Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола - Геология, гидрология и геодезия диссертация

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

Технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки.


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.

м инистерство образования и науки республики Казахстан
западно-казахстанский аграрно-технический университет им. жангир хана
Кафедра «Нефтегазовое дело и технология машиностроения»
УДК 553.981.8:332.012.2 (574.54) На правах рукописи
оптимизация режима заводнения залежей на месторождении алибекмола
Диссертация на соискание академической степени магистра технических наук
1. Технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин
2. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением
2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды
2.5 Анализ работы добывающих скважин
2.6 Анализ работы продуктивных пластов карбонатной толщи при различных режимах эксплуатации
2.7 Характеристика энергетического состояния
2.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов.
2.9 Анализ эффективности применения методов интенсификации
3.Обработка результатов исследования и обоснование выбора мероприятий по оптимизации режима заводнения на месторождении Алибекмола для повышения нефтеотдачи пласта.
3.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки
3.2 Техника и технология добычи нефти и газа
Выводы, практические предложения и рекомендации
В настоящей диссертации использованы ссылки на следующие стандарты
1. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035-203-87. - М., 1986.
2. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035- 205-86. - М., 1985. - 144 с.
3. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39- 0147035-202-87. - М., 1987. - 46 с.
4. ГОСТ 12.2.020-76. Электрооборудование взрывозащищённое. Термины и определения. Классификация. Маркировка. - М.: «Издательство стандартов», 1976. - 12 с.
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
Сложностью заводнения залежей нефти в неоднородных пластах является создание и поддержание равномерного фронта вытеснения нефти водой. Наличие высокопроницаемых прослоев и трещиноватости приводит к преждевременному прорыву закачиваемой воды на ранней стадии разработки месторождений и преимущественному продвижению ее по высокопроницаемым, промытым водой пропласткам на поздних этапах эксплуатации. При этом из менее проницаемых зон пласта вытеснение нефти происходит малоэффективно. В связи с этим при разработке нефтяных месторождений важную роль для улучшения выработки запасов нефти приобретают методы увеличения коэффициента охвата неоднородных пластов воздействием.
Особое место в разработке методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения из неоднородных пластов занимает применение полимердисперсных систем (ПДС) и их модификаций (МПДС). Многочисленными промысловыми испытаниями показана возможность применения ПДС и МПДС для уменьшения обводненности продукции скважин и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.
Эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), в том числе ПДС и МПДС, во многом зависит от состава и свойств применяемого раствора. Снижение эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов обусловлено тем, что при контакте технологических жидкостей с пластовыми водами с высоким содержанием солей происходит деструкция молекул химических продуктов, адсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур и, как следствие, уменьшение охвата пластов воздействием и снижение вытесняющей способности технологической жидкости.
В связи с этим развитие научных основ и разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов и способов ограничения добычи попутной воды на основе МПДС, способных обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи в пластах, являются актуальной задачей, решение которой имеет важное практическое значение для нефтедобывающей отрасли. Важной задачей является изучение влияния степени минерализации и химического состава пластовых вод, используемых при выборе осадкогелеобразующих составов.
Опыт применения заводнения позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и определиться с проблемами, связанными с этим методом воздействия на пласты. Первая проблема заводнения возникла при анализах результатов разработки месторождений с различной вязкостью пластовой нефти. Такой анализ показал, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях 0 = н/в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Qв к объему пор пласта Vв снижается.
Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях проницаемости коллекторов и малых значениях параметра 0.
Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.
Третья, может быть, наиболее обширная проблема, - обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.
Целью наших исследований является решение проблемы повышения охвата пластов путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: -провести технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин ;
- количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением;
- выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.
Методика исследований: Для решения поставленных выше задач используется комплексный метод включающий сбор и обработку теоретического метериала на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки с целью выявить зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от степени объединения пластов в объекты разработки .
Проведение многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки с различными параметрами плотности сетки скважин для установления оптимального параметра плотности сетки скважин .
Проведение экспериментальных исследований в лабораторных и производственных условиях.
1. Определение основных факторов, влияющих на повышение нефтеотдачи пластов путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.
2. Получение разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоящей в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.
Теоретическая значимость диссертационной работы:
Решение проблемы повышения охвата пластов заводнением путем количественного прогнозирования характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчета, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т.е. мероприятия по регулированию разработки.
Практическая значимость диссертационной работы: Результаты полученные в ходе исследований могут быть будут использованы в разработке нефтяных месторождений, а также в учебном процессе.
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 86 страниц машинописного текста, 6 рисунка и 22 таблиц, список использованной литературы из 120 наименований.
Научные положения, выносимые на защиту:
- результаты лабораторных исследований физико-химического состава углеводородного сырья
- результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных спсособов
1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛИБЕКМОЛА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ И ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН
Месторождение Алибекмола в административном отношении расположено на территории Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан, в 250-270 км к югу от г.Актобе (рис. 1.1). Алибекмола -- нефтегазоконденсатное месторождение в Казахстане. Открыто в 1986 году. Относится к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области. Нефтегазоносность связана с отложениями нижнекаменноугольного возраста. Начальные запасы нефти составляет 39,36 млн тонн. Плотность нефти составляет 0,835 г/см3 или 38° АРI, сернистые (1,14-1,81 %), парафинистые (3,2-8,18 %).
Добыча в 2013 году - 1,25 млн. тонн нефти.
Оператором месторождение является совместная нефтяная компания Казахойл-Актюбе, входит: КазМунайГаз (50%), Sinореc (25%) и индийская Mitаll Invеstmеnts (25%).
Ближайшими населенными пунктами являются пос.Жагабулак, расположенный в 5 км к западу от площади месторождения и поселок Шубарши (45-50 км). Ближайшей железнодорожной станцией и районным центром является ст.Эмба, расположенная в 50 км к северо-востоку от месторождения.
Освоение месторождения Алибекмола осуществляет ТОО «Казахойл Актобе» в соответствии с лицензией на право пользования недрами и добычу углеводородного сырья на месторождении Алибекмола серии ГКИ № 993 (нефть) от 19 октября 1998 г.
Месторождение было открыто в 1987 г., а в 1994 г. запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов были утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) при Министерстве геологии и охраны недр Республики Казахстан (протокол № 21 от 24 ноября 1994 г.).
В 1996 г. институт ВНИИОЭНГ выполнил ТЭО целесообразности разработки нефтяного месторождения Алибекмола. В этой работе рекомендовалось КТ-II рассматривать как единый эксплуатационный объект и разрабатывать его преимущественно горизонтальными скважинами при блоковой системе заводнения.
Позднее фирмой «Густавсон Ассошиэйтс Инк» было выполнено ТЭО освоения месторождений Алибекмола, Кожасай и Урихтау. Здесь также рекомендации сводились к тому, чтобы большинство скважин эксплуатировали совместно КТ-II-1 и КТ-II-2, осуществлять заводнение и бурить многозабойные скважины.
В орографическом отношении описываемый район представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную балками и оврагами. К северо-западной части площади примыкают барханные пески Кумжарган. Максимальная абс. отм. рельефа +281 м приурочена к центральной части описываемой площади, минимальная +160 м наблюдается в долине р.Эмба, которая в широтном направлении пересекает северную часть площади.
В 2001г. институт «НИПИнефтегаз» составил проект пробной эксплуатации месторождения, в котором запланировал бурение 6 опережающих добывающих скважин и 2 разведочных скважин.
В 2002г. к изучению геолого-физического строения месторождения Алибекмола были привлечены сотрудники фирмы «Халибертон», которые проанализировали весь имеющийся геолого-промысловый материал и создали компьютерную геолого-физическую модель КТ-I и КТ-II.
На основе действующей геолого-физической модели КТ-II в 2002г институтом ОАО «Гипровостокнефть» составлен и утвержден ЦКР проект «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола». Для реализации ЦКР принят 1а вариант разработки, который предусматривает разработку КТ-II как единого эксплуатационного объекта, изоляцию обводненных интервалов по достижении 98,5% обводненности продукции, ввод из бурения 54 добывающих и 19 нагнетательных скважин, 9 точечную систему расположения скважин с плотностью сетки 600Ч600м и организацию площадного заводнения с 2004г.
Так как данная «Технологическая схема разработки…» была принята только для южной части резервуара, из-за недоизученности северного свода, ЦКР РК рекомендовала недропользователю ТОО «Казахойл Актобе» выполнить ряд мероприятий по доразведке северного купола и составлению проекта «Дополнение к технологической схеме разработки месторождения Алибекмола» (протокол №31 от 23.02.05г). В 2005г после проведения работ по доразведке и изучению северного свода месторождения согласно рекомендациям ЦКР РК институтом АО НИПИ «Каспиймунайгаз» составлен и утвержден ЦКР проект «Дополнение к Тех.схеме..». Утвержден 3 вариант проекта, который предусматривает разработку северного свода пятиточечной сеткой скважин с расстоянием между нагнетательными и добывающими скважинами 850 м. Проектный фонд - 17 добывающих скважин, в т.ч. 7 скважин с переводом под нагнетание с 2008г.
Согласно требованиям «Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК» ежегодно, начиная с 2004 года, проводится «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки месторождения Алибекмола».
По южному своду, в рамках Авторского надзора за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Алибекмола по состоянию на 01.04.2005г, в связи с несоответствием проектных и фактических показателей по добыче и закачке, а также изменением количества и порядка ввода скважин в эксплуатацию были уточнены проектные показатели Техсхемы на 3 года (2005-2007гг).
На 01.07.2012г. по месторождению Алибекмола добыто 3221,1 тыс.т нефти, 989,2 млн.м3 попутного газа, и 4,8 тыс.т воды. Достигнутый текущий КИН составляет 0,027 доли ед., отобрано 6,1% от начальных извлекаемых запасов.
Анализ пробуренных скважин показал, что разрез на месторождении Алибекмола в стратиграфическом отношении представлен отложениями от нижнекаменноугольных до четвертичных включительно.
При стратиграфическом расчленении использованы имеющиеся палинологические и палеонтологические определения, каротажные диаграммы, описание керна. Литологический состав породы и содержание биокластов в отложениях второй карбонатной толщи характеризуют различные обстановки осадконакопления.
Каменноугольная система (С) представлена тремя отделами: нижним (визейский и серпуховский ярусы); средним (башкирский и московский ярусы); верхним (касимовский и гжельский ярусы).
Визейский ярус (С1v), где наиболее древними отложениями, вскрытыми скважинами, являются карбонатно-терригенные осадки окского надгоризонта верхневизейского подъяруса нижнекаменноугольной системы. По литологическим признакам делятся на две толщи: нижняя - терригенная и верхняя - карбонатная. Литологически осадки терригенной части представлены темно - серыми аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов и реже темно - серых известняков. Вскрытая мощность терригенной толщи на площади составляет около 85 м.
Карбонатная толща, которая слагает нижнюю часть КТ-II, литологически сложена известняками темно-серыми, скрытокристаллическими, участками доломитизированными. Встречаются прослои алевролитовых пород. Мощность карбонатной части разреза верхневизейского подъяруса 120-122 м.
В подошве верхневизейских карбонатов прослеживается П21 отражающий горизонт.
Серпуховский ярус (С1s) представлен тарусским, стешевским, протвинским горизонтами, которые без видимого несогласия залегают на окских отложениях верхневизейского подъяруса. Литологически представлены известняками светло-серыми, темно - серыми, коричнево - серыми, массивными, трещиноватыми, с многочисленными фаунистическими остатками, которые позволили расчленить отложения серпуховского яруса. Мощность карбонатной части разреза, в основном не меняется и составляет: тарусского - 133-148 м, стешевского -71-85 м и протвинского -107-126 м. Вскрытая мощность серпуховских отложений изменяется в пределах 222 - 321 м.
Отложения башкирского яруса (С2b) выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.
Нижнебашкирский подъярус (С2b1) представлен в составе краснополянского, северо-кельтменского, прикамского горизонтов.
Краснополянский горизонт сложен темно-серыми, серо-коричневыми, окремненными, органогенными, доломитизированными, разнозернистыми известняками. Также отмечаются белые, светло-серые, органогенно-сгустковые, комковато-органогенные, тонкозернистые, оолитовые, оолитово-доломитизированные известняки.
Вскрытая мощность отложений краснополянского горизонта от 60 до 134 м.
Северокельтменский горизонт представлен органогенно-комковатыми, оолитовыми, водорослевыми, доломитистыми, разнозернистыми известняками. Максимальная вскрытая мощность отложений северо-кельтменского горизонта составляет 130 - 135 м.
Прикамский горизонт сложен белыми, светло-коричневыми, оолитовыми, оолитово-обломочными, органогенными, разнозернистыми, известняковыми песчаниками. Часть разреза сложена известняками комковато-органогенными, детритовыми, оолитовыми, комковато-водорослевыми, фораминиферово-водорослевыми, тонко-мелкозернистыми. Мощность отложений колеблется в пределах 105-114 м.
Отложения башкирского яруса (прикамского горизонта) со стратиграфическим несогласием перекрываются породами московского яруса.
Отложения московского яруса (С2m) выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.
Нижнемосковский подъярус (С2m1) представлен верейским и каширским горизонтами.
Отложения верейского горизонта представлены чередованием карбонатных и терригенных пород. Карбонатные породы в верхней части разреза представлены известняками светло-серыми, белыми, органогенными, водорослево-фораминиферовыми, разнозернистыми.
В нижней части разреза присутствуют известняки серые, темно-серые, полидетритовые, водорослево-криноидные, органогенные, доломитизированные, частично окремненные, с обломками глинисто-кремнистых карбонатных пород. Мощность верейских отложений изменяется в пределах 55-80 м.
Отложения каширского горизонта по литологической и фаунистической характеристике можно разделить на две толщи: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенно-карбонатную.
Нижняя толща представлена известняками: органогенными, комковато-органогенными, органогенно-оолитовыми, сгустковыми, разнозернистыми, белых и кремовых цветов, их дополняют известняки серые, темно-серые, органогенно-обломочные, водорослевые. Общая мощность нижней толщи каширского горизонта колеблется в пределах 50 -70 м.
Верхняя толща каширского горизонта также по литолого-фациальным признакам представлена различными литотипами пород. В разрезе присутствуют известняки серые, светло-коричневые, органогенно-комковатые, органогенно-сгустковые, органогенные, с известковистыми доломитами. Незначительная часть разреза сложена известняками белыми, светло-кремовыми, оолитовыми, обломочно-комковато-органогенными, крупно-, среднезернистыми и известковистыми песчаниками (гравелито-песчаник). Мощность верхней толщи каширского горизонта варьирует в пределах 174 -270 м. Максимальная вскрытая мощность отложений нижнемосковского подъяруса составляет 398 м.
В кровле КТ-II прослеживается П2 отражающий горизонт.
Верхнемосковский подъярус (С2m2) представлен подольским и мячковским горизонтами.
Подольский горизонт, в свою очередь, подразделяется на две толщи: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Терригенная толща, которая составляет основу межкарбонатной толщи (МКТ) представлена аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, реже с прослоями известняков.
Аргиллиты преимущественно темно-серые, сильно известковистые, неравномерно алевритистые, тонкослойчатые, пиритизированные, битуминозные. Алевролиты и песчаники темно-серые, мелкозернистые, полимиктовые, известковистые, глинистые, неравномерно алевритистые, слоистые. Известняки темно-серые, тонко- и мелкокристаллические, интенсивно пиритизированные, неравномерно битуминозные, прослоями глинистые. Мощность межкарбонатной толщи (МКТ) подольского горизонта колеблется от 50 до 67 м.
В кровле МКТ прослеживается П2t отражающий горизонт.
Карбонатная часть разреза подольского горизонта, представленная известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, составляет нижнюю часть первой карбонатной толщи (КТ-I), при этом мощность варьирует от 72 до 96 м.
Мячковский горизонт представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, тонко - и скрытокристаллическими, с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Мощность горизонта колеблется от 21 до 25 м.
Верхнекаменноугольный отдел (С3) представлен в объеме касимовского и гжельского ярусов.
Отложения касимовского яруса (С3k) представлены известняками от светло-серых до темно-серых, органогенно-обломочными, доломитизированными, трещиноватыми. В верхней части разреза увеличивается терригенная составляющая в форме примеси в известняках, а также прослоев аргиллитов и алевролитов. Мощность отложений касимовского яруса изменяется от 137 до 215 м.
Литологически разрез гжельского яруса (C3g) преимущественно карбонатный, при этом в верхней части доля их уменьшается за счет замещения терригенными породами, с полным замещением на северном своде структуры. Известняки серые, темно-серые,
мелкокристаллические, плотные, с прослоями в верхней части разреза аргиллитов и алевролитов. Мощность отложений гжельского яруса составляет около 159 м.
В кровле КТ-I прослеживается П2с отражающий горизонт.
Пермская система (Р) представлена нижним и верхним отделами.
Нижний отдел перми (Р1) представлен терригенными отложениями ассельского яруса и осадками кунгурского яруса, которые трансгрессивно перекрывают различные стратиграфические слои каменноугольных отложений.
Отложения ассельского яруса (Р1а) сложены аргиллитами, алевролитами и песчаниками, встречаются прослои ангидритов и конгломератов. Мощность яруса колеблется от 17 до 534 м.
В кровле докунгурских отложений прослеживается П1 отражающий горизонт.
Отложения кунгурского яруса (Р1k) делятся на три толщи: нижнюю - терригенно-сульфатную, среднюю - галогенную и верхнюю сульфатно-терригенную. Совместно с терригенной толщей ассельского яруса они служат в качестве флюидоупорной покрышки для залежей углеводородов. Нижняя толща - терригенно-сульфатная, представлена переслаиванием аргиллитов и ангидритов с прослоями каменной соли, мощность их от 5 до 64 м; средняя галогенная толща сложена каменной солью с прослоями терригенных пород, мощность от 243 до 1700 м; верхняя сульфатно-терригенная - литологически сложена ангидритами и аргиллитами, с прослоями алевролитов, мощность от 8 до 115 м.
Максимальная вскрытая мощность осадков кунгурского яруса на месторождении достигает до 1717 м.
К кровле кунгурских отложений приурочен VI отражающий горизонт.
Отложения верхней перми (Р2) в составе уфимского, казанского и татарского ярусов представлены переслаиванием терригенных пород: глин, аргиллитов, алевролитов, мелкогалечниковых конгломератов с отдельными прослоями ангидритов и каменной соли. Вскрытая мощность верхнепермских отложений колеблется от 73 до 792 м.
Отложения мезозойско-кайнозойской группы (Mz-Kz) вскрыты в составе триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем и литологически представлены чередованием толщ песчано-глинистых пород различной окраски. Общая мощность этих отложений колеблется от 642 до 1207 м.
В региональном тектоническом плане месторождение Алибекмола приурочено к одноименному поднятию, расположенному в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины.
Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное вначале развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое - формированием Уральской складчатой системы.
Осадочный чехол региона подразделяется на два структурных этажа: надсолевой и подсолевой.
Подсолевое поднятие Алибекмола располагается в пределах Жанажольской тектонической ступени, одной из особенностей которой является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены поднятиями брахиантиклинального типа.
Рисунок 1.3 Структурная карта месторождения
Структура Алибекмола по данным бурения представляет собой по кровле КT-I брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, с запада ограниченную тектоническим нарушением, по кровле нижней карбонатной толщи (КТ-II) - приразломную брахиантиклинальную складку, осложненную двумя локальными вершинами: южной и северной. С запада поднятие также ограничивается тектоническим нарушением субмеридионального простирания. Амплитуда смещения пород (с севера на юг) от 150 м до 50 м, соответственно.
Залежи всех продуктивных горизонтов относятся к типу массивно-пластовых, тектонически и литологически экранированных.
На структурной карте по отражающему горизонту П2 (кровля КТ-II) прослеживаются сбросы F1 и F2 субмеридионального простирания, которые ограничивают структуру с запада и востока.
Западнее разлома F1 установлено разрывное нарушение F5, имеющее меридиональное простирание. В северной части амплитуда его составляет 100-150 м, уменьшаясь на юге до 50 м. На юге нарушение F5 упирается в поперечный сброс F6 . Южнее сброса F6 выделяется поперечное тектоническое нарушение F7. Сбросы F6 и F7 имеют амплитуду около 50 м.
Разлом F3 в северной части месторождения малоамплитудный и не вносит существенных изменений в структурные построения.
Наиболее существенно - выявление поперечного сдвига F4, разделившего структуру на южную и северную части. Сдвиговая деформация F4 позволяет выделить 2 участка разработки:
2 - с ухудшенными свойствами (севернее F4).
На основе изучения микрофаций и эволюции обстановок осадконакопления в пределах северного свода были выделены три фациальные зоны, различающиеся палеоглубинами и энергий седиментации согласно концепции карбонатного шельфа.
Выделенные литолого-фациальные зоны в какой-то мере связаны с зонами распространения коллекторов, их качественной характеристикой.
В скважинах, где при испытании получены совсем незначительные притоки или совсем они не получены, вскрыты разрезы, представленные фациями пелоидно-биокластовых пакстоунов, вакстоунов, ооидно-комковатых грейнстоунов, имеющие распространение в условиях передового склона и отмели. Породы данных фаций сильно перекристализованы, поры замечены блоковым споритом, т.е. первичная пористость в данных породах не сохранилась.
Промышленная нефтегазоносность месторождения Алибекмола приурочена к подсолевым отложениям карбона, где получили развитие нефтегазоносная толща КТ-I и нефтяная КТ-II, в которых детальной корреляцией выделено по два нефтяных пласта.
Запасы нефти, газа и конденсата утверждены в ГКЗ РК в ноябре 1994 г. и в целом по месторождению составили:
по категории С1: - балансовые запасы нефти - 127427,6 тыс.т;
- извлекаемые запасы нефти - 54119,2 тыс.т;
по категории С2: - балансовые - 2054,3 тыс.т;
Извлекаемые запасы свободного газа равны - 655 млн.м3. Балансовые запасы газоконденсата - 22 тыс.т, извлекаемые - 13 тыс.т.
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т
Газосодержание при дифферен-циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Гидродинамичес-кие исследования скважин
Гидродинамичес-кие исследования скважин
Гидродинамичес-кие исследования скважин
61, 62, 106, 108, 113, 129, 130, 137, 139, 206
8, 27, 51, 56, 64, 118, 119, 121, 141, 145, 208
9, 10, 53, 103, 122, 127, 134, 135, 142, 144, 147, 148
26, 28, 58, 107, 111, 116, 136, 143
103, 104, 106, 129, 137, 139, 145, 206, 62
107, 108, 113, 118, 119, 121, 122, 127, 130, 134, 144, 147, 178, 201, 207, 208, 209, 211, 213, 27, 54, 61, 64, 8, 9
109, 111, 116, 135, 141, 142, 143, 210, 28, 56
8, 9,10,26,27, 28, 51, 53, 56,58,61,64,
106,107,108,109,111,113,115,116, 118, 119,
52,54, 55, 201,204, 210,211,207,209,213,
Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях. контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014
Применение цифровых геолого-фильтрационных моделей для проектирования разработки месторождений. Расчет технологических показателей разработки на основе моделей однородного пласта и непоршневого вытеснения нефти водой при однорядной системе заводнения. курсовая работа [1,9 M], добавлен 03.06.2015
Геологическая характеристика месторождения. Основные результаты исследования нефти. Режим разработки залежей. Пластовый режим. Фонд скважин. Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения. Основные трудности при водоснабжении и бурении. отчет по практике [42,6 K], добавлен 20.05.2012
Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с п
Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола диссертация. Геология, гидрология и геодезия.
Воспроизводство стада и показатели его оценки
Курсовая Работа На Тему Психологическая
Важно Ли Сохранять Национальную Культуру Эссе
Курсовая работа: Применение в туризме новейших цифровых технологий. Использование глобальных компьютерных сетей
Реферат На Тему Педагогическая Теория К.Д. Ушинского
Реферат На Тему Тугоплавкие И Благородные Металлы
Контрольная работа по теме Сутність і типологія соціологічних досліджень
Человеческие Пороки В Баснях Крылова Сочинение
Сочинение Про Сына Дубровского
Доклад по теме Из истории Гражданской войны в США
Курсовая работа по теме Исследование интерьера гостиницы 'Целинная' города Костанай на предмет гармоничного сочетания всех его элементов
Автомобили И Прицепы Дымоудаления Реферат
Значение Супов Пюре В Современной Кулинарии Реферат
Доклад: Софроний Врачанский
Курсовая Работа На Тему Використання Елементарних Перетворень Для Знаходження Оберненої Матриці
Реферат: Условия эффективной работы менеджера по работе с персоналом
Реферат по теме Институционализм
Курсовая работа по теме Анализ риэлтерской деятельности ООО 'МИЭЛЬ-недвижимость'
Практическое задание по теме Исследование устройства для нанесения магнитных меток на стальные канаты
Курсовая работа по теме Языково-стилистические особенности заголовков в прессе Оренбуржья
Законодавство України про цивільну оборону - Военное дело и гражданская оборона реферат
Синергетика безопасной жизнедеятельности - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда статья
Трансгенные организмы, их применение в медицине - Биология и естествознание презентация