Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения, его литолого-стратиграфический разрез, тектоническое строение. Свойства и состав пластовых флюидов. Запасы углеводородов. Потребность ингибитора для технологии периодического ингибирования.


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.


ингибитор месторождение скважина пластовый
Согласно нефтегазоносному районированию Усть-Тегусское месторождение находится в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в Каймысовской нефтегазоносной области, в Демьянском нефтегазоносном районе.
Месторождение было открыто в 1991 г. поисковой скважиной 100. По результатам проведенных геологоразведочных работ и исследований были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в пластах Ю 2 , Ю 3 , Ю 4 .
Недропользователем является ООО «ТНК-Уват»: лицензия №ТЮМ 11239 НЭ от 18.06.2002 г. - Урненский участок (срок окончания лицензии 2014 г.) и лицензия №ТЮМ 11235 НР от 18.06.2002 г. - Усть-Тегусский участок (срок окончания лицензии 2019 г.)
Первый полный подсчёт запасов по Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по результатам бурения 14 поисково-разведочных скважин в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. Шпильмана» (протокол 103 пд (ДСП) от 10.07.2007 г.).
В августе 2008 года по результатам вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол 18/823 - пр. от 23.10.2008 г.).
Месторождение введено в разработку в 2009 г. Действующим проектным документом является: «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» принятая сроком на 5 лет. Протокол ЦКР «Роснедра» №3853 от 09.11.2006 г., согласован «Роснедра» 07.12.2006 г. №ПС-03-31/8703.
Настоящая работа выполнена по состоянию на 01.01.2011 г. на дату составления отчета на месторождении пробурено 35 поисково-разведочных и 84 эксплуатационных скважин.
В период после составления действующего проектного документа на месторождении проведен большой объем геологоразведочных и исследовательских работ, результаты которых существенно уточнили представления о свойствах и пространственном распространении залежей и рациональном способе их разработки.
Целью настоящей работы является уточнение проектных решений с учетом полученной в результате ГРР и ОПР информации.
1. Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения
1. 1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Усть-Тегусское месторождение расположено в Уватском районе Тюменской области. Ближайшие населенные пункты - д. Нефедова, расположенная в 50 км к западу от участков и д. Тайлакова, в 50 км к северу. Административный центр территории - пос. Уват расположен в 280 км западнее от месторождения. Ближайшие месторождения - Урненское, Гавриковское и Тайлаковское. Основными магистралями района являются: автомобильная дорога Тобольск-Южный Балык и железная дорога - Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Параллельно магистралям проложены нефтепроводы Усть-Балык-Омск, Усть-Балык-Курган, Нижневартовск - Курган, Сургут-Нижний Новгород; два газовых магистральных газопровода и продуктопровод Южный Балык-Тобольск. Для транспортировки нефти с Усть-Тегусского месторождения на запад до центральной магистрали нефтепровода проложена «ветка» протяжённостью 319 км, размеры трубы 530Ч9 мм
Дорожная сеть практически отсутствует, передвижение по площади работ и перевозка грузов возможны по снежному покрову (зимники). Доставка грузов производится по железной дороге, автотранспортом, либо баржами в период летней навигации. В редких случаях используются вертолеты для доставки небольших партий грузов, а также иногда - рабочих вахт. Промышленная инфраструктура на участках работ отсутствует. Ближайшие аэропорты расположены в г. Тобольске и пос. Уват. Условия производства работ на площади относятся к V категории трудности.
Вблизи территории открыты месторождения строительных материалов, которые широко используются при промышленном обустройстве месторождения.
Для питьевых нужд, а также промышленных целей используются воды олигоцен-четвертичного возраста.
1.2 Литолого-стратиграфический разрез
Месторождение располагается в пределах Западно-Сибирской плиты, в разрезе которой выделяются два структурно-формационных этажа: доюрское складчатое образование и мезозойско-кайнозойской чехол, залегающий с угловым стратиграфическим несогласием на доюрском образовании.
При описании разреза привлекались фактические материалы по описанию керна и нефтегазоносности территории.
На графическом приложении 2 приводится сводный геолого-геофизический разрез для Усть-Тегусского месторождения. Сводный разрез составлен по скважине 110, вскрывшей достаточно полный разрез юрских отложений и породы доюрского основания.
Отложения фундамента представлены эффузивными консолидированными породами. Породы фундамента были испытаны совместно с отложениями Тюменской свиты в двух скважинах (30, 31) в интервалах 2525-2640 м и 2504-2596 м соответственно. В результате испытания в скважине 30 притока не получено, в скважине 31 получен приток пластовой воды дебитом 113 м 3 /сут.
В породах доюрского образования развита кора выветривания, которая представлена серицит-хлорит-биотитовым глинистым сланцем серого, зеленого цвета, перемятого, трещиноватого с жилками кальцита, а так же известково-глинистыми и песчано-алевритистыми сланцами. При совместном испытании с отложениями фундамента получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м 3 /сут.
Максимально вскрытая толща доюрских образований достигает на рассматриваемом месторождении до 60 м (скв. 113).
К кровле доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А.
Доюрские образования с угловым стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы, которые заполняют пониженные заливообразные области.
Нижнеюрские отложения на рассматриваемой территории отсутствуют.
Отложения средней юры выделяются в тюменскую свиту (J 2 аален-байос-бат-ранний келловей). Свита, представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей. Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые, слюдистые, углистые. Алевролиты серые, часто карбонатизированные.
На Усть-Тегусском месторождении тюменская свита, представлена в объеме верхов средней (пласт Ю 5 ) и верхней (пласты Ю 4 -Ю 2 ) подсвит. К пластам Ю 4 , Ю 3, Ю 2 приурочены залежи нефти.
Коллектора пласта Ю 4 представлены песчаниками от светло - до темно-серого, (нефтесодержащие разности - коричневато-серые), средне-мелкозернистыми, сцементированными глинистым, реже карбонатным цементом. Отмечается косоволнистая слоистость, обусловленная многочисленными тонкими прослойками углистого детрита. Текстура слоистая. По составу породообразующих обломков песчаники неоднородны.
Пласт Ю 3 отличает литологическая неоднородность, по керну пласт представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, до черных, плотные, слоистые. Алевролиты серые, средней крепости, с включениями растительных остатков. Коллекторы, слагающие пласт, представлены песчаниками среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, средней крепости, сцементированными глинистым цементом. Отмечена горизонтальная или пологопадающая слоистость.
Пласт Ю 2 представлен песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зерна окатанные и полуокатанные. В кровле пласта встречаются конгломераты, включения белемнитов и рассеянного раковинного детрита.
Отложения тюменской свиты в большей степени развиты в погруженных участках, с угловым несогласием и размывом перекрывают отложения доюрского основания.
Толщина тюменской свиты от 40 до 200 м на востоке Усть-Тегусского месторождения (скв. 104б).
К кровле тюменской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Т.
Отложения верхней юры с трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты и представлены породами васюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхнеюрские отложения формировались в условиях прибрежно-морского осадконакопления.
Васюганская свита (J 2 келловей - J 3 оксфорд) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, отложения которой формировались в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с большим содержанием органики, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита. Верхняя подсвита, сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных, с прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется продуктивный пласт Ю 1, Пласт сложен разнозернистыми песчаниками, гравелитами, с прослоями аргиллитов. Песчаники от светло - до темно-серых, среднезернистые, к подошве пласта переходят в крупнозернистые, массивные, кварц-полевошпатового, реже полевошпат-кварцевого и полимиктового состава. Встречаются включения окатанной гальки и большое количество остатков раковин, выполненных кальцитом. На Усть-Тегусском месторождении пласт Ю 1 водоносный.
На месторождении васюганская свита, представлена в полном объеме,
Георгиевская свита (J 3 кимеридж) залегает на отложениях васюганской свиты и перекрывается баженовской свитой. Сложена, свита аргиллитами темно-серыми, почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну.
Баженовская свита (J 3 титон (волжский) - К 1 ранний берриас) залегает в кровельной части верхнеюрского комплекса, перекрывает отложения георгиевской свиты. Отложения свиты, представлены битуминозными, темно-серыми до черных аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами слабобитуминозными, кремнистыми и известковистыми. Толщина свиты достигает 20 м.
К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б.
Выше литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами, которые в районе месторождения не продуктивны.
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяют три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж или фундамент сформировался в палеозойское время, и соответствует геосинклинальному развитию современной платформы. Отложения фундамента представлены эффузивными, сильно дислоцированными породами.
Средний - объединяет эффузивно-осадочную толщу, сформировавшуюся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовом периоде.
Верхний - мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, сложенный осадочными песчано-глинистыми отложениями.
В пределах Демьянского нефтегазоносного района в разрезе Западно-Сибирской плиты выделяются только два структурных этажа: палеозойский фундамент, и залегающий субгоризонтально на неровной поверхности фундамента платформенный чехол.
Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» Усть-Тегусское месторождение располагается в пределах структуры первого порядка - Демьянского мегавала линейно вытянутого с северо-запада на юго-восток, который в свою очередь с севера примыкает к Юганской мегавпадине. С западной стороны мегавал отделяется от Пологрудовского мегавала узким вытянутым с северо-запада на юго-восток Васисским мегапрогибом. От Каймысовского свода с северо-восточной стороны мегавал отделяет структура второго порядка: Кельтаминская ложбина. От Каймысовского свода мегавал отделяет Верхнедемьянская мегаседловина. Размеры Демьянского мегавала составляют 270Ч80 км.
В северной части мегавала к настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, Урненское, Усть-Тегусское.
На месте расположения Усть-Тегусского месторождения по кровле фундамента единая структура, контролирующая залежи в отложениях тюменской свиты, не выделяется и структурный план по кровле фундамента представлен отдельными небольшими локальными поднятиями, наиболее крупным из которых является Усть-Тегусское поднятие в районе скв. 110, 112,
Поднятие замыкается изогипсой на уровне - 2480 м, имеет размеры 12Ч4 км и амплитуду 60 м. К северу от него выделено небольшое структурное осложнение (Перестроечная I и II) в районе скважины 100, оконтуренное изогипсой - 2490 м. Размеры его 2,0Ч1,5 км, амплитуда менее 40 м.
К северо-западу от указанных структур прогибом с глубиной -2480-2490 м отделяется небольшая структура Усть-Тегусская I в районе скважины 34, которая, в свою очередь, через седлообразный прогиб глубиной 2500 м на западе раскрывается в сторону Северо-Усановских I и II структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия (район скв. 33, 35).
Также, как и по кровле фундамента, Усть-Тегусская структура по отражающему горизонту Т (Граф.) представлена отдельными структурными осложнениями, а по общей объединяющей изогипсе -2400 м имеет форму структурного носа, вытянутого с северо-запада на юго-восток. В контуре изогипсы - 2400 м выделяется четыре локальных структурных осложнения размерами от 2,0Ч1,5 км до 10,0Ч2,5 км и амплитудой до 15-20 м. По изогипсе - 2400 м Усть-Тегусская структура на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия.
В пределах замыкающей изогипсы - 2390 м размеры Усть-Тегусской структуры составляют 18Ч6 км, амплитуда - 30 м. Высота залежей, приуроченных к пластам Ю 2 , Ю 3 и Ю 4 превышают высоту структуры и они контролируются не только структурным, но и литологическим фактором (зоной отсутствия коллекторов на западе). К северо-востоку от основной структуры по сейсмическим данным выявлено две небольших структуры, в пределах одной из которых (в районе скв. 100) доказана промышленная нефтеносность песчаников тюменской свиты. Размеры структур 2,0Ч1,5 км и 3,0Ч1,5 км, амплитуда около 20 м.
Отражающий горизонт Б на Усть-Тегусской структуре в целом повторяет структурную поверхность горизонта Т: центральная часть месторождения в структурном отношении представляет из себя сравнительно узкий структурный нос, простирающийся с северо-запада на юго-восток. Структурный нос с трех сторон оконтуривается изогипсой - 2350 м, которая на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, расположенных на северо-восточном склоне Усановской структуры. Внутри изолинии - 2350 м по сейсмическим данным выделяется несколько замкнутых малоамплитудных поднятий, наиболее крупное из которых расположено в юго-восточной части структурного носа, оконтуривается изогипсой - 2330 м и в ее пределах имеет размеры 8,0Ч2,5 км и амплитуду около 20 м. Другие осложняющие структуры имеют меньшие размеры и амплитуду.
Унаследованность структурных планов наблюдается и по более молодым отложениям.
Восточная часть месторождения осложнена многочисленными сериями разломов. Большинство разломов являются затухающими от отложений кристаллического фундамента до верхне-юрских отложений. Разломы имеют субмеридианальное и субширотное простирание, протяженность различных разломов изменяется от 2 до 11 км, с амплитудой смещения на разных пластах от 3 до 30 м.
1.4 Характеристика нефтегазоносности месторождения
По пласту Ю 2 выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. 2.13): Основная, залежь в районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. 2.11). Основная залежь в юго-западной части месторождения ограничена разломом, являющимся гидродинамическим экраном, а так же отделена от залежи в районе скважины 104 тектоническим нарушением.
Основная залежь вскрыта 20 разведочными и 84 эксплуатационными скважинами. ВНК Основной залежи принят на а.о. -2400,0 м по разведочной скважине 43, по результатам интерпретации материалов ГИС и результатам испытания.
Залежь испытана в 26 разведочных и 56 эксплуатационных скважинах. Получены притоки нефти 0,8 (скв. 47) - 573,3 (скв. 2470_G) м 3 /сут (Прил. 5, 6). Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 15,9 м.
Залежь условно может быть поделена на две части: собственно Усть-Тегусскую в пределах одноименного лицензионного участка на восточном куполе, вовлечённую в разработку, и слабоизученную западную часть в пределах Усть-Тегусского и Урненского ЛУ. Размеры разрабатываемой части залежи 18Ч6 км, западной части - 16Ч10 км.
Залежь пластово-сводовая литологически и тектонически экранированная, высота залежи достигает 60 м, общие размеры: длинна 18 км, ширина 16 км.
Залежь в районе скважины 104 вскрыта одной скважиной. Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина 2,5 ширина 1,0 км. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. - 2410,2 м. В результате испытания пласта Ю 2 в данной скважине в интервале глубин 2641,0 - 2647,0 м (а.о. -2403,5-2409,5 м) получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м 3 /сут, воды 0,6 м 3 /сут. при депрессии 1,7 МПа. Вскрытые эффективные толщины в скважине 104 составляют 7,4 м, нефтенасыщенные толщины - 5,9 м
Залежь в районе скважины 48 расположена на Урненском лицензионном участке, в 11 км на северо-запад от контура нефтеносности Основной залежи пласта Ю 2 (Рис. 2.8). В скважине 48 при испытании пласта Ю2 в двух интервалах: -2474,5-2476,5 м и -2479,0-2481,0 м (а.о. -2361,0-2363,0 м и а.о. -2366,0-2367,5 м) был получен безводный приток нефти дебитом 1,12 м 3 /сут при депрессии 10,1 МПа. ВНК в залежи принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 48 на а.о. -2367,0 м.
Залежь пластово-сводовая стратиграфически и литологически экранированная, ВНК принят на а.о. -2367,0 м, размер залежи 6Ч3 км.
Пласт Ю 3 разделен на шесть залежей (Рис. 2.12). В Западной части выявлена одна залежи: в районе скважин 103 и 53. В Восточной части выделяются 5 блоков, разделенных тектоническими нарушениями (Табл. 2.14). Западная часть вскрыта лишь восемью разведочными скважинами. Восточная часть вовлечена в разработку, вскрыта 11 разведочными и 72 эксплуатационными скважинами.
В залежи Западной части ВНК принят на а.о. - 2413,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 6ut и по результатам испытания. При испытании были получены дебиты нефти от 1,12 м 3 /сут (скв. 6ut) до 18,92 м 3 /сут (скв. 53). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 34) до 7,3 м (скв. 53).
Залежь пластово-сводовая литологически стратиграфически экранированная.
Восточная часть пласта тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков : блок в районе скважины 2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе скважины 110 и блок в районе скважины 104,
Блок района скважины 2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен разломом. Для данного блока характерна небольшая площадь нефтеносности. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108_PL на а.о. -2408,5 м. Скважина не испытана, по данным интерпретации данных ГИС пласт Ю 3 в данной скважине характеризуется как нефтенасыщенный.
Блок района скважины 2134 в контуре нефтеносности вскрыт 12 эксплуатационными скважинами, в водоносной части двумя разведочными скважинами 102, 116, скважина 2109 вскрыла зону литологического замещения пласта. С севера, с запада и с юга блок ограничен разломами. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2134 на а.о. -2429,4 м. При испытании скважин были получены притоки нефти от 2,3 м 3 /сут (скв. 2134 совм. с Ю 4 ) до 123,4 м 3 /сут (скв. 2231). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 м (скв. 2165_PL) до 6,4 м (ск. 2231).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0Ч4,4 км.
Блок района скважин 105 вскрыт 4 разведочными и 33 эксплуатационными скважинами. В пределах блока выявлено три зоны литологического замещения пласта, которые подтвердили скважины 2288, 2318, 2319, 2292, 2293, 2323, 2382, 2411, ВНК в блоке района скважины 105 принят на а.о. -2415,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 105, В результате испытаний скважин были получены притоки нефти от 2,77 м 3 /сут (скв. 105) до 116,6 м 3 /сут (скв. 2352). Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0,7 м (скв. 2257) до 9,6 м (скв. 105).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,5Ч3,9 км.
Блок района скважины 110 в контуре нефтеносности вскрыт двумя разведочными и 20 эксплуатационной скважиной, водонасыщенную часть пласта вскрыли 8 эксплуатационных скважин. Скважины 2564 вскрыла зоны фациального замещения пласта. Разведочные скважины вскрыли чисто нефтеносную часть пласта, расположенную в купольной части залежи. ВНК в блоке принят по скважине 2443b по кровле водонасыщенного пропластка на а.о. -2405 м, а также по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2562 на а.о. -2405,0 м. При испытании пласта Ю 3 были получены притоки нефти дебитом от 2,9 м 3 /сут (скв. 110) до 20,4 м 3 /сут (скв. 113). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 м (скв. 2691_PL) до 11,5 м (скв. 2441).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,0 км и 1,2-3,3 км.
Блок района скважины 104 вскрыт одной скважиной. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -2419,0 м. При испытании был получен приток нефти и воды дебитами 1,5 м 3 /сут и 4,26 м 3 /сут соответственно.
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная. Размеры залежи 2,4Ч0,6 км.
По пласту Ю 4 выявлено 7 залежей с различными уровнями ВНК (Табл. 2.15), разделённых тектоническими нарушениями и прогибами, закартированными по сейсмическим данным и данным бурения скважин.
Так же как и вышележащие пласты, пласт Ю 4 можно разделить на западную и восточную части . Западная часть изучена только разведочным бурением, а восточная часть, вовлеченная в разработку, вскрыта 11 разведочными скважинами и 88 эксплуатационными. Из них четыре разведочные 102, 116, 104, 104 бис и 24 эксплуатационные скважины вскрыли только водонасыщенную часть пласта, остальные скважины расположены в контуре нефтеносности.
Западная залежь изучена 11 поисково-разведочными скважинами, из которых скважина 47 вскрыла зону фациального замещения пласта, а скважина 16 вскрыла зону отсутствия пласта (зона выступа фундамента). В пределах западной части выделяется два блока с различными уровнями ВНК: р-н скв. 103 и р-н скв. 117, Расстояние между разведочными скважинами изменяется в пределах 2,0-4,2 км, изученность бурением в районах примыкающих к линии выклинивания пласта низкая, западнее 43 и 16 скважин на протяжении 9 км не пробурено ни одной скважины, данная часть залежи требует доразведки.
Блок в р-не скв. 103 вскрыт одной скважиной на а.о. -2414,3 м, эффективная толщина вскрытая в скважине 103 составляет 24,2 м, ВНК в блоке вскрыт на а.о. -2443 м. Блок представлен горстом ограниченным двумя разломами, являющимися гидродинамическими экранами. При испытании был получен приток безводной нефти дебитом 13 м 3 /сут на 6 мм штуцере. Вскрытая эффективная толщина составляет 24,2 м, нефтенасыщенная 20,4 м.
Блок в р-не скв. 117 с востока примыкает к блоку в р-не скв. 103. Разделением между блоками является тектоническое нарушение, а в районе скв. 117 вскрытая эффективная толщина в блоке изменяется от 4,6 м. В скважине 107, до 23,4 м в скважине 117, вскрытая нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7 м в скважине 43, до 20,7 м в скважине 6ut. Полученные при испытании пласта Ю 4 в скважинах притоки нефти составляют от 0,1 м 3 /сут (скв. 43) до 82,0 м 3 /сут (скв. 6ut). Залежь пластово-сводовая тектонически стратиграфически экранированная, высота залежи составляет 56 м, размеры: длина 17 км, ширина 3,5Ч10,0 км.
Восточная часть залежи пласта Ю 4 разделена на 5 залежей: залежь в районе скв. 2108, залежь в районе скв. 2197, залежь в районе скважины 100, залежь в районе скв. 110, 112 и залежь в районе скв. 115,
Залежь района скважины 2108 вскрыта одной скважиной на а.о. -2424,2 м. Блок ограничен с запада тектоническим нарушением. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108, выделенного по результатам интерпретации проведённых ГИС и принят на а.о. -2435 м. Вскрытая эффективная толщина в блоке составляет 18 м, нефтенасыщенная 10,3 м. Залежь не испытана. Залежь массивная тектонически экранированная, высота 15 м, размеры 1,0Ч0,5 км.
В контуре нефтеносносности залежи в районе скважины 2197 расположены 2 эксплуатационные скважины 2197 и 2198, вскрытые эффективные толщины составляют 9,2 м и 28,8 м соответственно. Удлинение в скважинах на пласт Ю 4 составляет 60 и 52 м соответственно, скважины считаются субвертикальными. Залежь отделена от залежи района скважины 110, 112 тектоническими нарушениями (Рис. 2.13). ВНК в блоке принят на а.о. -2429,4 м по кровле водоносного коллектора в скважине 2197, При испытании полученные притоки нефти составляют от 1,1 м 3 /сут (скв. 2197) до 5,6 м 3 /сут (скв. 2198). Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 1,5 м (скв. 2198) и 12,0 м (скв. 2197).
Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи 13 м, размеры залежи 1,2Ч1,2 км.
Залежь района скважины 100 вскрыта тремя скважинами. Кроме разведочной скважины 100 в контуре нефтеносности данной залежи находятся две эксплуатационные скважины 2170 и 2201, Залежь ограничена с южной стороны тектоническим нарушением. ВНК в блоке подсечен всеми скважинами и принят на а.о. -2443,0 м. Залежь испытана в скважине 100, при испытании которой на КИИ совместно всех пластов Ю 2 , Ю 3 , Ю 4 был получен безводный приток нефти дебитом 120,96 м 3 /сут. В эксплуатационных скважинах испытания не проводились. Вскрытые эффективные толщины варьируют от 18,0 м (скв. 2201) до 20,6 м (скв. 2170), нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,5 м (скв. 2201) до 7,5 м (скв. 2170).
Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи около 10 м, размеры залежи 2,2Ч0,7 км.
Залежь в районе скважины 110, 112 является основной в восточной части пласта Ю 4 Усть-Тегусского месторождения. Залежь вскрыта 7 поисково-разведочными и 69 эксплуатационными скважинами на а.о. - 2393,9 м (скв. 110) - 2449,4 м (скв. 2293). Большая часть залежи расположена в водонефтяной зоне. Эффективная толщина изменяется от 4,9 м (скв. 2470_PL) до 40,1 м (скв. 2623_PL). Вскрытая максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 34,6 м в скважине 2564, С севера, запада и юга залежь ограничена тектоническими нарушениями. ВНК в блоке принят на а.о. -2436 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в разведочной скважине 112,
В центральной части залежь осложняется разломом, который прослежен по сейсмическим данным и является на вышележащем пласте Ю 3 гидродинамическим экраном. В описываемой части пласт Ю 3 маломощный (около 1 м), смещение разлома перекрывает продуктивные пропластки. По пласту Ю 4 эффективные толщины в районе разлома развиваются до 6 м, в результате чего смещение разлома полностью не перекрывает продуктивную часть пласта и разлом не является гидродинамическим экраном. Данные вскрытия контакта в скважинах данного блока показывают, что ВНК определяется на одном уровне.
По результатам испытания пласта Ю 4 получены притоки нефти от 0,21 м 3 /сут (скв. 114) до 201,1 м 3 /сут (скв. 2258).
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 46 м, размеры залежи: длина 10 км, ширина 1ч4 км.
Залежь в районе скважины 115 вскрыта 2 скважинами на а.о. -2414,8 м (скв. 115) - 2428,0 м (скв. 2290). Залежь отделена от других залежей разломами с запада и севера. Эффективные нефтенасыщенные толщины от 16,7 м (скв. 2290) до 21,3 м (скв. 115, ВНК в блоке принят на а.о. -2446,0 м, по результатам интерпретации ГИС. При испытании были получены притоки нефти от 28,0 м 3 /сут (скв. 115) до 81,4 м 3 /сут (скв. 2290). Залежь характеризуется небольшой площадью распространения.
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 36 м, размеры залежи 2,0Ч0,7 км.
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов
Подсчетные параметры по пластам Ю 2 , Ю 3 и Ю 4 приняты по результатам анализов глубинных проб и составляют:
Пласт Ю 2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Для его изучения было отобрано 38 поверхностных проб из 17 скважин и 40 глубинных проб из 13 скважин (прил. 9, 10).
плотность разгазированной нефти - 880 кг/м 3 ;
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,882 г./см 3, По составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 14,6%; до 300 С - в среднем 34,6%. Температура начала кипения - 68,4 о С.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,07% метана, 3,06% азота и 0,48% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана (Прил. 11, 12).
По пласту Ю 3 отобрано 9 поверхностных проб из 7 скважин и 5 глубинных проб нефти из двух скважин. Для пласта, чьи запасы нефти составляют всего 6% от суммарных запасов месторождение, такое количество исследований является достаточным.
плотность разгазированной нефти - 875 кг/м 3 ;
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8918 г./см 3 , по составу нефть сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 12,3%; до 300 С - в среднем 30,7%. Температура начала кипения - 63,1  о С.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,67% метана, 2,24% азота и 0,56% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.
Пласт Ю 4, Свойства нефти изучены по 29 поверхностным пробам из 15 скважин и 24 глубинным пробам из 7 скважин.
плотность разгазированной нефти - 884 кг/м 3 ;
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8898 г./см 3, по составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет в среднем 14,0%; до 300 С - в среднем 32,1%. Температура начала кипения - 69,4  о С.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 83,23% метана, 2,29% азота и 0,52% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.
Свойства пластовой нефти пластов Ю 2, Ю 3, Ю 4 Усть-Тегусского месторождения
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10 -4
Плотность нефтяного газа, т/м 3 , при 20°C:
Плотность дегазированной нефти, т/м 3 , при 20°С:
Коэфф
Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение По Бунину И Куприну 11
Курсовая работа по теме Автоматизированное рабочее место по расчёту голосов в избирательных участках
Реферат: Психологические отклонения у детей и подростков. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая Работа На Тему Экономические Ресурсы Предприятия
Реферат по теме Формирование педагогического мастерства преподавателя технического ВУЗа
Пенсионная Реформа В Рф Реферат
Контрольная Работа По Роману Отцы И Дети
Эссе Взаимоответственность Государства И Гражданина
Курсовая работа по теме Формирование системы колониального управления в Африке
Наука Кладбище Гипотез Эссе
Реферат: Дмитрий Менделеев. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа Итоги 6 Класс
Реферат: МАГАТЭ Организация ООН
Реферат по теме Аминистративная ответственность
Сделать Отчет По Производственной Практике
Курсовая работа: Изменение системы управления предприятием с учетом применения факторного анализа в концепции управления
Сочинение По Картине Масленица 5 Класс
Реферат Биотехнология Генная Инженерия
Сочинение Про Работу Учителя На Английском
Государственные И Муниципальные Организации Реферат
Оригинальные карты и атласы - География и экономическая география курсовая работа
Строение и функции головного мозга - Биология и естествознание реферат
Оценка воздействия объекта на окружающую среду - Военное дело и гражданская оборона курсовая работа