Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

Анализ гидродинамических и геофизических исследований скважин, энергетического состояния залежи на нефтяном месторождении Северный Нуралы. Характеристика геологического строения с учетом данных по новым скважинам. Текущее состояние пробной эксплуатации.


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.

Диплом Содержит ___ страниц машинописного текста, в т. ч.22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕВЕРНЫЙ НУРАЛЫ, ПРОБНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ЗАЛЕЖЬ, ПЛАСТ, ГОРИЗОНТ, НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА, ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА, ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ, ДЕБИТ, ДОБЫЧА, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ, ФАКТИЧЕСКИЕ И ПРОЕКТНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, БУРЕНИЕ.
Объект пробной эксплуатации - единственный продуктивный горизонт J 2 ds нефтяного месторождения Северный Нуралы.
Цель работы - контроль за выполнением проектных решений путем анализа текущего (на 01.01.2013) состояния пробной эксплуатации месторождения и выдача рекомендаций по её совершенствованию.
В отчете приведены новые сведения о геологическом строении нефтяных залежей, геолого-физических характеристиках продуктивных пластов, физико-химических свойствах пластовых флюидов, запасах нефти и растворенного газа.
Выполнен анализ гидродинамических и геофизических исследований скважин, энергетического состояния залежи. В отчете освещено фактическое состояние пробной эксплуатации залежи нефти, а также проведено сравнение проектных и фактических показателей пробной эксплуатации в целом по месторождению. Проанализировано состояние техники и технологии добычи нефти, проведение мероприятий по контролю за пробной эксплуатацией, охране недр и окружающей среды.
Область применения - нефтяное месторождение Северный Нуралы.
пробная эксплуатация нефтяное месторождение
Кол-во скважин, используемых для определения
Пласт А. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент распространения составляет 0.36, так как в 9-и скважинах пласт заглинизирован. Коэффициент песчанистости равен 0.41 (табл.2.2.1).
Общая толщина пласта А колеблется от 9 (скв. №3-N) до 72.2 (скв. №11) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3.7 м (скв. №2) до 13.2 м (скв. №116) и в среднем составляет 6.7 м (табл.2.2.2).
Пласт А опробован только лишь в одной скважине №2, а во вновь пробуренных скважинах опробования не производились. Продуктивные коллекторы по результатам исследования ГИС выделяются в скважинах №№11, 12, 116.
Пласт Б. Общая толщина пласта составляет в среднем 38.1 м при изменениях от 22.4 (скв. №3-N) до 68.8 (скв. №9) м. В скважинах №№10 и 13 пласт заглинизирован.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.5 м (скв. №3) до 16 м (скв. №7) и в среднем составляет 10.7 м (табл.2.2.2).
Коэффициент распространения пласта Б равен 0.87, коэффициент расчлененности составляет 3.6, коэффициент песчанистости - 0.59 (табл.2.2.1).
Таблица 2.2.2 - Характеристика толщин пластов-коллекторов
В целом по горизонту в пределах контура нефте носности
Пласт В. Толщина пласта В изменяется от 7 м (скв. №3-N) до 64.1 м (скв. №4) и в среднем составляет 44.7 м. Эффективная толщина изменяется от 2.3 м до 31.2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.3 м (скв. №11) до 31.2 м (скв. №12). Коэффициент распространения пластов равен 0.58. Коэффициент песчанистости по пласту составляет в среднем 0.57, коэффициент расчлененности 5.2 (табл.2.2.1).
Коэффициент пористости изменяется от 0.10 до 0.21 долей единиц, составляя в среднем 0.14 (табл.2.2.3).
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по ГИС, рассчитаны как средневзвешенные величины, а в целом по пласту - как среднеарифметические величины между средневзвешенными значениями в скважинах (табл.2.2.3).
Таблица 2.2.3 - Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов
После составления проекта ПЭ с отбором керна пробурены скважины №№1, 8, 9, 10 [9-12] и 116. Из скважины №116 отобрано 36.1 м керна с глубины 1902-1911.5, 2014-2032.4 и 2210.3-2220 м при выносе керна от проходки 97%. Керн на исследовании. Из скважин №№1, 8, 9 и 10 вынос керна составил 111.07 м. Освещенность исследованным керном отложений, вскрытых скважинами №№1, 8, 9, 10 представлена в таблице 2.2.4.
Таблица 2.2.4 - Освещенность керном по скважинам месторождения Северный Нуралы
Исследования керна проводились в лаборатории Core Laboratories LLP. Выполнено фотографирование среза керна в дневном и в ультрафиолетовом свете, петрографическое изучение, определены состав пород, плотность зерен, пористость, газопроницаемость, выполнено краткое описание исследованных образцов.
Для измерения объема зерен использовали прибор Ultrapore 300TM, принцип действия которого основан на применении закона Бойля. Пористость рассчитана, исходя из объема образца и объема пор (Vпор=Vобр-Vзерен). Объем образца определен методом погружения в ртуть. Плотность зерен рассчитана по весу сухого образца и объема зерен.
Проницаемость пород для азота определена с помощью автоматического прибора для измерения проницаемости, при использовании кернодержателя Хесслера, при давлении 2.76 МПа и соответствии потока газа закону Дарси. Минералогический состав пород изучен методом рентгеноструктурной дифракции. Вид исследований и количество выполненных определений по скважинам представлены в таблице 2.2.5
Таблица 2.2.5 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10
Пористость (при действии Р=2.76 МПа)
Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) паралл. /перпенд.
Для продуктивных отложений вид исследований и количество выполненных определений представлены в таблице 2.2.6.
Таблица 2.2.6 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из продуктивных отложений
Пористость (при действии Р=2.76 МПа)
Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) паралл.
Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) перпенд.
Отложения, вскрытые скважиной №8 на глубине 2516-2533.7 м ("PZ-PT”), представлены песчаниками светло-серыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо и очень хорошо сцементированными, алевритистыми, слоистыми, от грубозернистых в нижней части до мелкозернистых в верхней части циклов осадконакопления.
Отложения продуктивного пласта Б представлены 56 исследованными образцами пород из скважины №9. На глубине 2173.6-2174.15 и 2181.1-2182.7 м отложения представлены аргиллитами почти черными, очень хорошо сцементированными, алевритистыми, иногда песчанистыми, слоистыми, с закрытыми трещинами.
Отложения на глубине 2174.15-2176.90 м и 2182.7-2184.3 м, представлены песчаниками светло-серыми, разнозернистыми и среднезернистыми, средне и хорошо отсортированными, хорошо сцементированными, иногда содержащими каверны. На глубине 2176.9-2181.1 м прослой алевролита светло-серого, хорошо отсортированного, хорошо сцементированного.
Емкостно-фильтрационные свойства исследованных литологических разностей пласта Б представлены в таблице 2.2.7.
Таблица 2.2.7 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта "Б”
Отложения продуктивного пласта В представлены керном из скважин №№9 и 10. Породы из скважины №9, представлены песчаниками светло-серыми, светло-зеленовато-серыми, на глубине 2220-2228 м и 2235-2239 м мелкозернистыми, хорошо сцементированными, алевритистыми, часто отмечается присутствие битума.
Песчаники с глубины 2228-2235 м светло-серые, среднезернистые, хорошо отсортированные, хорошо сцементированные, часто содержат кальцит, с прослоями битуминозных песчаников (2228-2230 м, 2230.5-2231.5 м).
Породы из скважины №10 представлены песчаниками светло-оливковыми, мелко-тонкозернистыми, редко среднезернистыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо сцементированными. В подчиненном значении содержатся конгломераты светло-оливковые, мелкообломочные, хорошо сцементированные.
Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В представлены в таблице 2.2.8.
Таблица 2.2.8 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В
Отложения продуктивного горизонта "PZ-PT" представлены 0.45 м керна из скважины №1. Это осадочные метаморфизованные породы серо-голубого цвета, крепко сцементированные, очень твердые, не карбонатные. Свойства этих пород представлены в таблице 2.2.9.
Таблица 2.2.9 - Емкостно-фильтрационные свойства продуктивных отложений "PZ-PT”
Результаты петрографического изучения песчаных пород из скважин №№1, 8, 9 представлены в таблице 2.2.10.
Таблица 2.2.10 - Средние значения содержания минералов в песчаных разностях по скважинам и пластам
Обломочная матрица/ Карбонатный материал
*-кремний, карбонаты, глины и непрозрачные - соответственно 2, 5, 14, 2%
Минералогический состав пород продуктивных пластов и песчаников из скважины №8 представлен в таблице 2.2.11.
Таблица 2.2.11 - Минералогический состав пород, определенный методом XRD
Содержание минералов, % от массы породы
Содержание глинистых минералов, % от массы глин
Для песчаников пласта Б суммарное содержание глинистых минералов составляет в среднем 12.3 % (здесь и далее весовые %). Глинистые минералы представлены каолинитом (45% от суммарного содержания глин), иллитом (41 %), бертьерином (14.5 %) и хлоритом (1.3 %).
Песчаники пласта В характеризуются содержанием глинистых минералов в среднем 27.3 %. В составе глинистых минералах преобладает каолинит (61 %), содержатся иллит (28.8 %), бертьерин (10 %) и хлорит (1 %). Содержание глинистых минералов для песчаников из скважины №8 составляет в среднем 26.3 %. В составе глинистых минералах преобладает иллит (64 %), содержатся хлорит (6 %), каолинит (0.3 %) и иллит-смектит (29.6 %).
Наличие иллит-смектита, а также низкое содержание каолинита и отсутствие бертьерина, отличает песчаники из скважины №8 с глубины 2515-2434 м от песчаников продуктивных пластов.
Метаморфизованные породы (2 образца из скважины №1) отличаются от вышезалегающих осадочных пород повышенным содержанием хлорита, составляющим 16.5 %, тогда как песчаные породы из скважины №8 (2515-2434 м) содержат хлорита 6 %, а песчаные породы продуктивных пластов около 1 %.
Таким образом, за отчетный период изученность продуктивных отложений изменилась за счет исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10, представляющему отложения фундамента и пластов Б и В. Определены плотность зерен, пористость, проницаемость, выполнено литолого-петрографическое изучение и определение минералогического состава.
Характеристика продуктивного горизонта
В предыдущих работах продуктивные коллекторы пластов Б и В были объединены в единую залежь с общим водонефтяным контактом и приуроченную к одному блоку [1]. На данном этапе изученности, в результате переинтерпретации сейсмических материалов с учетом фактических данных по вновь пробуренным скважинам, выявилась блоковая структура месторождения, где продуктивная залежь разделена тектоническими нарушениями на западный и центральный блоки.
Выделенные по ГИС коллекторы в пласте А не имеют промышленного значения. Возможно в дальнейшем, при разбуривании месторождения, могут быть получены данные, свидетельствующие о том, что к пластам А, Б и В приурочены отдельные залежи с самостоятельными уровнями ВНК.
На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений (Б+В) [1].
Продуктивность пласта Б подтверждена опробованием в 3-х вновь пробуренных скважинах. В результате опробования из скважины №11 был получен слабый приток нефти. В скважине №12 опробование проводилось в пластах Б и В совместно, в результате которого был получен фонтан нефти. При опробовании скважины №133 из интервала 2172-2180 м получена нефть дебитом 1.12 м 3 /сут.
В результате опробования пласта В из скважин №№11, 12, 116 был получен приток нефти. При опробовании скважины №116 из интервала 2007-2050 м получен приток нефти дебитом 65 м3/сут.
ВНК для пластов Б и В, приуроченных к центральному блоку, остается без изменений, как было принято в работе [1] на отметке минус 2125 м, так как вновь пробуренные скважины, вскрывшие продуктивные горизонты, расположены в чисто нефтяной зоне и не располагают данными, уточняющими ВНК (прил.3).
Для залежи западного блока ВНК принят условно на отметке минус 2074 м по подошве продуктивного коллектора в скважине №1, в которой при опробовании из интервалов 2210-2217 м, 2229-2234 м был получен фонтанный приток нефти с дебитом 12.37 м 3 /сут. В разрезе скважин №№1, 11, расположенных в западном блоке, по результатам ГИС водонасыщенных коллекторов не выделено (прил.3).
Давление насыщения нефти газом, МПа
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3
Таблица 2.3.2 - Свойства пластовой нефти. Горизонт J 2 ds. Месторождение Северный Нуралы
Плотность дегазир. нефти при 20 0 С, г/см 3
Средние значения за период 2004-2009 гг
* - результаты получены при давлении насыщения
Таблица 2.3.4 - Компонентный состав пластовой нефти. Горизонт J 2 ds. Месторождение Северный Нуралы
1. Плотность при температуре 20 о С, кг/м 3
2. Кинематическая вязкость, мм 2 /сек
7. Температура плавления парафинов, о С
8. Содержание асфальто-смолистых веществ, % масс.
9. Содержание хлористых солей, мг/дм 3
10. Содержание механических примесей, % масс.
13. Определение давления насыщенных паров, кПа
Содержание суммы натрия и калия, мг/л
Отличительной особенностью данных вод является довольно высокое содержание ионов бария 581.4-1550 мг/л. Также практически во всех химсоставах присутствует карбонат-ион. Учитывая, что концентрация водородных ионов во всех проанализированных пробах воды не превышает 7.42, т.е. воды характеризуются как нейтральные, карбонаты должны отсутствовать, так как соотношения форм карбонатного равновесия (содержание карбонатов, гидрокарбонатов и угольной кислоты в составе воды) определяет показатель рН. Возможно, содержание вышеуказанных компонентов в данных водах связано с тем, что скважина находилась в освоении и в составе пластовых вод присутствует примесь технологической жидкости.
Воды, анализы которых датируются 31.05.08 и 12.06.08, имеют минерализацию 37 г/л при плотности 1.023 и 1.02775 г/см 3 соответственно. По степени минерализации воды относятся к сильносоленым. Для данной минерализации эти воды имеют низкую общую жесткость, которая составляет 36 и 47 мг-экв/л. Коэффициент метаморфизации составляет 0.95 и 0.94, что говорит о возможном изменении солевого состава и соответственно и типа воды. Содержание железа незначительно и составляет 0.2 и 1.0 соответственно.
Остальные два анализа характеризуют воду как слабый рассол с суммарным содержанием солей 52 и 58 г/л. Вода жесткая (255.5 и 252.7 мг-экв/л), железистая (6.73 и 43.17 мг/л). Коэффициент метаморфизации равен 0.72 и 0.75.
Тип воды во всех случаях - хлоркальциевый. Температура проанализированных вод составляет 24.4-26.7 о С.
Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи. дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016
Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа. курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр. курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
Анализ разработки залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеродов Пур-Тазовской области. Проектирование размещения скважин на Харампурском месторождении с учетом дизъюнктивных деформаций юрской залежи. Выявление степени разломов осадочного чехла. автореферат [844,7 K], добавлен 03.12.2010
Исследование геологического строения Дубровского месторождения, изучение тектонических условий и нефтегазоносности залежей. Определение основных емкостных параметров нефтенасыщенных коллекторов - коэффициентов глинистости, пористости и водонасыщенности. дипломная работа [68,3 K], добавлен 17.03.2011
Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта. дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014
Тектоническая, гидрогеологическая и физико-химическая характеристика месторождения Одопту-море. Обоснование категорийности запасов нефти и газа в скважинах. Определение порогового насыщенного объема залежи. Подсчет запасов нефти и растворенного газа. курсовая работа [858,2 K], добавлен 20.02.2012
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Особенности и сравнительный анализ судов
Контрольная работа: Особенности создания инвестиционных проектов
Практическое задание по теме Проведение SWOT-анализа компании "Боливар"
Пособие по теме Уравнение линии на плоскости
Неологизмы В Английском Языке Дипломная Работа
Курсовая работа по теме Документи первинного обліку та статистична звітність правоохоронних органів
Сочинение На Тему Интересная Встреча Гдз
Контрольная работа по теме Биологическое оружие
Курсовая работа по теме Комп’ютерна етика
Отличительные Признаки Реферата
Сочинения Левитана Лесистый Берег
Назначение Человека В Разумной Деятельности Эссе
Курсовая работа по теме Болезни и вредители ягодников и меры борьбы с ними
Как Правильно Пронумеровать Страницы В Курсовой
Санкт Петербургский Государственный Экономический Университет Диссертации
Сочинение Пусть Живет
Реферат: Виды административных взысканий
Отчет по практике: Юридическая работа на предприятии
Реферат: Australia And Asia Relationship Essay Research Paper
Дневник Практики Психология Синергия
Нематериальные активы: классификация и учет - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Теория бухгалтерского учета - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Построение схемы вскрытия месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа