Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.


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
Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов
Черникова Александра Андреевна. Дипломная работа "Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов".
Дипломная работа изложена на 65 страницах печатного текста и включает в себя введение, основную часть, 5 глав, заключение, список используемой литературы, содержащий 10 источников, и 9 приложений. Работа содержит 10 рисунков, 10 таблиц.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, МЕТОДЫ ПОВШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА.
Дипломная работа посвящена анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, применяемых на Тагринском месторождении Тюменской области. В самостоятельном разделе работы приведены основные методы, направленные на увеличение нефтеотдачи пластов, проведен анализ их эффективности, сделаны выводы о целесообразности их применения, а также рассмотрены основные источники и объекты загрязнения окружающей среды на месторождении.
1. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ
2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
5. ИСТОЧНИКИ И ОБЪЕКТЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Тюменской области в 20 км от г.Радужный. Оно было открыто в 1975 г., разрабатывается с 1978 г. Продуктивные отложения прослеживаются в диапазоне от юрского до нижнемелового возраста.
Месторождение находится на поздней стадии разработки. Величина остаточных запасов нефти еще значительна, но нефть находится в высоко обводненных зонах, в участках с ухудшенными коллекторскими свойствами, в промежуточных пластах. Все эти зоны в основном носят локальный характер. В настоящее время, для поддержания добычи нефти, на месторождении применяются методы повышения нефтеотдачи пластов.
Данная работа посвящена рассмотрению особенностей геологического строения, нефтегазоносности и анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов Тагринского месторожденя.
Использованы литературные, фондовые материалы и интернет ресурсы.
Представленная работа состоит из введения, 5 глав, заключения и библиографического списка.
1. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ
Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа и небольшой (северной) частью - в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 20 км к северо-востоку от г. Радужный.
Соседними разрабатываемыми месторождениями являются Варьеганское и Северо-Варьеганское. Схема расположения Тагринского месторождения представлена на рисунке 1.1.
Рис.1.1 Схема расположения Тагринского месторождения
Гидрографически район представлен притоками р. Аган: Тагр-Еганом, Моктик-Яуном. Реки равнинного типа, ширина их 30-50 метров, глубина 2-3 метра. Характерно большое количество озер с сильноизрезанными берегами, сильно заболоченными, наиболее крупные из озер Саем-Тах-Лор и Торм-Эмтор.
Болота занимают значительную часть площади месторождения, чему вполне способствует равнинный рельеф, а, следовательно, и слабый дренаж. Заболоченность делает территорию труднодоступной и труднопроходимой.
Климат района континентальный, лето короткое, зима продолжительная, холодная. Среднегодовая температура минус 4?С, средняя температура самого холодного месяца января минус 25 ? С, самый теплый месяц июль со средней температурой плюс 17 ? С. [6]
Среднегодовой осадок 549 мм, большая часть осадков выпадает с июня по ноябрь в виде дождей и мокрого снега. Снеговой покров приходится с конца октября по конец апреля. Ледостав наступает в конце октября, ледоход - в мае.
Ветра преобладают юго-западные, резкие. Максимальная глубина промерзания на открытых площадях достигает 2 метров.
В экономическом отношении район стал развиваться в связи с геологоразведочными работами и развитием нефтедобывающей промышленности. Плотность населения низкая, основные населенные пункты расположены по берегам рек, коренное население занимается промысловой охотой и рыболовством.
Доставка груза и оборудования на промысла осуществляется, в основном автотранспортом. Основные производственно-технические базы находятся в г. Радужный, бетонная дорога связывает месторождение с городом, асфальтовая дорога связывает г. Радужный с городами Нижневартовск, Мегион.
Из сопутствующих полезных ископаемых на месторождении открыты большие запасы торфа, пресных вод, разведано четыре песчаных карьера общим объемом полезной толщи 12.3 млн.м 3 .
2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
Поисково-разведочное бурение на Тагринской площади было начато в 1974 году, а в 1975 году в процессе испытания скважины 51 открыто Тагринское месторождение. Буровые, промыслово-геофизические и исследовательские работы на месторождении проводились Мегионской, а затем Восточно-Мегионской нефтеразведочной экспедицией объединения "Мегионнефтегазгеология".[8]
Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается с 1978 года. За 35 лет эксплуатации месторождение вышло на стадию разработки, характеризующуюся падением добычи нефти, высоким обводнением, выбытием добывающего фонда.
Первый пик максимальной добычи нефти по месторождению был достигнут в 1984 году, он составил 2098 тыс.т. В последующие два года наблюдался спад добычи. В 1986 году специалистами НГДУ, объединения "Варьеганнефтегаз" и СибНИИНП была разработана программа работ по улучшению использования фонда скважин, совершенствованию систем воздействия на пласт. Благодаря выявленным резервам и выводу скважин из бездействия в 1987 году был достигнут второй максимум добычи нефти - 2168 тыс.т. В дальнейшем годовая добыча нефти неуклонно снижалась, что объясняется нарастанием обводненности и истощением запасов по основным объектам разработки. [9]
За время существования ООО "Белые ночи" (1991 г.-2002г) было выполнено 142 перевода скважин (в том числе 128 добывающих и 14 нагнетательных) на выше- и нижележащие пласты с объектов, на которых они выполнили свое проектное назначение причем в более чем в половине случаев на запасы, ранее числившиеся в категории С 2 . Текущая добыча нефти из них составляет 33,3 % от общей добычи по месторождению, накопленная - 13,5 %.
В 2002 году недропользователем стал российский Межпромбанк, а первой половине 2004 года права недропользования перешли компании "РуссНефть". [8]
В 2004-2005 годах было составлено " Дополнение к технологической схеме разработки" по Тагринскому месторождению. Провденные ремонтно-изоляционные работы позволили значительно увеличить действующий фонд скважин, что привело к росту ежегодной добычи нефти. [7]
На 1.01.2007 года высокопродуктивные залежи в значительной степени выработались. Даже в условиях отключения наиболее обводненных скважин, обводненность добываемой из них продукции превышала 95-98 %.
В период с 2004 по 2012 год были проведены различные геолого-технические мероприятия, что способствовало росту годовой добычи нефти, которая к 2012г. составила более 1 млн.т.
В настоящее время месторождение разрабатывается на основании "Дополнения к технологической схеме разработки", составленной и утвержденной ТКР в 2008 году.
3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На Тагринском месторождении скважинами вскрыты песчано-глинистые отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов (прил.1), залегающие на размытой поверхности фундамента, вскрытого скважинами 2П, 90Р, 111Р. Мощность осадочного чехла 3600 м.
Доюрские образования представлены довольно однородной толщей эффузивных пород. В их составе встречаются пироксены, базальты, диабазовые порфириты, туфы базальтов.
Отложения юрской системы имеют четко выраженное двучленное строение.
Нижний и средний отделы представлены континентальной толщей тюменской свиты. Тюменская свита (нижняя и средняя юра + нижний келловей верхней юры) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Максимальная вскрытая толща отложений тюменской свиты составляет 687 м (скв. 90Р).
Верхний отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей - оксфордский ярусы) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая мощность свиты 67-86 м. Георгиевская свита (киммериджский ярус) представлена аргиллитами. Толщина отложений 2-25 м. Породы баженовской свиты (волжский - нижнеберриасский ярусы) представлены битуминозными аргиллитами. Толщина 32-70 м.
Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. На территории Тагринского месторождения отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены осадками верхней части баженовской свиты, породами мегионской свиты, вартовской и низов покурской свит.
Мегионская свита (берриас-валанжинский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В свою очередь нижняя подсвита, расчленяется на 3 пачки.
Нижняя (подачимовская) пачка представлена аргиллитами. Толщина пачки 15-35 метров.
Ачимовская толща обнаружена на отдельных участках. Породы, относящиеся к этой толще, представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина ачимовской толщи до 150 м.
Верхняя пачка нижнемегионской подсвиты представлена, в основном, глинистыми породами. Верхняя подсвита мегионской свиты расчленяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников, аргиллитов, в составе которых наблюдаются алевролиты. Вышележащая часть разреза мегионской свиты представлена темно-серыми однородными глинами. Общая мощность мегионской свиты 410-576 м.
Вартовская свита (нижневаланжинский+готерив-барремский ярусы). Разрез вартовской свиты представлен неравномерным переслаиванием глинистых и песчаных пластов. Общая толща вартовской свиты от 388 до 526 м.
Алымская свита (аптский ярус) в большинстве скважин Тагринского месторождения подразделяется на две части: нижнюю, более песчанистую, и верхнюю - глинистую. Толщина пород, слагающих свиту, 32-74 м.
Покурская свита (апт-альбский ярусы). Нижняя часть представлена преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песчаных.
Верхний отдел меловой системы представлен континентальными песчано-глинистыми отложениями верхней части покурской свиты и морскими глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Верхняя часть покурской свиты (сеноманский ярус) представлена преимущественно песчаными породами. Общая толщина отложений покурской свиты 869-938 м.
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена преимущественно глинами с редкими прослоями песчаников. Толщина осадков свиты 8-20 м.
Березовская свита (коньяк+сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами, переходящими в опоки, содержащие прослои глинистых алевролитов и слабосцементированных песчаников. Толщина подсвиты 71-88 метров. Верхняя подсвита сложена глинами. Толщина верхней подсвиты 76-110 м.
Ганькинская свита (маастрихтский+датский ярусы) представлена глинами, толщина отложений свиты 100-150 м.
Палеогеновая система. Разрез палеогеновых отложений представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.
Палеоценовый отдел представлен отложениями талицкой свиты, сложенной темно-серыми глинами. Толщина свиты 74-107 м.
Эоценовый отдел представлен отложениями люлинворской свиты и нижней подсвиты тавдинской свиты. Люлинворская свита сложена толщей кремнисто-глинистых пород. Нижняя часть свиты сложена опоками и опоковидными глинами с прослоями песков и алевролитов. В средней части появляются прослои диатомитовых глин, иногда переходящих в диатомит. В верхней части - зеленовато-серые глины. Толщина пород свиты 100 м. Нижняя половина тавдинской свиты представлена глинами.
Олигоценовый отдел представлен отложениями верхней части тавдинской свиты, а также образованиями атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Верхняя половина тавдинской свиты сложена глинами. Общая толщина свиты составляет 180 м.
Атлымская свита представлена мелкозернистыми песками с прослоями глин. Общая толщина 5-40 м.
Новомихайловская свита представлена неравномерным чередованием серых глин со светло-серыми песками. Общая толщина 80-100 м.
Туртасская свита сложена глинами и алевритами с прослоями диатомитов и песков. Толщина свиты 40-80 м.
Четвертичная система. Отложения четвертичной системы покрывают всю территорию сплошным чехлом. В нижней части грубозернистые пески с включением гальки и гравия, выше по разрезу глины, супеси, пески, местами торфяники. Общая толщина 90-100 м.
В тектоническом отношении Тагринское месторождение относится к Западно-Сибирской плите и приурочено к одноименной локальной структуре - Тагринскому валу (прил.2),расположенному в пределах Юбилейно-Варьеганского мегавала (прил.3),который в свою очередь является элементом юго-восточного борта Надым-Тазовской синеклизы.
Тагринская брахиантиклиналь в контурах изогипсы -2400 м имеет размер 6х22 км, амплитуду более 100 м. Угол наклона крыльев не превышает 5 0 .
По кровле отражающего горизонта Т (120 м ниже кровли тюменской свиты) общий структурный план сохраняется. В контурах сейсмоизогипсы-2950 м Тагринская структура представляет собой меридионально вытянутую складку, осложненную двумя куполами. Углы падения достигают 7 0 . Ее размеры 3ч7.5х18 км, амплитуда более 50 м.
На Тагринской площади, как и в пределах большей части Варьеганско-Тагринского вала, нарушается известная для Широтного Приобья тенденция выполаживания структур снизу вверх по разрезу. Здесь обратная картина - увеличение амплитуды снизу вверх по разрезу. Очевидно, это связано со значительным влиянием на структуру новейших тектонических движений, вызвавших интенсивный рост складки по верхнемеловым горизонтам, а также по горизонтам палеогена.
Геологический разрез Тагринского месторождения (приложение 4) характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности, начиная с песчано-глинистых отложений юрского возраста и кончая нижнемеловыми осадками. В разрезе Тагринского месторождения выделен 21 подсчетный объект: БВ 3 , БВ 4 1 , БВ 4 2 , БВ 5 , БВ 6 , БВ 7 0 , БВ 7 , БВ 8 1 , БВ 9 1 , БВ 9 2 , БВ 10 , БВ 11 , БВ 12 0 , БВ 12 , БВ 13 , пачки 2, 3, 4 ачимовской толщи, ЮВ 1 1а , ЮВ 1 1б , ЮВ 1 2 , содержащих в себе 72 залежи, из которых 2 газовых, 1 газоконденсатная, 4 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 58 нефтяных. Основные типы залежей - пластовые сводовые и литологически экранированные.
Горизонт ЮВ 1 (прил.5). В составе горизонта ЮВ 1 выделяются три проницаемых пласта ЮВ 1 1а , ЮВ 1 1б , ЮВ 1 2 . В целом горизонт ЮВ 1 представлен неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Пласт ЮВ 1 2 . Нижний пласт ЮВ 1 2 развит в песчаной фации повсеместно, характеризуется однородным строением и значительной мощностью коллекторов, достигающей 25 м и вскрыт на глубине 2783-2832 м. В пределах пласта ЮВ 1 2 выявлены две залежи, с размерами 6х3 км и высотой 27 м - залежь 1 и залежь 2 - 3х1.6 км, высотой 15 м. Тип залежей - пластовые сводовые, водоплавающие, нефтяные. ВНК по обеим залежам принят наклонным. Значительный подъем ВНК отмечается по залежи 1 с юга на север с а.о. 2736 до 2717 м, по залежи 2 с востока на запад с а.о. 2687 м до 2680 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 до 13.4 м.
Пласт ЮВ 1 1б . Пласт ЮВ 1 1б вскрыт на глубине 2770-2825 м, представлен песчаными отложениями. Коллекторы имеют повсеместное распространение, структурным фактором обусловлено наличие 4 самостоятельных залежей: одна газонефтяная и три нефтяных.
Залежь 1 вскрыта разведочной скважиной 112Р. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 1.8х1.1 км, высота 4 м. ВНК принят на а.о. 2713 м. Нефтенасыщенная толщина 3.6 м.
Залежь 2, вскрытая 13 скважинами (в т.ч. 4 разведочными), нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры залежи 10.6х3.2 км, высота 35 м. ГНК принят на а. о. 2702 м, ВНК - а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 5.6 м до 0, газонасыщенные - от 4 м до 0. Ширина водонефтяной зоны незначительная, газонефтяной - до 300 м.
Залежь 3, вскрытая разведочной скважиной 57Р, нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 3х1.5 км, высота до 5 м. ВНК принят на а.о. 2714 м, нефтенасыщенная толщина 2.8 м.
Залежь 4 вскрыта десятью скважинами. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 9х5 км, высота 35 м. ВНК изменяется с а.о. 2695 м на западе до а.о. 2685 м на востоке. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 1.2 м (скв. 78Р) до 3.6 м (скв. 1650). Ширина водонефтяной зоны до 500 м.
Пласт ЮВ 1 1а .Пласт в песчаной фации развит на большей части площади месторождения, вскрыт на глубине 2763-2833 м. В его пределах выделяется одна газонефтяная и 3 нефтяных залежи.
Залежь 1 вскрыта двумя скважинами (53Р, 77Р). На восточном склоне выделяется зона неколлекторов. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 3х5 км, высота 14 м. ВНК принят на а.о. 2724 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС равны 2.4 м (скв. 77Р) и 3.2 м (скв. 53Р).
Залежь 2 вскрыта 15 скважинами (из них 6 разведочных). На северной периклинали по данным ГИС отмечается зона отсутствия коллекторов. Залежь нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры 12.5х5 км, высота 40 м. ГНК принят на а. о. 2700 м, ВНК - а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 2.8 м.
Залежь 3 вскрыта 16 скважинами (из них 9 разведочных, 1 поисковая, 6 эксплуатационных). С юга залежь ограничена зоной неколлектора. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры 16.5х9 км, высота 82 м. ВНК принят наклонным: в юго-восточной части залежи на а.о. 2683 м (скв. 447) с понижением до -2700-2720 м в северной части и до -2730 м на западе залежи.
Среднее значение проницаемости по горизонту ЮВ 1 составляет 10 мД, коэффициента пористости 0.17, нефтенасыщенности 0.58.
Залежи ачимовской толщи .В пределах Тагринского месторождения разрез ачимовской толщи характеризуется сложным литологическим составом. Проницаемые разности пород распределены в разрезе крайне неравномерно. В разрезе ачимовской толщи выделено три песчаные пачки.
Пачки 2, 3, 4 представлены линзовидно залегающими песчаными телами. В структурном плане пачки 2, 3, 4 залегают гипсометрически одна над другой. В пачках 3, 4 на юге имеются структурно-литологические залежи, в которых контуры водонефтяного раздела в плане совпадают.
Залежи пачки 2(прил.6). В этой пачке ачимовской толщи выделено три залежи нефти.
Залежь 1 расположена полностью на территории Ямало-Ненецкого АО за пределами лицензионного участка.
Залежь 2а вскрыта одной скважиной 80Р на а.о. 2560 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 3.6х4.2 км, высота 63 м. Нефтенасыщенная толщина по данным ГИС в скв. 80Р составляет 4.8 м. Запасы 2 залежи оценены по категории С 1 .
Залежь 2б вскрыта тремя разведочными скважинами 70Р, 87Р, 109Р на а.о. 2528, 2556 и 2555 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная; ее размеры 3.5х3 км, высота 30 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС составляют 2.6, 2.4 и 2.0 м. Запасы приняты по категории С 1 в районе скв. 70Р и 87Р, по категории С 2 в районе скв. 109Р.
Необходимо отметить, что большая часть площади нефтеносности 2 и 3 залежей располагаются на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.
Залежь 3 (основная) вскрыта 13 разведочными и 9 эксплуатационными скважинами на а.о. 2474-2580 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры нефтяной залежи 14х9.5 км, высота 117 м. При опробовании скважины 400Р в интервале а.о. 2621-2632 м получен приток нефти дебитом 7.43 м 3 /сут. При опробовании скважины 66Р получен приток нефти с дебитом 40.5 м 3 /сут, из интервала перфорации а.о. 2492.3-2512.3 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв. 68Р) до 14.2 м (скв. 66Р). Запасы по категории С 1 приняты в районе скв. 66Р, 400Р и в центральной части залежи, по категории С 2 приняты в районах скв. 89Р, 51Р и 68Р.
Залежи пачки 3.В пачке 3 выделено 7 залежей: 1, 2, 3, 3а, 4, 5, 6.
Залежь 1 находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа за пределами лицензионного участка.
Залежь 2 вскрыта двумя скважинами 80Р и 71Р на а.о. 2591-2569 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 8х3 км, высота 51 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 4.6 и 4.8 м соответственно. К категории С 1 относится область радиусом 1 км вокруг скв. 80Р, остальная область относится к категории С 2 . Почти вся залежь находится за пределами лицензионного участка на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.
Залежь 3 вскрыта одной скважиной 62Р на а.о. 2575 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, лишь с западной стороны подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 3х1.6 км, высота 35 м. ВНК принят на а.о. 2580 м. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 5.6 м. Запасы оценены по категории С 2 .
Залежь 3а вскрыта разведочной 60Р на а.о. 2518 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 1.2х1.2 км, высота 5 м. В скв. 60Р нефтенасыщенная толщина составляет 1.2 м. Запасы приняты по категории С 2 .
Залежь 4 вскрыта тремя скважинами: 57Р, 86Р, 2000, на абсолютных отметках 2540-2542 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6х3.5 км, высота 20 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. 2000) до 7 м (скв. 57Р). Запасы также приняты по категории С 2 .
Залежь 5 вскрыта двумя разведочными скважинами (89Р и 52Р) и двумя эксплуатационными (323 и 373). Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6х5 км, высота110 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. 52Р) до 8.8 м (скв. 373). Запасы приняты по категориям С 1 и С 2 .
Залежь 6 вскрыта на а.о. 2522-2627 м 11 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. Залежь нефтяная пластовая, по периферии, в основном, литологически экранированная. Размеры залежи 13х8 км, высота120м. ВНК принят на а.о. 2640 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 м (скв. 51Р) до 11.4 м (скв. 447). Запасы большей части залежи приняты по категории С 2 .
Залежи нефти пачки 4.В составе горизонта четвертой пачки ачимовской толщи выделяются три пласта Ач 4 , Ач 4 2 , Ач 4 3 (по принятой ранее индексации в ряде скважин эти пласты были объединены в Ач 4 .
Пласт Ач 4 .Залежь 1 вскрыта на а.о. 2592 и 2596 м скважинами 57Р и 66Р. Залежь нефтяная, осложнена литологическим экраном со всех сторон. Размеры залежи 3х7.8 км, высота 48 м. Нефтенасыщенная толщина составляет от 2 м до 8.6 м. Запасы приняты по категории С 2 .
Залежь 2 вскрыта эксплуатационной скважиной 1300 на а.о. 2584 м. Залежь нефтяная, ограничена литологическим экраном. Залежь небольшая, ее размеры 0.8х0.5 км, высота 31 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 1300 составляет 13.2 м. Запасы приняты по категории С 1 .
Залежь 3 вскрыта на а.о. 2566-2656 м 8 разведочными скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, ограниченная зоной неколлектора практически со всех сторон, лишь с восточной стороны подпирается пластовыми водами. ВНК принят на а.о. 2663 м. Размеры залежи 6х11.5 км, высота 96 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 12.4 м. Запасы приняты по категории С 2 .
Залежь 4 небольшая по размерам вскрыта скв.1638 на а.о. 2570 м. Залежь осложнена литологическим экраном, ее размеры 1х0.5 км, высота 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.2 м. Запасы приняты по категории С2.
Пласт Ач 4 2 . Единственная нефтяная залежь вскрыта скважиной 94Р на а.о. 2636 м. Залежь литологически экранированная, ее размеры 1.9х3.5 км, высота 36 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.4 м. Запасы оцениваются по категории С 2 .
Пласт Ач 4 3 . Залежь в районе скв. 90Р и 2000 вскрыта на а.о. 2634 и 2618 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Нефтенасыщенные толщины в скв. 90Р - 2.4 м, в скв. 2000 составляет 6.6 м. Размеры залежи 1.8х2.3 км, высота 32 м. Запасы нефти оцениваются по категории С 2 .
Пласт БВ 13 . Пласт вскрыт на глубине 2617-2656 м и представлен песчаником с прослоями аргиллито-алевритовых пород.
Залежь 1 пласта БВ 13 выявлена одной скважиной 103Р, нефтяная, водоплавающая, ограничена зоной неколлекторов. Размеры залежи 1.8х1.2 км, высота 9 м. ВНК принят на а.о. 2572м. Нефтенасыщенная толщина в скв. 103Р составляет 5 м.
Залежь 2 вскрыта 13 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с трех сторон зоной неколлектора. Размеры залежи 2.5х1 км, высота 39 м. ВНК принят на а.о. 2512-2516 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 0.8-14.8 м.
Среднее значение проницаемости по пласту БВ 13 составляет 50 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.63.
Пласт БВ 12 . Пласт БВ 12 вскрыт на глубине 2454-2580 м и представлен песчаниками с прослоями аргиллито-алевритовых пород. Выделяется 5 самостоятельных залежей.
Залежь 1 в районе скв. 93Р вскрыта 14 скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4.25х2.5 км, высота залежи около 80 м. ВНК принят на а.о. 2520-2500 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2.6 м до 16.2 м.
Залежь 2 вскрыта в районе скв. 58Р-110Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 1.25х1.3 км, высота залежи около 15 м. ВНК принят на а.о. 2363 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 1.4 м до 4.4 м.
Залежь 3 вскрыта двумя разведочными (81Р и 98Р) и двумя эксплуатационными скважинами (432, 678). ВНК по залежи принят на отметке -2422 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная с трех сторон, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры ее 5х2 км, высота 75 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2-9.2 м.
Залежь 4 вскрыта на глубине 2486-2522 м 31 скважиной. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2427 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с северо-востока зоной неколлекторов, с юго-востока залежь подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4х2 км, высота залежи 58 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м до 23.6 м.
Залежь в районе скважины 103Р вскрыта одной этой скважиной. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры 1.6х1.4 м, высота залежи 40 м. Нефтенасыщенная толщина 6 м.
Пласт БВ 12 0 . Залежь пласта БВ 12 0 вскрыта 11 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 2.5х2.5 км, высота около 60 м. ВНК принят на а.о. 2508-2512 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2 м до 6.2 м.
Среднее значение проницаемости по пластам БВ 12 и БВ 12 0 составляет 50 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.61-0.63.
Пласт БВ 11 . Пласт БВ 11 в песчаной фации развит в юго-восточной части площади и вскрыт 48 скважинами. Пласт нефтенасыщен в пределах отдельных участков.
Залежь 1 (район скв. 61Р, 94Р) вскрыта двумя разведочными скважинами. ВНК принят на а.о. 2390-2396 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры ее 0.4х4.5 км, высота 7 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 1.2-3.6 м.
Залежь 2 вскрыта в песчаной фации 34 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. ВНК принят на а.о. 2363 м с понижением до 2375 м с севера на юг на восточном крыле. Размеры залежи 5.5х5 км, высота 62 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 6.4 м.
Среднее значение проницаемости по пласту БВ 11 составляет 25 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.62.
Пласт БВ 10 . В пределах месторождения выделены три залежи нефти, приуроченные к зонам развития песчаных коллекторов пласта БВ 10 в районе скв. 56Р, 61Р и 84Р-101Р.
Залежь 1 вскрыта скв. 56Р на а.о. 2333.5 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2335 м. Залежь является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Размеры ее 0.6х1 км, высота 1.6 м. Нефтенасыщенная толщина по скв 56Р составляет 1.6 м.
Залежь 2 вскрыта одной разведочной скважиной 61Р. ВНК по залежи не вскрыт. Залежь нефтяная, литологически экранированная, пластовая. Ее размеры 1.8х1.8 км, высота 25 м.
Залежь 3 (район скв. 84Р-101Р) вскрыта в процессе эксплуатационного бурения 40 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Ее размеры 7.5х3.5 км, высота 33 м. ВНК принят на а.о. 2355 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 0.6 м до 11.6 м.
Среднее значение проницаемости по пласту БВ 10 составляет 25 мД, пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.57-0.64.
Пласт БВ 9 2 . Пласт БВ 9 2 по результатам корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин приурочен к нижней части горизонта БВ 9 и отделяется от вышележащего пласта БВ 9 1 глинистыми породами толщиной от 1 м (скв. 847) до 16-20 м (скв. 1280-1300). Пласт литологически неоднороден. В песчаной фации развит практически по всей площади месторождения, исключая обширную зону глинизации в северо-западной части месторождения в районе разведочных скважин 67Р, 114Р, 74Р, 63Р и эксплуатационных 899, 1251, 900, 894, 1225, 1185, а также зону глинизации в районе скважин 78Р, 434, 429, 410, 58Р, 938, 939, 936, 1348 и 1350 в южной части.
Выделено 3 отдельных залежи с различными ВНК, разделенных между собой зонами глинизации пласта и водонасыщенными песчаниками.
Залежь 1 вскрыта одной разведочной скважиной 90Р (эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.4 м). ВНК принят на а.о.
Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Эссе Лидер Современности
Реферат: Моральні цінності дружби, кохання, сім`ї
Конспекты лекций: Воспаление
Курсовая работа: Сборное проектирование многоэтажного промышленного здания с неполным каркасом
Курсовая работа по теме Системы электрохимической защиты, их эксплуатация
Сочинение Рассуждение Фразеологизмы В Русском Языке
Курсовая работа: Соціально-психологічні чинники адиктивної поведінки підлітків
Игровая Зависимость Реферат
Лизинг Как Особая Форма Кредитования Курсовая
Реферат по теме История социальной помощи в России
Эссе На Тему Учитель Которого Ждут
Магистерская диссертация по теме Разработка алгоритмического обеспечения многоколлиматорного поворотного стенда для тестирования датчиков звездной ориентации
Тема Любви В Лирике Есенина Сочинение Рассуждение
Реферат: Батый. Нашествие Батыя на Русь
Воображение Как Психический Познавательный Процесс Реферат
Контрольная работа по теме Единство материального мира
Доклад по теме Созвездия Южный Крест, Муха, Жертвенник
Солженицын Сочинение Рассуждение
Дипломная Работа Менеджмент Предприятия
Курсовая работа: Методы размещения и трассировки печатных плат на примере модуля памяти. Скачать бесплатно и без регистрации
Методи калькулювання витрат - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Анатомия органов, сочетающих нейроэндокринную функцию с эндокринной - Биология и естествознание презентация
Грибы семейства Сыроежковые - Биология и естествознание контрольная работа