Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

Геологическое строение резервуаров и условия залегания нефти на Первомайском месторождении, литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов. Оптимизация работы механизированного фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.


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 автономное образовательное учреждение высшего образования
"Национальный исследовательский Томский политехнический университет"
Направление подготовки Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений
тема работы: Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении (Томская область)
Дипломная работа 92 страниц, 15 рисунков, 19 таблиц, 12 источников.
Ключевые слова: месторождение, залежь, запасы, добыча нефти, разработка, скважина, оптимизация, уэцн, интенсификация добычи нефти, повышение нефтеотдачи, мрп, механические примеси .
Объектом исследования является Первомайское нефтяное месторождение.
Цель работы - Оптимизация работы фонда скважин оборудованного УЭЦН на Первомайском месторождении (Томской области)
В работе приведены: геолого-физической и геолого-промысловой характеристике месторождения, анализ разработки месторождения, показатели текущего состояния разработки. Представлен анализ структуры фонда добывающих скважин, оборудованных УЭЦН. Дано описание техники и технологии добычи с применением УЭЦН и причины выхода из строя насосов. Предложены рекомендации по улучшению эффективности работы фонда скважин. Рассмотрено применение дополнительного оборудования, которое увеличивает МРП скважин.
Данная выпускная квалификационная работа выполнена на персональном компьютере при использовании пакета Microft Offisе XP, текстовая часть выполнена в Microft Offise Word 2007, расчеты и графики в - Microft Offise Excel 2007, рисунки в - Corel DRAW 13. Презентация создана в Microft Offise Power Point 2007
Определения, обозначения и сокращения
В настоящей работе применены следующие термины с соответствующими определениями:
1 месторождение: Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.
2 залежь: Естественное локальное единичное скопление углеводородов в одном или группе пластов.
3 пласт: Форма залегания однородной осадочной горной породы, ограниченной двумя более или менее параллельными поверхностями.
4 нефть: Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп.
5 растворенный газ: Природная смесь углеводородных и не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в растворенном в нефти или воде состоянии.
6 пористость: Наличие в горной породе пор (пустот).
7 проницаемость: Способность горной породы пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давления.
8 нефтенасыщенность: Объем нефти, содержащийся в пустотном пространстве пласта-коллектора.
10 геологические запасы: Запасы месторождений (залежей), находящиеся в недрах.
11 извлекаемые запасы: Часть геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр.
13 эффективная толщина: Сумма толщин пропластков пород-коллекторов.
14 структурная карта: Графическое изображение в горизонталях поверхности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта.
В настоящей работе применены следующие сокращения:
ГИС - геофизические исследования скважин;
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;
УЭЦН - установка электроцентробежных насосов
Развитие нефтяной промышленности в Томской области началось в 1962 году с открытием Советского месторождения. В 1966 году оно введено в промышленную разработку. В соответствии с решением правительства в 70-е и 80-е годы активно осуществлялся ввод новых месторождений, расположенных на значительных расстояниях и в труднодоступных районах. Более того, эти месторождения связаны с низкопродуктивными верхнеюрскими отложениями и требующие уже на начальной стадии механизированной добычи, поддержание пластового давления и подготовки нефти. С 1966 года по декабрь 2013 г. в Томской области добыто 309,8 млн. тонн нефти.
ОАО "Томскнефть ВНК" разрабатывает 20 нефтяных месторождений, максимальный уровень добычи нефти был достигнут (19 млн. тонн) в 2013 г., бурилось 1200 тыс. м скважин. Эксплуатационный фонд составлял 7096 скважин, нагнетательных 1634, средний дебит 18,8 тонн/сут. Обводненность достигла 60 %. По состоянию на 01.12.14 г. в Томской области по категориям А+В+С 1 разведано (без учета накопленной добычи) 440,8 млн. тонн нефти и предварительно учтено по категории С 2 236,5 млн. тонн.[1]
Необходимо, однако, отметить, что два месторождения, с которыми связанно 37% запасов, вступили в третью (снижающую) стадию разработки и обводненность продукции по ним составила более 80%.
Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995 - 2020 гг. может быть добыто 261,6 млн. тонн нефти, в том числе в 2005 - 36,9 млн. тонн, 2010 - 25,0 млн. тонн и 2020 - 22,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать по месторождениям, находящимся в эксплуатации с 70-80 годов. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторождений на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку месторождения являются мелкими за исключением Крапивинского, объемы добычи которого в настоящее время составляют 15 млн. тонн в год, и активно разбуривается. Ввод новых мелких месторождений в разработку и эксплуатация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от современных линий трубопроводного транспорта. В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов и рационализации эксплуатации дающего фонда, пересмотр бездействующего и простаивающего фондов.
На Первомайском месторождении, разрабатываемом цехам ЦДНГ-8 с февраля 2002 года начаты работы по интенсификации добычи нефти. Реализация программы предусматривает достижение максимального дебита скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения и воздействия как на пласт, так и на систему вертикального движения жидкости.[1]
Управление по добыче нефти и газа ОАО "Томскнефть ВНК" производит добычу нефти механизированным способом из скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов и штанговыми глубинными насосами. Основная доля добычи нефти ЦДНГ-8 производится механизированным способом. Скважинами, оборудованными УЭЦН, на март 2015 года добывается 98% от общей добычи нефти. Фонд скважин оборудованных УЭЦН составляет 99 % от общего фонда скважин.
В дипломной работе поставлена задача, на примере Первомайского месторождения в пределах фонда ЦДНГ-8 провести детальный анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, определить наиболее перспективные методы удержания планки по добыче, максимально оптимизировать работу фонда скважин.[1]
Первомайское нефтяное месторождение в административном отношении большей площадью расположено на западе Каргасокского района Томской области и лишь его северо-западная часть относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа (рис.1.1.).
В геолого-тектоническом отношении оно приурочено к Каймысовскому своду - одной из крупных положительных структур юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. В географическом отношении район проектируемых работ расположен в бассейне среднего течения р. Васюган - одной из крупных левых притоков р. Оби, точнее - в пределах Васюган-Юганского междуречья. Рельеф местности представляет собой слабовсхолмленную заболоченную и затаёженную равнину, типичную для Западно-Сибирской низменности. При этом степень заболоченности территории составляет 40-50%. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от + 64 до + 114м. Гидрографическая сеть района работ представлена, помимо наиболее крупных рек: Васюган - на востоке, и Большой Юган на западе, также их притоками (Еллекулун-Ях, Катыльга, Лонтынь-Ях, Махня, Локкумъягун) и более мелкими речками и ручьями. Реки типично равнинные с сильно меандрирующими руслами и большой площадью водосбора.
На территории Весеннего участка месторождения наиболее крупным озером является Леппымигльтойлор, имеющее в поперечнике 2,5 км. Местность в районе проектируемых скважин очень сильно заболочена, глубина достигает 1,5 - 2 м.
Климат района континентально-циклонический, с продолжительной холодной зимой и относительно коротким жарким летом. Среднегодовая температура составляет +3°С, среднемесячная июля +17,3°С; наиболее холодного января -21°С. Абсолютный максимум температур достигает +32°С, минимум - 55°С. Глубина промерзания грунта на залесенных участках достигает 1,5 - 2 м. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 244 суток.
По количеству осадков (350 - 630 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения. Их распределение по месяцам неравномерно, максимум на июль-август и декабрь-январь. Ледостав на реках происходит во второй половине октября, а вскрытие - в начале мая. Мощность снегового покрова на открытых местах 0,4 - 0,6 м, в залесенных - до 2 м. Вечномерзлотные породы в районе отсутствуют. Преобладающими ветрами являются северо-западные и юго-западные, их скорость иногда достигает 20 - 25 м/с. Северные ветры как зимой, так и летом приносят резкое похолодание. Лесной покров типичен для средней полосы Сибири, это смешанные леса с таёжными массивами. Ближайшим крупным населённым пунктом является г. Стрежевой - центр нефтедобывающей промышленности Томской области. Он расположен в 215 км по прямой северо-восточнее месторождения. Здесь начинается магистральный нефтепровод Александровское-Анджеро-Судженск и параллельный газопровод на Кузбасс [1].
В системе акционерного общества ОАО "Томскнефть" ВНК месторождение является наиболее крупным месторождением Васюганского нефтедобывающего района и эксплуатируется Управлением добычи нефти и газа (УДНиГ) ЦДНГ-8. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 г. составила 43143,8 тыс.т.
Ближайший населенный пункт - вахтовый посёлок Пионерный, расположен в 35 км на восток. Сравнительно крупный посёлок Новый Васюган расположен в 66 км юго-восточнее площади работ. Районный центр с. Каргасок расположен в 290 км восточнее площади работ на р. Оби. Областной центр - г. Томск находится в 640 км юго-восточнее месторождения.
Плотность населения крайне низкая. Основное население составляют русские, в меньшей степени - ханты, манси, украинцы, татары, немцы. В Каргасокском районе в его западной части развиты нефтедобывающая и лесная промышленность; сконцентрированы нефтяные и газовые месторождения, часть из которых разрабатывается.
Все месторождения связаны между собой и с г. Стрежевым сетью бетонных автодорог, а также зимниками. Доставка грузов также обеспечивается по рекам Оби и Васюгану до пос. Катыльга. Период навигации продолжается с конца апреля до середины октября. Стройматериалы для обустройства буровых (песок, глины, гравий, лес) имеются непосредственно на территории. В п. Пионерный имеется аэродром с взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26, ЯК-40. Источниками питьевого и технического водоснабжения служат естественные водоёмы и специальные водозаборные скважины глубиной до 100 - 120 м. Общая характеристика месторождения указана в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Общая характеристика месторождения
Рис. 1.2. Карта-схема Первомайского месторождения
В геологическом строении района работ и месторождения принимают участие образования палеозойского складчатого фундамента, несогласно перекрытые мезозойско-кайнозойскими отложениями осадочного платформенного чехла мощностью от 2500 до 3500 м в глубоко погруженных зонах.
Палеозойские отложения вскрыты скважинами, пробуренными в различных структурных условиях на глубинах 2540 - 2733 м.
Литологически представлены сильно карбонатизированными алевролитами, серовато-зелёными, слабометаморфизованными трещиноватыми аргиллитами.
Углы падения слоёв достигают 40 - 50°. Вскрытая мощность 46 - 273 м. В кровле палеозойских образований неповсеместно залегают отложения коры выветривания, представленные выветренными каолинизированными породами мощностью до нескольких метров.
Нижний и средний отделы - низы келловея
На палеозойских образованиях несогласно залегают континентальные осадки тюменской свиты, представленные серыми и тёмно-серыми аргиллитами, с прослоями невыдержанных по площади серых и светло-серых песчаников и алевролитов.
Песчаники и алевролиты равнозернистые, полимиктовые, линзовидно- и косослоистые.
Для разреза Тюменской свиты, характерны повышенная углистость и седиритизация пород, прослои углей.
Тюменская свита трансгрессивно перекрывается прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя, представленная тёмно-серыми аргиллитами, и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами.
Песчано-алевролитовые пласты верхне-васюганской подсвиты слагают регионально нефтегазоносный горизонт Ю 1. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.
В кровле горизонта Ю 1 обычно залегают зеленовато-серые глауконитовые песчаники барабинской пачки. Песчаники плотные, крепкосцементированные, мощностью от десятков сантиметров до 1 - 2 метров.
Кимериджскому времени соответствуют чёрные плитчатые аргиллиты, слагающие георгиевскую свиту. Однако из-за малой мощности и неповсеместного развития по площади выделение георгиевской свиты в пределах изученного района нецелесообразно, и ''георгиевские'' аргиллиты рассматриваются в составе васюганской свиты.
Мощность отложений васюганской свиты 60 - 75 м.
Максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления соответствуют глубоководные, морские отложения баженовской свиты волжского возраста.
Представлена тёмно-серыми, коричневатыми битуминозными плитчатыми аргиллитами с остатками пелеципод, белемнитов, рыб, включениями гнездовидного пирита.
Битуминозные аргиллиты баженовской свиты ряд исследований относит к фациям ''доманикового'' типа, то есть к нефтепроизводящим.
Отложения свиты входят в состав региональной верхнеюрско-нижнемеловой покрышки над юрским нефтегазоносным комплексом.
В связи с особенностями литологического состава, чёткой стратиграфической приуроченностью и площадным распространением, баженовская свита является маркирующим горизонтом, как геофизический репер характеризуется очень высокими значениями кажущегося сопротивления (до 320 Ом?м) и повышенной естественной радиоактивностью до 100 гамм.
Мощность баженовской свиты 11 - 20 м.
В основании мелового комплекса лежат морские отложения куломзинской свиты, представленные сероцветными, полосчатыми, плитчатыми аргиллитами с прослоями кварцево-полевошпатовых песчаников.
В нижней части свиты выделяется песчано-алевритовая ачимовская пачка (пласты Б 16-20) мощностью до 50 м. В кровле свиты залегают выдержанные по площади песчаные пласты Б 10 и Б 12.
Мощность отложений куломзинской свиты 262 - 283 м.
Регрессивно залегает на осадках куломзинской свиты. Сложена серыми и светло-серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками мелководноморского генезиса с прослоями алевролитов и тёмно-серыми полосчатыми аргиллитами, хорошо коррелируемыми по площади.
Готерив-барремскому времени соответствуют континентальные осадки вартовской свиты.
В южном направлении сероцветные осадки вартовской свиты постепенно замещаются пестроцветными фациями киялинской свиты.
Вартовская свита, сложена зеленовато-серыми, комковатыми аргиллитоподобными глинами с прослоями серых, зеленовато-серых песчаников и алевролитов.
Мощность отложений вартовской свиты 392 - 441 м.
Отложения вартовской свиты трансгрессивно перекрываются морскими осадками алымской свиты.
Литологически и фациально отложения алымской свиты подразделяются на две подсвиты: нижнюю, прибрежно-морского генезиса, сложенную светло-серыми песчаниками и верхнюю, представленную тёмно-серыми плитчатыми глубоководно-морскими глинами кошайской пачки, являющейся маркирующим горизонтом и региональной покрышкой над нижнемеловым продуктивным комплексом в пределах центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской плиты.
Мощность Алымской свиты 64 - 100 м.
В состав Покурской свиты входят континентальные отложения апт - альб - сеноманского возраста, регрессивно залегающие на осадках нижнего апта.
Свита представлена переслаиванием мощных песчано-алевритовых пачек с серыми и зеленовато-серыми комковатыми глинами.
В песчано-алевритовых разностях отмечается обилие углистого детрита. Мощность отложений свиты 706 - 747 м.
Морские отложения туронского возраста, связанные с верхнемеловой трансгрессией, слагают кузнецовскую свиту, представленную тёмно-серыми глинами.
Выдержанность в пределах региона и чёткая стратиграфическая приуроченность позволяют отнести свиту, наряду с баженовской свитой и кошайской пачкой, к маркирующим горизонтам.
Мощность свиты составляет 10 - 23 м.
На осадках турона согласно залегают морские отложения коньяк-сантон-кампанского возраста, выделяемые в берёзовскую свиту.
Сложена преимущественно серыми и зеленовато-серыми, участками опоковидными глинами, в средней части с прослоями кварцево-глауконитовых песчаников.
Мощность берёзовской свиты составляет 91 - 115 м.
Разрез мелового комплекса завершается морскими отложениями ганькинской свиты маастрихт-датского возраста.
Представлена зеленовато-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, участками с прослоями мергелей. Мощность свиты 142 - 169 м.
Палеогеновый осадочный комплекс слагается морскими глинистыми осадками талицкой свиты (палеоцен), люлинворской свиты (эоцен), чеганской свиты (верхний эоцен - нижний олигоцен) и континентальными песчано-глинистыми отложениями среднего и нижнего олигоцена, выделяемыми в некрасовскую серию.
Общая мощность палеогеновых отложений 570 - 580 м.
Представлены желтовато-серыми суглинками, песками, переходящими вниз по разрезу в глины.
Мощность четвертичных отложений 20 - 40 м [5].
В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.
С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганская и Нюрольская впадины, с востока - Колтогорский мегапрогиб. На севере Каймысовский свод узким прогибом отделяется от Нижневартовского свода.
Согласно карты тектоники фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления Каймысовскому своду в фундаменте соответствует Верхне-Васюганский антиклинорий, выделяющийся чёткими аномалиями в гравитационном и магнитном поле. Выступом фундамента в платформенном чехле соответствуют положительные структуры II и III порядков, контрастные по глубоким горизонтам и постепенно ''затухающие'' в верхнемеловых и палеогеновых отложениях, что позволяет отнести их к структурам унаследованного развития.
В пределах оконтуренной зоны выделялись Весеннее, Игайское и Первомайское локальные поднятия преимущественно северо-западного простирания. Размер Первомайского месторождения (поднятия) по изогипсе -2480 м составил 85 км, амплитуды 130 м.
По изогипсе -2460 м Первомайское, Игайское и Весеннее поднятия объединяются в единую принятую брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложнённую более мелкими складками и куполами.
Протяжённость складки 42 км, ширина её в среднем составляет 6 км, изменяясь от 3-4 до 10-12 км.
Углы наклона крыльев незначительны - от 1 до 3°. Осложняющие структуру складки имеют различную ориентировку от субмеридиальной на юге до субширотной на севере. В плане структура имеет сложную конфигурацию (структурные мысы, пережимы), особенно в переклинальных и северо-восточной частях.
Промышленная нефтеносность месторождения стратиграфически связана исключительно с отложениями васюганской свиты (J 3 VS), залегающими непосредственно под региональной покрышкой - аргиллитами баженовской свиты.
Залежь нефти пластовая сводовая, литологически ограниченна.
Залежь Первомайского месторождения приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты, сложенному двумя песчаными пластами Ю 1-0, Ю 1-1 и разделяющим их глинистым экраном мощностью от 7 до 14 м.
Пласт Ю1 литологически неоднородный, представлен мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность пласта варьирует в широких пределах от 7 до 30 м. Пласт по данным промысловой геофизики и керна водоносный, при опробовании его в 4 скважинах получены притоки пластовой воды от 4,7 мі/сут, при динамическом уровне 187 м до 0,7 мі/сут при переливе.
Выше залегает продуктивный пласт Ю 1-0, литологически однородный, хорошо выдержанный и коррелируемый по площади (рис.2.4). Мощность пласта в пределах большей части месторождения закономерно увеличивается от 8,2 м в присводовой части структуры до 15,0 м на крыльях, при общей тенденции уменьшения мощности пласта в северном направлении за счёт постепенного замещения песчаников глинистыми разностями до полного выклинивания в районе скважины 259.
Эффективная мощность пласта также закономерно увеличивается от 6,2 м в сводовой части до 11,0 - 14,0 м на склонах структуры и уменьшается к северной переклинали до 1,4 - 4,0 м.
Литологически пласт представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками, полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми.
Коллекторские свойства пласта характеризуются значениями открытой пористости 14,5 - 20,4%, проницаемости параллельно напластованию 11,5 - 103,6 мд.
Кровля пласта Ю1-0 совпадает в разрезе с кровлей горизонта Ю 1 и чётко выделяется по промыслово-геофизическим данным минимумом на кривых кажущегося сопротивления ниже подошвы высокоомной баженовской свиты.
По керну кровля пласта Ю1-0 также уверенно отбивается на контакте коричневато-серых битуминозных аргиллитов баженовской свиты с чёрными плитчатыми аргиллитами и зеленовато-серыми глауконитовыми песчаниками в кровле васюганской свиты.
Опробование пласта проведено в 27 скважинах. Пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444,0 - 2547,2 м (а.о. -2346,6 -2462,2 м).
Скважина 259 оказалась в зоне полного выклинивания коллектора пласта Ю 1-0 и опробование его не проводилось.
Промышленные притоки нефти получены в 18 скважинах. Дебиты нефти через 8 мм штуцер составили 25,0 - 88,0 мі/сут, газа 0,8 - 2,6 тыс.мі/сут.
Притоки нефти с пластовой воды получены в приконтуренной скважине 266, где дебит нефти через 4 мм штуцер составил 8,7 мі/сут, пластовой воды - 1,7 мі/сут, и в скважине 254, вскрывшей зону ВНК в пределах отдельного северо-восточного купола. Дебит нефти через 6 мм штуцер составил 28,6 мі/сут, пластовой воды - 7,1 мі/сут.
При опробовании пласта в законтурных скважинах получены притоки пластовой воды и пластовой воды с плёнкой нефти дебитами 5,3 мі/сут на динамическом уровне 163 м (скв. 247) до 2,2 мі/сут при переливе (скв. 272).
По промыслово-геофизическим данным удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта составляет 4,5 - 28,0 Ом?м, водоносного - 2,2 - 4,8 Ом?м.
Залежь нефти пластовая сводовая, литологически ограниченная. В районе скв. 254 обосабливается самостоятельная небольшая залежь, связанная с северо-восточным куполом.
Внешние контуры нефтеносности залежей определены на структурной карте по кровле проницаемой части пласта Ю1-0, внутренние контуры - на структурной карте по подошве пласта.
Данные по водообильности напорам контурных вод, химизм и метаморфизм вод юрского водоносного комплекса позволяют определить режим залежей как водонапорный. В результате пробной эксплуатации пласта Ю 1-0 в скважинах 249, 250, 271 установлено постоянство дебитов, газовых факторов, пластовых и устьевых давлений в течение эксплуатационного периода.
Пластовое давление в залежи, приведённое к абсолютной отметке -2440 м, составляет 258,3 - 265,5 атм., пластовая температура 86,5 - 93°С.
Газовый фактор изменяется в пределах залежи от 17,6 до 76,0 мі/мі. Водонефтяной контакта на месторождении установлен по совокупности промыслово-геофизических данных, результатов опробования и насыщения по керну.
Для залежи в районе скважины 254 ВНК чётко устанавливается по промыслово-геофизическим данным на а.о. -2410 м, которая подтверждается и результатами опробования из интервала 2511 - 2515 м (а.о. -2407 - -2411 м) получено 28,6 мі/сут нефти и 7,1 мі/сут пластовой воды.
В пределах основной залежи выявлен региональный наклон плоскости ВНК с востока на запад. Для восточного склона ВНК принят на а.о. -2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти.
На западном склоне месторождения ВНК по результатам опробования уверенно устанавливается раздел вода - нефть в интервале отметок от -2440 до -2445 м.
В переклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от -2423 до -2440 м. Наклон плоскости ВНК в пределах основной залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима. Наблюдение за статическими уровнями в пьезометрических скважинах свидетельствует о значительном различии в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры. В региональном плане данное явление связано, по-видимому, с общим напором вод верхнеюрского комплекса со стороны Колтогорского мегапрогиба, непосредственно примыкающего с востока к Каймысовскому своду.
В процессе бурения и опробования скважин на Первомайском месторождении залежей нефти и газа в ниже- и вышезалегающей частях разреза не выявлено. Нефтегазопроявлений в керне и нефтегазонасыщенных пластов по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных также не отмечено.
Месторождения Васюганского нефтедобывающего района в тектоническом отношении расположены в пределах Каймысовского свода и Колтогорского мегапрогиба на осложняющих их структурах более низкого порядка. В геологическом отношении район характеризуется двухъярусным строением: нижний ярус представлен образованиями палеозойского фундамента плиты, верхний - осадочными отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, что подтверждается результатами сейсморазведочных работ и данными глубокого бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.
Осадочный комплекс включает отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Суммарная толщина осадочных пород составляет 2500 - 3200 метров. Нефтяные залежи на всех месторождениях района связаны с отложениями верхней части васюганской свиты верхней юры. В её пределах выделяется горизонт Ю1, характеризующийся следующими литолого-фациальными комплексами снизу вверх: регрессивным прибрежно-морским (подугольная толща, пласты Ю1-2, Ю1-1, Ю1-0). Таким образом, терригенные отложения горизонта Ю1 характеризуются обширным спектром фациальных обстановок прибрежной части моря.
Условия осадконакопления обусловили особенности строения пластов песчаников, которые, как правило, представлены средне- и мелкозернистыми разностями, среднесортированными и имеют мелко- и косоволнистую текстуру. При смене фациальной обстановки песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами. Это уже глинистые осадки фации лагун и заливов, чем обусловлено наличие зон литологического замещения пород-коллекторов.
В условиях трансгрессии, в зоне морских течений сформировались хорошо выдержанные по площади песчаники (пласты Ю1-2, Ю1-1), у которых отсутствует слоистость, они однородны, хорошо и среднесортированы. В пределах горизонта Ю 1 наблюдаются небольшие толщины песчаных пластов и частая смена литогенетических типов пород на сравнительно небольших расстояниях.
Следствием вышеупомянутых фациальных условий из-за малой толщины горизонта Ю1 на Первомайском месторождении в осадконакопления является значительная вариация общей толщины горизонта Ю1 в пределах месторождений Васюганского района. Максимальные общие толщины горизонта на Оленьем месторождении достигают 30 - 35 м, а минимальные - на Первомайском не превышают 20 м. В результате изнем выделяется один продуктивный пласт.
Тип залежей на месторождениях пластовый сводовый, часто литологически ограниченный. Средняя глубина залегания горизонта 2440 - 3050 м. Границы залежей (поверхности водонефтяных контактов и линии замещения коллекторов) во многих случаях установлены по косвенным данным. В пределах месторождений абсолютные отметки ВНК на разных участках различаются на 10 - 20 и более метров. На Первомайском месторождении ВНК на западном крыле структуры ниже, чем на восточном. Основные геолого-физические характеристики месторождения представлены в таблице 2.1.
Литолого-петрографическая характеристика
песчаники полевошпатово-кварцевые, средне- и мелкозернистые, среднесцементированные, цемент гидрослюдистый каолинитовый
Фильтрационно-ёмкостная характеристика по керну
Интегральные кривые распределения объёма продуктивной части горизонта Ю1 по пропласткам различной толщины показывают, что значительная доля объёма коллектора, а следовательно и запасов нефти, содержится в пропластках малой толщины (1-2 м). Так по Первомайскому месторождению в пропластках толщиной до 2-х метров доля начальных запасов составляет почти 25%.
Можно полагать, что чем больший объём запасов нефти содержится в пропластках малой толщины, тем сложнее достижение высоких показателей разработки месторождения и тем более низкая нефтеотдача будет достигнута в результате разработки. Чем большая доля запасов нефти заключена в пропластках малой толщины, тем выше степень прерывистости коллектора, так как вероятность выклинивания или замещения пропластка малой толщины выше. Часто удаётся установить статистическую связь между толщиной пропластка и площадью его распространения в пласте. Подобные пласты ведут себя при разработке как объекты с низкой гидропроводностью. По ним наблюдаются невысокие темпы отбора нефти, слабая реакция на процесс заводнения, низкий охват заводнением и невысокая нефтеотдача.
С точки зрения разработки месторождений горизонт Ю1 представляет собой сложнопостроенную гидродинамическую систему, в пространстве которой наблюдается геометрически незакономерное черед
Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Профессиональная подготовка студентов ФФК средствами гимнастики
Расследование Нераскрытых Преступлений Прошлых Лет Курсовая Работа
Реферат По Физкультуре Правила Игры В Волейбол
Дипломная работа: Мудрость «безумных речей». О духовном наследии Чжуан-Цзы
Курсовая работа: Иностранные инвестиции в нефтегазовый комплекс России
Казнь Эссе
Реферат: Темы для ов. Прошлое и настоящее семьи
Курсовая работа по теме Конфликтные ситуации в группе и психологические методы их профилактики и регулирования
Реферат по теме Логика контрольная 7
Реферат На Тему Характеристика Современной Мировой Валютной Системы
Курсовая работа: Розвиток слов’яно-хозарських стосунків на Дніпровському Лівобережжі
Курсовая работа: Кримінально-правова характеристика ухилення від сплати податків, зборів, інших обов’язкових платежів
Сочинение Про Словарь Русского Языка 6 Класс
Гдз Математика Контрольная Работа 5 Класс Виленкин
Реферат: Total Quality Management 2 Essay Research Paper
Реферат: Формирование кыргызского народа
Контрольная Работа Номер 2 Прямая
Ввп На Душу Населения Рф Реферат
Методичка На Тему Кручение
Государственное Регулирование Местного Самоуправления Курсовая
Аудит інших операційних доходів - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет незавершенного производства. Учет распределения прибыли - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Организация бухгалтерского учета оборотных активов в современных условиях хозяйствования - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа