45 сек, водоотдача - 10 - 15 см3 за 30 мин, удельное сопротивление раствора при температуре пласта (33 - 40 С) - 0,5 - 3,2 Омм[4].
Комплекс геофизических исследований представлен следующими видами каротажа:
- стандартный каротаж - градиент - (А2М0,5n) и потенциал- (N11М0,5А) зондами в масштабе глубин 1:500, сопротивлений - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см. Диаграммы использовались для корреляции и геологических построений;
-- боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводилось пятью последовательными градиент-зондами (L = 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м) и одним обращенным градиент-зондом (L = 2,25 м) в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Омм/см.
Данные БКЗ использовались для определения удельного сопротивления неизменной части пласта и зоны проникновения, а также с целью уточнения сопротивления глинистого раствора;
-- кавернометрия и профилеметрия (ДСК + ДСП) проводились в масштабе глубин 1:500 и 1:200 скважинным прибором СКПД-3. Масштаб записи кривых - 2 см/см. Данные использовались для определения диаметра скважины, выделения коллекторов, определения эффективных толщин;
-- микрозондирование (МК) выполнено аппаратурой АГАТ в масштабе глубин 1:200, кривых 1 Омм/см. Диаграммы использовались для выделения коллекторов и определения эффективных толщин;
-- боковой микрокаротаж (БМК) выполнен прибором АГАТ в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - 1 Омм/см совместно с записью диаграмм микрокаверномера (ДСБМК). Данные БМК использовались для детального расчленения разреза, определения эффективных толщин;
-- боковой каротаж выполнен приборами АГАТ и К-3 в масштабе глубин 1:200, сопротивлений - логарифмический и использовался для определения сопротивлений пласта;
-- индукционный каротаж проводился в масштабе глубин 1:200, сопротивлений 20 или 50 (мСим/м)/сек приборами АИК-М и АИК-5. По данным каротажа определялось сопротивление пластов;
-- акустический каротаж проводился аппаратурой СПАК-6 и АК-1. Масштаб глубин 1:200, кривой Т - 50 мк/м. Каротаж использовался для определения пористости пород;
-- гамма-каротаж (ГК) выполнен в масштабе глубин 1:500 и 1:200, кривой 1 мкР/час на 1 см приборами СРК и ДРСТ-3;
Данные ГК применялись при выделении пластов, определении глинистости пластов, уточнении литологии;
-- нейтронный гамма-каротаж (НГК) проводился в масштабе глубин 1:200, кривой ННГ - 0,1 усл.ед/см аппаратурой СРК.
Данные НГК использовались для уточнения положения ГВК;
-- нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) выполнен в трех скважинах (№ 1, 2, 3) скважинным прибором СР. Данные ННК-Т применялись для выделения газонасыщенных коллекторов, уточнения ГВК, оценки пористости коллекторов;
-- гамма-гамма каротаж (ГГКП) проведен также в трех скважинах (№ 1, 2, 3) аппаратурой РКС. По данным ГГКП проводилось литологическое расчленение разреза, выделялись газонасыщенные и плотные участки разреза, определялась пористость коллекторов.
Кроме перечисленного, проведены инклинометрия прибором КИТ во всех скважинах по всему стволу через 20 м и резистивиметрия в скважинах № 2, 3, 11 прибором К-3.
Весь комплекс ГИС выполнен Северо-Кавказской промыслово-геофизической экспедицией.
Анализ объема и качества выполненных работ показал, что качество материалов ГИС хорошее, редко - удовлетворительное.
На Днепровском газовом месторождении газодинамические исследования скважин на стационарных режимах фильтрации проводились в период с 1995 по 2011 годы. В ходе проведенных исследований выполнялись глубинные замеры пластовых и забойных параметров при различных режимах работы скважин, определение дебитов газа, расчет фильтрационных коэффициентов для составления уравнения притока газа к забою скважин.
Результаты газогидродинамических исследований скважин Днепровского месторождения представлены в таблицах 1.2-1.7 .
За анализируемый период (2007 - 2011 годы) специалистами филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» - ИТЦ для уточнения фильтрационно-емкостных характеристик призабойных зон пластов, депрессий и дебитов на различных режимах работы были проведены газодинамические исследования скважин № 1 и 3, разрабатывающих I и III поднятия соответственно. Также, для контроля разработки месторождения и определения режима разработки залежи (построения зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи) выполнялись ежегодные глубинные замеры пластовых параметров.
Скважина № 1 исследовалась дважды, в январе 1995 года и феврале 2011 года.
Первые исследования были проведены еще до начала опытно-промышленной эксплуатации.
В январе 1995 года в ходе первого испытания в интервале перфорации 759,0 - 762,4 м при создании депрессии на пласт 0,07 МПа получен максимальный дебит газа 34,50 тыс. м3/сут. Пластовое давление в середине интервала перфорации составило 7,50 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. В пределах создаваемых депрессий признаки выноса породы отсутствовали.
Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:
Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 117Ч10-15 м2.
В феврале 2011 года в скважине были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через штуцера 3,0; 3,5; 4,0 мм прямым и обратным ходом. При депрессиях 0,03 - 0,05 МПа дебиты газа составили 11,00 - 19,43 тыс. м3/сут., при этом выноса породы и жидкости не наблюдалось. На статике средний удельный вес смеси по стволу скважины составил 0,054 г/см3, что при данных термобарических условиях соответствует пластовому газу.
Таблица 1.2 - Результаты опробования и исследования скважины № 1
Таблица 1.3 - Результаты опробования и исследования скважины № 1
Величина пластового давления, замеренного на глубине 750,0 м и пересчитанного на середину интервала перфорации, составила 7,50 МПа. При существующей накопленной добычи газа значение пластового давления стремится к величине начального, что говорит о разработке залежи при жестком упруговодонапорном режиме.
Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:
Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 305,0•10-15 м2.
Увеличение проницаемости по сравнению с первоначальными исследованиями связано с очищением призабойной зоны от остатков бурового раствора в процессе эксплуатации скважины.
Технологический режим работы скважины на штуцере диаметром
4,0 мм при дебите газа 19,43 тыс. м3/сут и создаваемой при этом депрессии на пласт ?Р=0,05 МПа следует считать оптимальным.
II поднятие Скважина № 2 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в ноябре 1996 года. При создании дерепрессий на пласт от 0,01 до 0,21 МП дебит газа изменялся от 5,54 до 48,07 тыс. м3/сут соответственно. Выноса жидкости и признаков разрушения призабойной зоны в пределах создаваемых депрессий замечено не было. Величина пластового давления, замеренного на глубине 720,0 м, составило 7,48 МПа, пластовая температура - 37,0 °С. Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:
Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 349,0Ч10-15 м2.
Таблица 1.4 - Результаты опробования и исследования скважины № 2
Первичные исследования скважины № 3 было проведены до ее ввода в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1996 года. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,17 МПа, равнялся 109,5 тыс. м3/сут. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений составили соответственно: А = 0,0064 МПа2/(тыс. м3/сут.), В = 0,0002 МПа2/(тыс. м3/сут.)2. Пластовое давление, замеренное на глубине 805,0 м, составило 8,17 МПа. По коэффициенту А была определена проницаемость призабойной зоны пласта, оказавшаяся равной 911,0Ч10-15 м2.
В марте 2011 года после выполнения капитального ремонта были проведены исследования на стационарных режимах фильтрации через диафрагменный измеритель критического течения газа, смонтированного на факельной линии, на штуцерах 3,5; 4,0; 4,5 прямым ходом.
Перед проведением замеров было проведено шаблонирование насосно-компрессорных труб грузом диаметром 32 мм до глубины 790,0 м. При движении груза происходило постоянное изменение натяжения проволоки, что может быть связано с загрязнением ствола НКТ.
Для отбора глубинной пробы жидкости была спущена желонка, за 2 спуска извлекли 700 мл жидкости с песком. Проба была передана представителям ГП-1 Каневского ГПУ для проведения химического анализа.
На статике замер давления и температуры был проведен по интервалам: на буфере, на глубинах 300, 600, 700 и 790,0 м.
Удельный вес ГЖС в интервале 700,0-790,0 равен 1,026 г/см3. Согласно предыдущим проектным документам жидкость с таким удельным весом может соответствовать пластовой воде на Днепровской площади.
Уровень жидкости в скважине на статике находится на глубине
700,0 м. Пластовое давление, замеренное на глубине 790,0 м и пересчитанное на середину интервала перфорации, составило 8,24 МПа, пластовая температура - 33,0 °С.
Таблица 1.5 - Результаты опробования и исследования скважины № 3
Таблица 1.6 - Результаты опробования и исследования скважины № 3
Таблица 1.7 - Результаты опробования и исследования скважины № 11
При изъятии рабочего штуцера в штуцерной коробке обнаружен песок и частицы серого цвета. Присовокупив этот факт к тому, что при отборе глубинной пробы жидкости наблюдалось затрудненное движение желонки и, в пробе содержался песок, можно сделать вывод о возможном разрушении призабойной зоны и выносе частиц горной породы. Поэтому, во избежание создания аварийной ситуации при работе на режимах в атмосферу, было принято решение поднять глубинный манометр в лубрикатор для фиксации буферного давления.
Начальные устьевые давления на статике составили: Рбуф= 6,73 МПа, Рзатр = 5,68 МПа. Такая разница между буферным и затрубным давлениями при пластовом давлении, равном 8,17 МПа, говорит о возможном наличии жидкости как в насосно-компрессорных трубах, так и в затрубном пространстве.
Наличие столба жидкости в затрубном пространстве, противопесочного фильтра в интервале перфорации не позволяет рассчитать значения забойных давлений на режимах без глубинного замера, поэтому значения депрессий, коэффициентов фильтрационных сопротивлений, проницаемости призабойной зоны не определялись.
При исследованиях на режимах дебит варьировался от 7,98 до 9,96 тыс. м3/сут, при этом на штуцерах 4,0 и 4,5 мм наблюдался вынос пачек жидкости.
Наличие песка в штуцерной коробке и глубинной пробе жидкости после работы скважины на штуцере Ш=5,0 мм в коллектор указывает о возможном разрушении призабойной зоны. Для предотвращения образования песчаной пробки на забое, возможности подтягивания конуса воды рекомендуется снижение депрессии на пласт за счет уменьшения диаметра рабочего штуцера до 4,0 мм. При этом для удаления жидкости с забоя с целью установления стабильного режима работы скважины рекомендуется применение поверхностно-активных веществ.
Скважина № 11 исследовалась на стационарных режимах фильтрации в марте 2001 года на четырех режимах прямого хода. Максимальный дебит газа, полученный при создании депрессии 0,39 МПа, равен 31,68 тыс. м3/сут.
Уравнение притока газа к забою скважины имеет вид:
Проницаемость призабойной зоны пласта, рассчитанная по коэффициенту А, составила 261,0•10-15 м2. Величина пластового давления составила 8,00 МПа, пластовая температура - 37,0 °С.
Выноса воды или продуктов разрушения призабойной зоны пласта не отмечено.
В пределах Тимашевской ступени по данным бурения и сейсмических исследований выделяются два структурных этажа: верхний, сложенный породами антропоген-нижнемелового (аптского) возраста и нижний, представленный сильно, дислоцированными (углы падения до 90°) породами триас-нижне-средне-юрского возраста, который в пределах Скифской плиты, по-существу, является промежуточным (между осадочным чехлом и палеозойским фундаментом) комплексом.
На юге Тимашевской ступени и в пределах северного борта Западно- Кубанского прогиба между нижним и верхним этажами развиты отложения верхней юры, которые отделяясь несогласиями как от ниже, так и вышележащих отложений, представляют, по-существу, самостоятельный структурный этаж.
Отложения верхнего структурного этажа обшей толщиной от 2300м на севере участка до 4630 и на юге моноклинально погружаются под углом 1-2° в юго-западном направлении в сторону Западно-Кубанского прогиба.
Моноклинальное залегание понтмеотических отложений, с которыми в настоящее время связываются основные перспективы газоносности Тимашевской ступени, осложнено бескорневыми складками уплотнения (некомпенсированного осадконакопления), которые обычно развиты в кровле II, III песчаных горизонтов понта и IV, V, VI горизонтов меотиса. Образование таких складок связывается (И.П. Жабрев, 1956 г.) с резкими изменениями толщин песчаных горизонтов и неравномерным уплотнением песков и глин. Такие бескорневые складки уплотнения в этих отложениях широко развиты так же в пределах Западно-Кубанского прогиба, с которыми, как и на Тимашевской ступени, связаны ловушки структурного типа[4].
В настоящее время в пределах Тимашевской ступени сейсмическими исследованиями выявлено в отложениях понта и меотиса более 20 складок уплотнения, значительная часть которых разбурена. Размеры складок от первых сотен метров до 6x2 км, амплитуда 10-15 м. Форма небольших складок обычно куполовидная, крупных - бранхиантиклинальная.
Основная часть складок связана с подводными палеоруслами по которым, вероятнее всего, происходил основной снос терригенного материала с севера. В последующем при быстром заполнении их, происходило неравномерное накопление глин и песков.
На участках максимального развития песков при последующем неравномерном уплотнении осадков, образовывались бескорневые складки.
С целью поисков залежей газа в меотисе в 1996 году на II поднятии, расположенном в 1,5 км севернее I поднятия (скважина № 1), была пробурена скважина № 2, подтвердившая газоносность меотического горизонта.
В этом же году юго-западнее I поднятия с целью уточнения модели ловушек в IV и V горизонтах меотиса и оценки их перспективности пробурена скважина № 3, выявившая залежь газа в V меотическом горизонте
В 1997 году на III поднятии была пробурена эксплуатационная скважина № 11, которая не внесла существенных изменений в геологическое строение и размеры залежи III поднятия, при опробовании которой в интервале перфорации 822,5-825 получен приток газа.
Структурные карты представлены на рисунках 1.1-1.2
I поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, простирающуюся с севера на юг. Размеры залежи I поднятия (по контуру ГВК минус 747,0 м) равны 3,25 1,25 км. Высота залежи - более 8 м.
По материалам ГИС в скважине № 1 газоводяной контакт отбивается на отметке минус 747,2 м (глубина 764,4 м). Ниже залегает глинистый пропласток и далее с глубины 764,4 м выделяется водонасыщенный пласт.
Таким образом, для подсчета запасов газа ГВК принят на отметке минус 747,0 м. По типу залежь I поднятия является массивной.
Скважиной № 2, заложенной в сводовой части II поднятия, коллекторы IV меотического горизонта вскрыты в интервале 731,4-786,4 м (абсолютные отметки минус 714, 0-минус 769,0 м) при забое 800 м.
II поднятие представляет собой небольшую брахиантиклинальную складку. Размеры залежи по контуру ГВК минус 719 м составляют 1,3 0,6 км, высота залежи - более 5 м.
По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 2 расположен на глубине 736,2 м (абсолютная отметка минус 718,8 м). Для подсчета запасов газа по залежи II поднятия ГВК принят на отметке минус 719,0 м. По типу залежь массивная.
Залежь III поднятия связана со складкой уплотнения в V горизонте меотиса. Она вскрыта скважинами № 3 и 11. Обе скважины пробурены в сводовой части поднятия. Размеры залежи в пределах ГВК (минус 809,0 м) равны 1,9 1,5 км, высота более 10 м. В скважине № 3 по данным ГИС коллекторы V горизонта меотиса вскрыты в интервале глубин 815,8 - 846 м (минус 798,9-минус 829 м). Верхняя часть пачки по данным ГИС в интервале 815,8 - 826 м (минус 798,-минус 809,1 м) газонасыщена. При
Рисунок 1.1 - Структурная карта по кровле продуктивных пластов-коллекторов IV горизонта меотических отложений
Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле продуктивных пластов-коллекторов V горизонта меотических отложений
Рис 1.3 - геологический профиль по линии 1.1.
Рис 1.4 - Геологический разрез по профилю II - II
Рис 1.5 - Геологический разрез по профилю III-IIIРазмещено на http://www.allbest.ru
Рис 1.6 - Геологический разрез по профилю IV-IV
опробовании из интервала 817 - 819 м (минус 800,1-минус 802,1 м) получен безводный приток газа дебитом 42,3 тыс.м3/сут на штуцере диаметром 4 мм.
По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 3 вскрыт на отметке минус 809,1 м. Данная отметка ГВК для залежи III поднятия подтверждается и по результатам бурения и комплекса ГИС в скважине № 11, где ГВК выделяется однозначно на отметке минус 809,0 м.
Для подсчета запасов газа по залежи III поднятия положение контура ГВК принято на отметке минус 809 м. По типу залежь массивная.
Таким образом, на Днепровском месторождении по результатам опробования скважин и геофизическим исследованиям выделяются три газовые залежи на I, II и III поднятиях. Залежи газа I и II поднятий - в IV горизонте меотических отложений, залежь газа III поднятия - в V горизонте меотиса.
Геологические разрезы представлены на рисунках 1.3-1.6
Принятые положения ГВК по продуктивным пластам-коллекторам меотиса приведены в таблице 1.8.
Таблица 1.8 - Абсолютные отметки начального ГВК
2.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Коллекторские свойства продуктивного комплекса меотических отложений, изучались по данным лабораторных
Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Сайт для предприятия 'СБ-Комплект'
Реферат: Кругобайкальское восстание 1866 года
Реферат: Ветсанэкспертиза меда
Дипломная работа по теме Развитие самооценки у заикающихся детей старшего дошкольного возраста
Контрольная работа: СССР в 20-30 гг. Скачать бесплатно и без регистрации
Учет И Анализ Основных Средств Курсовая Работа
Доклады На Тему Маркетинговая Среда Фирмы
Курсовая работа по теме Бухгалтерський та фінансовий облік непрямих податків
Контрольная Работа На Тему Мониторинг Национального Развития Как Фактор Экономической Безопасности Государства
Как Сделать Сноски В Курсовой Работе Пример
Контрольная работа: Функция планирования в менеджменте. Требования, предъявляемые к управленческим решениям
Доклад: Рюмин Валерий Викторович
Сочинение по теме "Я была тогда с моим народом" А.Ахматова
Элементы Реферата
Солнце Как Источник Энергии Реферат
Облака Сочинение 2 Класс
Контрольная Работа Русский 11 Класс Егэ
Контрольная работа по теме Правовая охрана промышленных и потенциально опасных техногенных объектов
Реферат: по литературе: Ученицы 11 а класса
Организация Внеурочной Деятельности По Предмету Технология Курсовая
Ресничные и круглые черви - Биология и естествознание презентация
Ливан и Израиль - География и экономическая география презентация
Зарубежные модели бухгалтерского учета: Великобритания - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа