Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении

Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность Степановского месторождения. Методы борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями. Техника и оборудование для депарафинизации скважин. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов.


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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО
2.2 Характеристика используемого оборудования
2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении
2.4 Специальный вопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов
3.2 Охрана труда и техника безопасности
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.
Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.
На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.
АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти.
Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.
Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.
Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.
Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-2 Степановского месторождения, эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. На Степановском месторождении применяются различные методы депарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.
нефтегазоносность скважина добывной отложение
Степановское нефтяное месторождение относится к Дубовогорской разведочной площади. Оно было открыто в 1966 г., принадлежит к Куединской группе месторождений Чернушинского территориального нефтяного района. Промышленные запасы нефти установлены в турнейских, малиновских, яснополянских, башкирских и верейских отложениях и приурочены к пластам Т, Мл, Бб 2 , Бб 1 , Тл 2б , Тл 2а , Тл 1в , Бш, В 3 В 4 . Эксплуатацию месторождения ведёт ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» (лицензия ПЕМ № 00835).
В январе 1966 года при бурении первой разведочной скважины № 2 были получены притоки нефти из тульского, малиновского и турнейского пластов. Поисково-разведочное бурение проводилось до 1968 года.
Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом начато в 1981 г. В 1985 г. месторождение введено в промышленную разработку.
В административном отношении Степановское месторождение расположено в северо-восточной части Куединского района Пермского края, в 165 км южнее краевого центра г. Перми.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются Дубовогорское, находящееся в семи километрах северо-западнее, и Красноярско-Куединское, расположенное в 16 км юго-западнее. На юго-востоке от Степановского месторождения расположена Чернушинская группа месторождений.
К крупным населённым пунктам в описываемом районе следует отнести районный центр - посёлок Куеда, расположенный в 14 км юго-западнее месторождения, а так же деревни Дубовая гора, Бикбарда. В непосредственной близости с месторождением находятся деревни Степановка и Михайловка.
Связь с краевым центром осуществляется от станции Куеда Горьковской железной дороги через г. Свердловск, а также автотранспортом по тракту Пермь - Крылово - Чернушка - Куеда.
На месторождении принята групповая герметизированная схема сбора и транспорта нефти и газа. Продукция скважины под давлением штанговых насосов по выходным нефтепроводам подаётся на ГЗУ, откуда газонефтяная смесь поступает на существующую сепарационную установку (НГСП), где происходит первая ступень сепарации нефти и газа. Отсепарированная нефть по существующему нефтепроводу «Степановка-Куеда» транспортируется на Красноярско-Куединскую УКПН для подготовки и дальнейшего транспорта на головные сооружения НПС «Чернушка». Транспорт газа осуществляется по существующим газопроводам «Куеда-Чернушка» и «Чернушка-Пермь» на ПГПЗ.
Электроснабжение промысловых потребителей предусматривается на напряжении 6 кВ от подстанции 110/6 кВ «Слудка» по радиальным сетям. Питающие электросети 6 кВ - воздушные.
Производственное водоснабжение Степановского месторождения осуществляется по водоводу «Куеда-Степановка». Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов НГСП «Степановка» предусматривается от двух артезианских скважин. Бытовые сточные воды локальной очистки используются в системе заводнения месторождения.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха по данным метеорологической станции Чернушка составляет + 1,5 о С. Средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 35 о С. Средняя температура наиболее холодных суток минус 39 о С. Продолжительность периода со средней суточной температурой ниже 0 о С - 170 дней. Абсолютный минимум температуры воздуха минус 40-50 о С (январь), максимум + 38-40 о С (июль). Среднегодовое количество осадков составляет 667 мм. Максимальная глубина промерзания почвы с естественным покровом - 126 см. Средние даты образования и разрушения устойчивого снежного покрова - 9.11 - 19.04. Преобладающее направление ветра - южное и юго-западное.
В геоморфологическом отношении район расположен в пределах поверхности размыва Приуралья, характеризующейся полого-холмистым рельефом, на юго-западных склонах водораздела рек Буй и Быстрый Танып.
Рельеф местности холмистый, сглаженный, осложнённый слаборазвитыми логами и долинами рек. Водной артерией месторождения является река Лагуш и ручьи. Река Лагуш, протекающая в южной части месторождения, имеет хорошо выраженную заболоченную пойму. Берега пологие.
Из древесной растительности преобладают ель, пихта, ольха, вяз.
Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа в Куединском районе имеются строительные материалы: гравий, песок, песчанистые глины и суглинки.
Гравий и песок, залегающие в речных долинах и террасах, используются в дорожном строительстве.
Суглинки и песчанистые глины, имеющие широкое распространение на площади, идут на изготовление кирпичей. Малопесчанистые глины пригодны для приготовления бурового глинистого раствора.
Геологический разрез Степановского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и проектных скважин от четвертичных отложений до вендского комплекса и является характерным для месторождений юга Пермской области. Максимальная глубина - 2197 м - вскрыта в скважине 2.
Стратиграфические горизонты выделялись с использованием керна и данных ГИС согласно унифицированной схеме Волго-Уральской провинции 1988 года.
Вендские отложения вскрыты в одной скважине 2, представлены алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами и песчаниками. Вскрытая толщина 83 м.
Девонские отложения несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены средними и верхними отделами.
Живетский ярус представляет собой алевролито-песчано-аргиллитовые отложения толщиной 10-12 м.
Верхнедевонский отдел представлен франским и фаменским ярусами.
Франский ярус выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.
Нижнефранский подъярус сложен отложениями пашийского и тиманского горизонтов.
Породы пашийского горизонта терригенные: песчаники, алевролиты, аргиллиты. Толщина 10-11 м.
Тиманский горизонт сложен терригенно-карбонатными породами толщиной 17-27 м. В терригенной части горизонта отмечены нефтепроявления по керну.
Отложения среднего отдела франского яруса (саргаевский и доманиковский горизонты) представлены известняками черными, прослоями битуминозными толщиной 27-33 м.
Верхнефранские отложения литологически сложены известняками тёмно- и коричневато-серыми, с битуминозными прослоями, толщиной до 240 м.
Фаменский ярус сложен известняками желтовато-серыми, доломитизированными, окремнелыми и доломитами коричневато-серыми толщиной до 507 м.
Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним.
Нижний отдел каменноугольной системы состоит из трёх ярусов - турнейского, визейского и серпуховского.
Разрез турнейского яруса представлен мощной толщей карбонатных пород - известняков тонко-, мелкозернистых, участками пористых, крепких, плотных. К известнякам турнейского яруса приурочена залежь нефти. Толщина яруса 52-69,5 м.
Визейский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус представлен радаевским горизонтом, тульским и бобриковским горизонтами.
Радаевские отложения толщиной 16-32 м представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников, к пористым разностям которых приурочена залежь нефти.
Средний подъярус включает в себя бобриковский и тульский горизонты.
Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников нефтенасыщенных, с прослоями алевролитов и аргиллитов толщиной от 15 м до 23 м. К отложениям бобриковского горизонта приурочена залежь нефти.
Тульский горизонт состоит из верхней карбонатной tlк и нижней терригенной пачки tlт.
Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной от 41,5 м до 69 м. К отложениям терригенной части тульского горизонта приурочены залежи нефти.
Толщина карбонатной пачки 23,5 - 43 м.
Верхний подъярус визейского яруса представлен мощной толщей доломитов с включениями кремния и ангидрита, переходящими в доломитизированные известняки серпуховского яруса общей толщиной 248-296 м.
В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский ярус (63-77 м), несогласно залегающий на серпуховских отложениях, представленный известняками зернистыми, органогенными с примазками голубовато-зеленой глины. К отложениям башкирского яруса приурочена залежь нефти.
Породы московского яруса подразделяются на нижний подъярус и верхний подъярус.
В состав нижнего подъяруса входят: верейский и каширский горизонты.
Верейские отложения, толщиной 56-59 м, представлены переслаиванием, тёмно-серых известняков и слюдистых аргиллитов.
Серые известняки, зеленовато серые, мелкозернистые и серые доломиты толщиной 45-51 м.
Верхний подъярус состоит из подольского и мячковского горизонта.
Представлен отложениями серых доломитов и известняков толщиной 102-111 м.
Известняки светло-серые, тёмно-серые, с коричневатым оттенком, мелкозернистые, плотные и доломиты серые, зернистые с ангидритами , толщиной до 90 м.
Верхнекаменноугольные отложения имеют карбонатный тип разреза и сложены доломитами и известняками, часто каверзно-трещиноватыми. Толщина верхнего отдела 119-185 м.
Степановское месторождение, приуроченное к одноимённому поднятию, в тектоническом отношении находится на Дубовогорской террасе, осложняющей северный склон Башкирского свода.
Степановское поднятие относится к турнейским рифогенным сооружениям и расположено в южной части террасы. Сводовая его часть находится в 2,5 км к северо-западу от д. Степановка.
По кровле иренского горизонта Степановская структура представляет собой куполовидное поднятие размерами по замкнутой изогипсе минус 70 - 1,45 х 1,45 км, амплитудой 11 м. Угол падения наиболее крутого северо-западного крыла 1 о 38?. Юго-восточное крыло более пологое 0 о 53?. Наивысшая отметка кровли иренского горизонта (- 59 м) фиксируется в купольной части скважинами 2 и 120. Структура вытягивается на юг и размеры её по изогипсе минус 80 м составляют 2,15 х 4,7 км.
По кровле верейского горизонта выделяется Степановское поднятие, представляющее собой куполовидное поднятие, размеры которого в пределах замыкающей изогипсы минус 840 м, составляют 1,8 х 1,8 км. Амплитуда увеличивается до 31 м. Возрастают и углы падения крыльев: северо-западное крыло 3 о 49?, юго-восточное - 3 о 16?. Наивысшее положение кровли верейского горизонта (- 809 м) отмечается в скважине 110.
В районе скважины 13 намечается небольшое поднятие по изогипсе минус 840 м размером 0,5 х 0,3 км. Амплитуда поднятия 1,4 м.
На структурном плане по кровле тульских терригенных отложений Степановское поднятие представляет собой купол со сводом в районе скв. 110. В пределах замкнутой изогипсы минус 1260 м размеры его составляют 1,77 х 1,8 км, амплитуда 67,7 м. Форма поднятия выражена более чётко, увеличивается наклон крыльев. Угол падения северо-западного крыла - 11?19?, юго-восточного - 7?8?.
В районе скв. 13 намечается небольшое поднятие со сводом, смещённым на север относительно верейского структурного плана. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе минус 1260 м составляют 0,44 х 0,3 км.
По кровле турнейского яруса также выделяется Степановское куполовидное поднятие. В пределах замкнутой изогипсы минус 1310 м. Размеры его составляют 1,74 х 1,8 км. Угол наклона северо-западного крыла - 13 о 37?, юго-восточного - 7 о 17?. Амплитуда возрастает до 76,2 м.
Поднятие, намечаемое в районе скв. 13, сконтурено изогипсой - 1310 м и имеет размеры 0,43 х 0,28 км.
Сопоставляя структурные планы по различным горизонтам, можно сделать следующие выводы:
Степановская структура по характеру образования относится к тектоно-седиментационной.
Структура чётко прослеживается от турнейских до кунгурских отложений. По терригенным отложениям кыновского горизонта намечается малоамплитудный структурный мыс.
Амплитуда поднятия вверх по разрезу значительно уменьшается.
В результате детальной корреляции ГИС пробуренных скважин согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья в разрезе Степановского месторождения установлена промышленная нефтеносность в отложениях нижнего карбона (карбонатный пласт Т, терригенные пласты Мл (Рд), Бб 2 , Бб 1 , Тл 2-б , Тл 2-а , Тл 1-в ) и в отложениях среднего карбона (карбонатные пласты Бш, В 3 ).
Ниже приводится характеристика пластов и нефтяных залежей, выделенных в нефтеносном разрезе.
Отложения девонской системы вскрыли три скважины: 2, 6, 7.
По промыслово-геофизическим данным кыновский пласт Д 0 сложен аргиллитами, в пашийских и живетских отложениях выделяются проницаемые пласты Д 1 и Д 2 , представленные алевролитами с прослоями аргиллитов. При опробовании в процессе бурения пласта Д 1 в скв. 6 притока не получено, в скв. 7 получена вода. Пласты Д 1 и Д 2 были испытаны вместе в скв. 7, получен глинистый раствор.
Основным промышленно-нефтеносным объектом на Степановском месторождении является пласт Т. В исследуемом интервале продуктивными являются турнейские карбонатные породы, облегающие нижележащие фаменские рифогенные образования. Разрез турнейской толщи по керну представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов.
Промышленная нефтеносность пласта Т установлена в разведочный период в скважине 2, где при испытании в колонне получили дебит нефти от 18,8 до 50,5 т/сут (на трех режимах ГДИ) и подтверждена результатами его продолжительной эксплуатации в 22 добывающих скважинах.
Оценить емкостно-фильтрационную характеристику продуктивной части турнейского разреза по керновым данным крайне сложно, так как вынос керна из продуктивной части этих отложений составляет 14,1 % от проходки в 8 скважинах. По имеющимся данным нефтенасыщенная часть разреза по керну имеет относительно невысокие коллекторские свойства, составляя в среднем: пористость - 11,9 %, проницаемость - 11*10 -3 мкм 2 , в водонасыщенной части - 11 %, и 78*10 -3 мкм 2 , в неэффективной подошвенной части разреза отмечались секущие трещины, заполненные сульфатами.
Геофизическая характеристика разреза изучена достаточно подробно, так как пласт вскрыт в 94 % пробуренного на месторождении фонда скважин в связи с углублением проектных скважин вышележащих пластов, при этом плотность сетки скважин при разбуривание в контуре нефтеносности нижележащего объекта - пласта Т, составила 3,9 га/скв.
В центральной части залежи в подошве продуктивного разреза по ГИС в 50 % скважин выделяется плотный раздел толщиной от 13,5 м до 33 м, отделяющий турнейскую нефтяную часть разреза от водоносной. Ранее, при оперативном подсчете запасов нефти, в пределах турнейских отложений были выделены три пласта. Анализ комплекса ГИС исследуемого разреза показывает плохую коррелируемость разреза. В связи с этим, турнейские отложения в последнем подсчете запасов нефти рассматриваются как единая гидродинамическая система, классифицируя ее как пластово-сводовую залежь.
От вышележащего радаевского пласта верхняя проницаемая часть пласта Т отделяется плотным разделом толщиной от 3 до 24 м.
Общая толщина пласта находится в пределах 52,2 - 62,9 м, в среднем равна 55,9 м. Эффективная толщина изменялась по скважинам от 7,6 до 24,6 м, средняя составляет 18,1 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,324.
Турнейские отложения имеют высокую расчлененность. В составе пласта Т выделяют до 32 проницаемых прослев толщиной от 0,4 до 3,5 м. Коэффициент расчлененности в среднем равен 21.
Пласт Т на поднятии вскрыт при бурении в 66 скважинах, его испытание в колонне в разведочный период (1966-68 гг.) проведено в трех скважинах, из которых в скважине 2, пробуренной в сводовой части поднятия, получен приток безводной нефти дебитом от 18,8 до 50,5 т/сут, в скважинах 8 и 13, попавших за контур нефтеносности, получены притоки воды дебитом 38,5 м 3 /сут и 5,9 м 3 /сут соответственно.
Промышленная значимость залежи пласта Т подтверждена результатами опробования 22 добывающих скважин, вступивших в эксплуатацию с дебитами нефти от 2,6 до 24,0 т/сут.
Водонефтяной контакт определяется как по скважинам, пробуренным в разведочный период, так и по 10 добывающим скважинам, пробуренным в начальные годы разработки (до 1988 г.) в краевой части залежи. По 11 скважинам по ГИС подошва нефти с учетом проницаемого пропластка находится на абсолютных отметках от -1312,2 м до -1313,1 м, что позволяется принять начальное положение ВНК на абсолютной отметке -1313 м.
Размеры залежи в пределах ВНК равны 4,25x4,25 км, этаж нефтеносности составляет 79,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 22 м, в среднем равна 10,1 м, средневзвешенная по объему величина - 12,2 м.
В радаевском горизонте, представленного терригенными отложениями, выделяется проницаемый пласт Мл, общая толщина которого изменяется от 16 до 32 м. От вышележащего пласта Бб 2 пласт Мл отделен аргиллитовым разделом толщиной 3-5 м, чаще 3 м. В 13,8 % скважин пласт Мл замещен плотными породами, в 21,8 % имеет толщину <2 м. Зона отсутствия коллекторов и низких толщин распространена в южной части структуры, в связи с чем в разработке находится северная часть пласта.
Промышленная нефтеносность доказана опробованием в разведочной скважине 2 и последующей эксплуатацией в колонне в 19 скважинах, в которых получены дебиты нефти от 2 т/сут до 13 т/сут.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 16 м, в среднем равна 5,6 м. Имеет место ее увеличение, как и общей толщины, в северо-восточном направлении (до 12-16 м в скважинах 127, 136, 137, 143). Отношение средней эффективной толщины к общей равно 0,38. Пласт Мл в зоне эффективных нефтенасыщенных толщин >4 м, где расположен основной фонд добывающих скважин, состоит из 2-5 пропластков толщиной от 0,4 до 6,6 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 2,7.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1307 м по ГИС 10 скважин и результатам испытания в колонне в 6 из них.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,7 м.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 16 м, в зоне разработки от 4 до 16 м и в среднем составляют 5,4 м и 6,9 м соответственно. Средневзвешенная по объему нефтенасыщенная толщина в целом по месторождению равна 4,9 м.
Пласт Бб 2 залегает в нижней части бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб 1 аргиллитами толщиной в 2-3 м, вскрыт при бурении в 66 скважинах. В северо-восточной, центральной и юго-восточной частях структуры пласт замещается плотными породами в 56% скважин. На остальной части площади состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной 0,8-3,2 м.
Общая толщина пласта колеблется в пределах 5,2 - 9,8 м, составляя в среднем 7,6 м. Эффективная толщина изменяется от 0,8 м до 3,2 м, наибольшие значения отмечаются на западе Степановского поднятия и в районе скважины 13. Коэффициент песчанистости - 0,18, коэффициент расчлененности - 1.
Пласт Бб 2 промышленно нефтеносен на Степановском поднятии и на небольшом, экранированном с трех сторон поднятии в районе скв.13, что подтверждается получением нефти в скв.13, 118, 119, 124, 126, 140. Начальные дебиты нефти при испытании 2,8 т/сут - 10,4 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -1301 м, а в районе скважины 13 -1302 м по результатам ГИС в девяти скважинах и испытании в шести из них.
Тип залежи на Степановском поднятии - пластовая сводовая литологически экранированная с северо-востока и юга. Размеры залежи в пределах ВНК 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,3 м.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,2 м, при средневзвешенной по объему 1,5 м.
Размер залежи в районе скважины 13 - 1,0х0,8 км, этаж нефтеносности 3,4 м. Залежь пластовая сводовая.
Пласт Бб 1 залегает в верхней части бобриковского горизонта и отделается от вышележащего пласта Тл 2-б плотным разделом толщиной 5-9м.
В юго-западной части и частично в центре месторождения пласт замещен плотными породами (30 %), в остальных скважинах состоит, в основном, из одного пропластка толщиной от 0,6 до 2,4 м, чаще 1 - 1,2 м. Общая толщина пласта, изменяясь от 7,1 до 12,8 м, в среднем равна 9,8 м. Эффективная толщина меняется от 0,6 до 3,8 м, в среднем ее значение равно 1,3 м. Наибольшее ее значение наблюдается на северо-западе структуры.
Коэффициент песчанистости равен 0,13, коэффициент расчлененности 1,1.
Нефтеносность пласта установлена результатами испытания в скважине 141, в которой получена нефть дебитом 3,7 т/сут и при совместном испытании с пластами Бб 2 и Тл 2-б в скважине 126.
Водонефтяной контакт принят по ГИС десяти скважин с учетом результатов испытания и находится на абсолютной отметке -1290 м .
Тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 77,8 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны Степановского поднятия изменяется от 0,6 до 3,8 м, при средневзвешенном по объему значении 1,2 м.
Пласт залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл 2-а отделяется плотным разделом толщиной 4-8 м. В западной, северо-западной и юго-восточной частях поднятия, а также в районе скважин 103, 171 в центре поднятия (20% скважин) пласт полностью замещен плотными породами. В остальных скважинах пласт состоит из 1-3, чаще из 1 пропластков толщиной от 0,8 до 5,2 м.
Общая толщина пласта составляет 6,8 - 12,1 м, в среднем равна 8,9 м. Эффективная толщина, при ее изменениях от 0,8 м до 5,2 м, в среднем равна 2,2 м. Наибольшее ее значение наблюдается в юго-восточной части структуры.
Пласт состоит из 1 - 2 пропластков, толщиной 0,4 - 1,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,247, коэффициент расчлененности - 1,2.
Пласт Тл 2-б промышленно нефтеносен на Степановском поднятии. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин 2, 126, 163, 300, в которых получена нефть дебитом 4,2 т/сут - 33,3 т/сут.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1260 м, по результатам ГИС в 10 приконтурных скважинах с учетом результатов испытания.
Тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 3,75х3,25 км, этаж нефтеносности 55,9 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,8 до 5,2 м, при средневзвешенной по объему 2,1 м.
Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл 1-в отделяется плотным разделом толщиной в 2 м.
В 15 % скважин пласт замещен плотными породами (в виде отдельных линз).
Общая толщина пласта колеблется от 4,6 до 9,4 м, чаще составляет 7-9 м, в среднем равна 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 4,4 м. Наибольшая отмечена на юго-востоке структуры (скв. 142, 141, 128), ее среднее значение равно 1,7 м. В пласте выделяются 1-2, реже 3 пропластка толщиной 0,6-4,4 м.
Коэффициент песчанистости равен 0,218 коэффициент расчлененности - 1,9.
Пласт Тл 2-а промышленно нефтеносен на Степановском поднятии, что подтверждают результаты испытания скважин 128, 129, 141, в которых получена нефть дебитом 2,8 - 3,4 т/сут.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1268 м по ГИС 11 приконтурных скважин и результатам испытания.
Тип залежи - пластовая сводовая. Размеры залежи 5,0х4,75 км, этаж нефтеносности 72,9 м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,5 до 3,6 м, при средневзвешенной по объему 1,4 м.
В кровле терригенной части тульского горизонта выделяется проницаемый пласт Тл 1-в , пласт не выдержан по площади. В 58 % пробуренных скважин он замещен плотными породами.
Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 8,3 м и составляет в среднем 5,4 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 1,0 м, составляя в среднем 0,8 м, наибольшее значение в скважине 140 на востоке структуры и представлена, в основном, одним пропластком.
Коэффициент песчанистости равен 0,148, коэффициент расчлененности 1.
Нефтяные залежи выделены на Степановском поднятии, а так же в районе скв.13. Нефтеносность их подтверждена результатами испытания скв.13, в которой получена нефть дебитом 1,4 т/сут. На Степановском поднятии испытания в колоне не проводились.
Водонефтяные контакты для залежи Степановского поднятия и залежи в районе скважины 13 предлагается принять на абсолютных отметках -1257 м и -1264 м соответственно.
Залежь на Степановском поднятии относится к типу пластовой сводовой литологически экранированной, в районе скважины 13 - водоплавающая.
Размеры залежи на Степановском поднятии 3х3 км, этаж нефтеносности 72,9 м, в районе скв.13 - 1,0х0,75 км, этаж нефтеносности 3,8 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта Тл 1-в на Степановском поднятии, изменяясь от 0,6 м до 1 м, в среднем равна 0,8 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважиной 13 равна 0,6 м.
Проницаемый пласт Бш, в разрезе которого на большинстве месторождений Пермского Прикамья прослеживается три пласта (сверху вниз: Бш 1 , Бш 2 , Бш 3 ) на Степановском месторождении по данным ГИС нефтеносен, в основном в верхней части разреза(пласт Бш 1 , а в сводовых скважинах частично так же пласт Бш 2 ). Эта часть разреза освещена результатами опробования в скважинах 13, 400, 401, по которым установлено, что они являются единой гидродинамической системой с единым ВНК.
Общая толщина пласта (Бш 1 +Бш 2 ) с учетом аналогов равна 36,4 - 73,5 м (средняя - 54,5 м), толщина эффективной части 1,8 - 20,4 м (средняя 10,2 м). Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части поднятия (скв.115, 148, 110, 200, 132, 106).
В составе пласта выделяется от 1 до 15 проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,18 , коэффициент расчлененности 11,9.
К пласту Бш приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и на поднятии в районе скважины 13. Промышленная нефтеносность этих залежей подтверждается результатами испытания в колонне скважин 13, 400 и 401, в которых получены притоки нефти 1,6 - 1,7 т/сут, в процессе эксплуатации дебиты нефти после проведения мероприятий в ПЗП доходили до 9 - 13 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии по ГИС и результатам опробования принят на абсолютной отметке -901 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах ВНК 4,25х4,25 км, этаж нефтеносности составляет 33,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина закономерно уменьшается от свода залежи к периферии и составляет 0,6 - 9 м при среднем значении 4,1м и средневзвешенном значении по объему - 3,5 м.
Водонефтяной контакт залежи в районе скв.13 принят на абсолютной отметке -903. Залежь нефти пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3х0,8 км, этаж нефтеносности 4,5 м. Значения нефтенасыщенной толщины изменяются от 0,8 до 1,6 м, при средневзвешенном по объему значении 0,8 м.
В подошве верейского горизонта согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья по ГИС и опробованию выделяются проницаемые пласты В 3 и В 4 . Так как плотная перемычка между пластами небольшая (2 м), то они как правило рассматриваются как единое целое В 3 +В 4 .
Как показал анализ материалов, проницаемый пласт В 4 присутствует в 21 % скважин, эффективная толщина его колеблется от 0,6 до 1,2 м, во всех скважинах пласт водонасыщен. В остальных 79 % скважин пласт замещен плотными породами. Следует отметить, что ни в одной скважине он не испытан.
В настоящем отчете рассматривается продуктивный пласт в объеме пласта В 3 .
Общая толщина пласта с учетом аналогов выдержана в пределах 8,1- 9,3 м, лишь в одной скважине 123 пласт замещен полностью плотными породами. Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части месторождения.
В составе пласта выделяется 1-4 проницаемых пропластка, чаще - 3, толщиной от 0,4 м до 3,8 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,423, коэффициент расчлененности 2,9.
К пласту В 3 приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и в районе скважины 13.
Водонефтяной контакт залежи на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -864 м по результатам ГИС 14 сква
Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Корреляционно-регрессионный анализ, построение многофакторной регрессионной модели, ряд Фурье. Критерий Дарбина-Уотсона
Контрольная работа по теме Классический период в истории развития социологии
Дипломная работа по теме Ценностные ориентации людей, ищущих работу
Темы Эссе Рассуждения
Реферат: Любимый исполнитель Мерлин Менсон. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Психологічні механізми інтелектуальної обдарованості
Деформация Социальных Отношений Эссе
Сочинение Про Плоды И Птичка
Реферат На Тему Экологическая Экспертиза
Реферат: Развитие познавательной активности учащихся на уроках математики. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Технология поверхностного улучшения природных кормовых угодий в условиях СХА Бутырское Вороне
Курсовая Работа Компенсация Морального Вреда Цена
Курсовая работа по теме Организационная культура сестринского коллектива ГКБ №4
Контрольная работа по теме Представители класса Насекомые – как объекты научно-познавательных туристических маршрутов. Отряд Чешуекрылые, или Бабочки
Контрольная работа по теме Управленческий контроль
Сочинение: Трагедия Григория Мелехова, героя романа "Тихий Дон"
Реферат по теме СМИ в России
Курсовая работа по теме Роль праздников в развитии и воспитании дошкольников
Реферат: Товарная марка, экспертиза товаров. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа по теме Характеристика Малайзії
Отчет о движении денежных средств - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Национальная модель экономического развития Испании - География и экономическая география курсовая работа
Становление и развитие военно-морского флота Китая - Военное дело и гражданская оборона курсовая работа