Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген

Геологическое строение, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность месторождения. Состояние фонда скважин. Состояние фонда скважин, способы их эксплуатации. Ликвидация песчаных пробок промывкой водой. Определение глубины установки промывочного устройства.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана
На тему: «Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген»
Специальность 5В070800- Нефтегазовое дело
Основными факторами, осложняющими условия эксплуатации скважин на месторождении Акинген являются:
-отложения механических примесей в насосе;
-отложения парафина в насосе и НКТ;
-повышенное содержание свободного газа на приёме насоса для скважин с высоким газовым фактором и давлением насыщения.
Существующие методы борьбы с отложениями механических примесей в насосе можно разделить на две группы:
-предотвращение поступления песка в скважину;
-вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах.
Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определённого допускаемого уровня, при этом уменьшается скорость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, напряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.
По конструкции и технологии изготовления различают трубные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной трубе или с помощью НКТ внутрь обсадной колонны. Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4-6 мм в зазоре 20-25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы).
Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами- цементным раствором, раствором цементно- песчаной смеси, фенолформальдегидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается.
Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары.
Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.
Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.
Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.
В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.
Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.
Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от +40 0 С (летом) до -30 0 С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.
1.2 Геологическое строение месторождения
За отчетный период с 01.01.2004г по 01.07.2008г на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине №106.
Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.
Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.
Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий - 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.
В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.
Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 - 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.
Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.
Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной №1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694м.
Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159м.
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижняя юра (J 1 ). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41м (скв. 3) до 57м (скв. 5).
Средняя юра (J 2 ) . Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175м (скв. 1) до 538м (скв. 5).
Верхняя юра (J 3 ). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части - глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79м (скв. 3) до 91м (скв. 1А).
Готеривский ярус - К 1 g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116-145м.
Барремский ярус - К 1 br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287-319м.
Аптский ярус - К 1 а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60-96м.
Альбский ярус - К 1 al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176-212м.
Альб-сеноман (нерасчлененные) - К 1+2 al+s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195-243м.
Турон-коньякский ярус - К 2 t+k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28-41м.
Сантонский ярус - К 2 st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28-43м.
Кампанский ярус - К 2 сm. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73-95м.
Маастрихтский ярус - К 2 m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103-118м.
Палеогеновая система - Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97м.
Неоген - четвертичные отложения N+Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37м.
Поднятие Акинген было выявлено в 1960-61гг. сейсморазведочными работами МОГТ в юго-восточной части Прикаспийской впадины. По результатам проведенной сейсмики и поисково-разведочного бурения структура Акинген ранее представлялась в виде антиклинальной складки, разделенной тектоническим нарушением F 1 на два крыла: северо-западное (приподнятое) и юго-восточное (опущенное). При этом северо-западное крыло по данным пробуренных скважин 3 и 5 оказалось непродуктивным, а в пределах юго-восточного крыла выявлены еще три сброса F 2 , F 3 , f 4, которые разбивают ее на пять блоков, к которым приурочены продуктивные горизонты в отложениях нижнего мела.
Были построены структурные карты по 15-ти отражающим горизонтам перми, триаса, юры и мела, в том числе и по продуктивным горизонтам. (Рисунок 1.2)
Рисунок 1.2 Структурные карты по кровле коллектора альбского горизонта по состоянию на 2001г и 2008г.
На месторождении Акинген пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до галогенных осадков кунгурского яруса.
В тектоническом отношении структура Акинген представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400м. Соляное ядро в плане имеет форму антиклинали, вытянутой с юго-запада на северо-восток, и имеет два склона: северо-западный и юго-восточный. Наивысшая отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет - 1900м, по данным бурения в скважине №1 - 1715м.По надсолевым отложениям структура Акинген сбросом амплитудой 300м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли. В пределах северо-западного крыла были пробурены глубокие поисковые скважины №3 и №5, однако они продуктивные горизонты не вскрыли. Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F 2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F 1 , разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.
В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики, выделен радиальный мало амплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на два блока: западный и восточный.
В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях. В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.
Этот объект может представлять поисковый интерес в юрских отложениях.
Разведанные залежи нефти и газа на куполе Акинген связаны с нижнемеловыми отложениями, слагающими антиклинальную структуру на его восточном крыле.
По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на юго-восточном крыле структуры установлены 7 продуктивных горизонтов: I альб-нефтяной; промежуточный - нефтяной; II альб - нефтяной; апт-неоком - газонефтяной; I неоком - нефтяной, II неоком (I пласт - газонефтяной; II пласт - газовый, III пласт - газонефтяной); III неоком - газонефтяной.
Залежи пластовые, сводовые, с упруговодонапорным режимом, приурочены к сводовым частям мало амплитудных антиклинальных складок.
Ниже приводится строение каждого из перечисленных горизонтов.
Горизонт вскрыт 21 скважиной, продуктивен во всех четырех блоках. К горизонту приурочены нефтяные залежи, продуктивность которых доказана опробованием в 12 скважинах, где были получены притоки нефти дебитами от 1 до 33 т/с.
В I блоке горизонт вскрыт в 7 скважинах. Нефтенасыщенными по ГИС оказались скважины №№ 2, 109, 110, 112. Продуктивность блока доказана опробованием скважин №№ 2, 110. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 671,6м. Водонефтяной контакт для нефтяной залежи I блока принят на абсолютной глубине минус 680,9м по скважине № 112 по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи 9,3м, площадь нефтеносности 219 тыс.м 2 .
Продуктивность II блока подтвердилась опробованием 7 скважин. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. ВНК принят на глубине минус 678,4м по скважине № 17, 103, 108 по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта-коллектора. Высота залежи 9,4 м, площадь нефтеносности 752 тыс.м 2 .
III блок продуктивен по каротажу и доказан опробованием в скважине №105.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 674,8м.
ВНК принят на отметке минус 680,8м по подошве нефтяного пласта с учетом опробования. Высота залежи 5,8 м, площадь нефтеносности 53 тыс.м 2 .
IV блок продуктивен в скважине № 9, 101. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. Водонефтяной контакт принят по подошве опробованного нефтяного пласта в скважине №101 на абсолютной глубине минус 675,5 м. Площадь нефтеносности 81 тыс. м 2 .
Горизонт прослеживается по всей площади, представлен 1-3 пластами, и вскрыт 21 скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, приуроченная ко II блоку. I, III, IV блоки оказались водоносными пластами.
Промышленная продуктивность горизонта доказана опробованием 5 скважин. Дебиты нефти колебались от 1,2 т/сут (скв.108) до 20 т/сут( скв.107).
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 764,7м. ВНК принят на глубине минус 772,7м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв.№8. Площадь нефтеносности 542тыс.м 2 .
К горизонту приурочена нефтяная залежь во II блоке. Горизонт нефтенасыщен в скважинах №№ 6, 10, а в остальных замещен глинами. Опробован в двух скважинах (№№6, 10), в которых получен фонтанный приток нефти.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 872м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважине №6 на глубине минус 881,2 м. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 9,2 м. Площадь нефтеносности 187 м 2 .
Прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены газонефтяные и нефтяные залежи, которые относятся к I, II, III, IV блокам.
К I блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважине №2, в которой получен приток нефти дебитом 12 т/сут и газа дебитом 14 тыс.м 3 /сут при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 936м. Газонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 2, 109, 112. ВНК принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№109,112 на абсолютной отметке минус 947м. Высота залежи 11м. Площадь газоносности 117 тыс.м 2 . Площадь нефтеносности 303 тыс. м 2 .
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважинах №№ 6,10, где получен газ с дебитами 53,4тыс.м 3 /сут и 55,6 тыс.м 3 /сут соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 934,3м.
Газонефтяной контакт принят по подошве продуктивного пласта в скважине №102 на глубине минус 942,9м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№106,104,10,102 на глубине минус 950м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7м. Площадь газоносности 450тыс.м 2 , площадь нефтеносности 705тыс.м 2 .
К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи.
III блок нефтенасыщен в скважине №105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2м, площадь нефтеносности 37 тыс.м 2 .
IV блок нефтенасыщен в скважине №101. ВНК принят на глубине 945,3м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10,3м, площадь нефтеносности 152 тыс.м 2 .
Горизонт вскрыт 12 пробуренными скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, получившая развитие во II блоке. Продуктивность доказана опробованием в скважинах №№ 6, 10.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 973,6м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине №6 на глубине минус 983,6м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10м, площадь нефтеносности 556 тыс.м 2 .
К пласту приурочены нефтяная и газовая залежи, получившие развитие в I и во II блоках вскрытых 12 скважинами.
К I блоку приурочена нефтяная залежь, вскрыта 7 скважинами. Продуктивность блока доказана опробованием в скважинах №№ 2, 110. При опробовании скважин №№ 2,110 был получен фонтанный приток нефти с дебитами 47,4т/с и 8т/с при 5 мм штуцере соответственно.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1045,6м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной глубине минус 1059,1м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7м, площадь нефтеносности 385тыс.м 2 .
В I блоке к пласту приурочена газовая залежь, вскрытая 4-мя скважинами. Продуктивность доказана опробованием скважин №№ 6, 10, где были получены дебиты газа соответственно 69 тыс.м 3 /с и 60,5 тыс.м 3 /с при 6 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1041м. Газоводяной контакт принят на отметке 1057,2 по подошве газоносного пласта по данным ГИС в скважине №6. Высота залежи 16,2м, площадь газоносности 380тыс.м 2 .
К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064м; на II блоке минус 1060м. ГВК для I блока принят на глубине - 1082,5м; для II блока-1079,2м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.
Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5м; для II блока - 19,2м. Площадь газоносности 292 тыс.м 2 и 448 тыс.м 2 соответственно.
К пласту приурочены нефтяная и газонефтяная залежи, получившие развитие в I и II блоках. К I блоку приурочена нефтяная залежь. Нефтяную часть залежи вскрыли скважины №№ 2,109,112. Продуктивность доказана опробованием скважине №109, где была получена нефть дебитом 30,6 т/с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1078 м. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1088,5м по материалам ГИС по скважине №2. Высота залежи 10,5 м, площадь нефтеносности 227 тыс.м 2 .
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скважин № 10, где был получен газ дебитом 68 тыс.м 3 /с.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1070м. Газонефтяной контакт принят на глубине минус 1082,5м по материалам ГИС и опробованием скважин №10. Высота газовой шапки 12м. Площадь газоносности 206тыс.м 2 .
Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6м по материалам ГИС скв.6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 4,6м. Площадь нефтеносности 438 тыс.м 2 .
К горизонту приурочены газонефтяные залежи, получившие развитие в I и II блоках.
Продуктивность I блока доказана опробованием скважин № 112, где был получен приток нефти дебитом 56,9 т/с при 5 мм штуцере.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1126м. Газонефтяной контакт принят на отметке минус 1128м по подошве газового пласта по промыслово-геофизическим данным. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1137,7м по подошве нефтяного пласта в скважине №110 по материалам ГИС. Высота газовой шапки 2 м. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 9,6 м. Площадь газоносности 41тыс.м 2 , нефтеносности 251тыс.м 2 .
Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв.10, где был получен газ дебитом 70,2 тыс.м 3 /сут.
Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1121м. Газонефтяной контакт принят на глубине - 1131,6м по материалам ГИС и опробования.
В скважине №6 при опробовании получен дебит нефти 25,4 т/сут при 5 мм штуцере, газа дебитом 18,2 тыс.м 3 /сут.
ВНК принят на глубине минус 1136,2 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС с учетом опробования.
Высота газовой шапки 10,6 м. Высота нефтяной оторочки 4,6 м с учетом принятых контуров. Площадь газоносности 380 тыс.м 2 , нефтеносности 483 тыс.м 2 .
1.5.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
На месторождении Акинген пласты коллекторы литологически представлены высокопористыми песчаниками, алевролитами, песками и алевритами.
Песчаники серые, мелкозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется открытой пористостью в пределах 20,9-33,8%, плотностью 2,6-2,67 г/см 3 , глинистостью 6,04-39,65%, карбонатностью 3,26-21,63%.
Пески и алевриты серые, мелко и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется общей пористостью в пределах 29,5-37,4%, плотностью 2,65-2,78 г/см 3 , глинистостью 8,7-20,77%, карбонатностью 2,8-4,74%. Покрышками служат глины темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто беспорядочно переслаиваются с алевролитом, песчаником, в неокомских горизонтах местами карбонатные. Пористость глин изменяется в пределах 6,4-30,2%, плотность 2,6-2,69г/см 3 , карбонатность 3,4-13,38%.
I альбский горизонт представлен 1-4 пластами коллекторами. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 15,0 м, нефтенасыщенная толщина от 2,2 до 5,0 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,58, коэффициент расчлененности -2,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,19 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,28 д.ед, по ГИС - 0,272 д.ед.
Промежуточный альбский горизонт прослеживается во всей площади. Продуктивный горизонт представлен 1-3 песчаными пластами. Общая эффективная толщина изменяется от 1,6 до 10,5м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 5,6м. Коэффициент песчанистости 0,83, расчлененности - 1,86. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,421 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,35 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Эффективная толщина II альбского горизонта колеблется от 1,2 до 6,6 м, нефтенасыщенная толщина от 4,2 до 6,6 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,6, коэффициент расчлененности -0,52. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,171 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,27 д.ед, по ГИС - 0,29 д.ед.
Общая эффективная толщина апт-неокомского горизонта изменяется в пределах от 3,2 до 24,2 м. Нефтенасыщенная от 1,8 до 7 м, газонасыщенная 1,4-7,2 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,61, расчлененность - 3. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,471 мкм 2 , по данным исследования скважин - 0,589мкм 2 . Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.
Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20м, нефтенасыщенная от 8 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,8, расчлененность - 1,67. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,1013 мкм 2 , по данным исследования скважин - 0,907 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,13 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Эффективная толщина I пласта II неокомского горизонта изменяется от 2,2м до 14м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2м, газонасыщенная 38-14м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,65, расчлененности - 1,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,036 мкм 2 , по данным исследования скважин - 0,053 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,15 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.
Ко II пласту II неокомского горизонта приурочены газовые залежи. Продуктивный горизонт представлен 1-2 песчаными пластами. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется в пределах 1,4-8,8м. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность 1,6. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,066 мкм 2 , по данным исследования скважин - 0,061 мкм 2 . Пористость по керну и по ГИС составляет 0,28 д.ед.
Общая эффективная толщина III пласта II неокомского горизонта изменяется в пределах от 0.8 до 6,6м. Нефтенасыщенная от 1 до 5м, газонасыщенная 1,4м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,73, расчлененность - 1,64. Пористость по ГИС составляет 0,26 д.ед., нефтенасыщенность 0,68 д.ед.
III неокомский горизонт представлен 1-5 песчаными пластами. Общая эффективная толщина горизонта колеблется от 6 до 12м, нефтенасыщенная толщина - от 1 до 4,6м, газонасыщенная толщина - от 1 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет 0,51, расчлененности 2,82. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,519 мкм 2 , по данным исследования скважин - 0,756 мкм 2 . Пористость по керну составляет 0,34 д.ед., по ГИС - 0,29 д.ед.
1.5.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
В разрезе месторождения выделено семь продуктивных горизонта в отложениях нижнемелового периода в ярусах alb, apt и nе.
Альбский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 671,5 м с общей высотой залежи 205,5 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I-альбский - 169,8 тыс.т; промежуточный - 63,2 тыс.т; II-альбский - 35,2 тыс.т.
Аптский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 937,2 м с общей высотой залежи 12,3 м с промышленными начальными запасами нефти - 38,7 тыс.т.
Неокомский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 973 м с общей высотой залежи 199,3 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти:
Краткая (сводная) таблица основных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и основных параметров насыщающего их флюида
Давление насыщения нефти газом, МПа
Плотность в пластовых условиях, г/см 3
* - данные определенные расчетным путом
Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделение объектов разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения учитывали текущее состояние разрабатываемых горизонтов месторождения.
На текущую дату в разработке находится I-альбский горизонт, а также согласно данных опробования и анализа промежуточный горизонт, в 2003г в разработку подключен II альбский горизонт через скважину .№10, который в предыдущем проектном документе выделен как самостоятельный объект эксплуатации. За время эксплуатации из этих горизонтов на 01.01.2004 г отобрано 144,362 тыс. т нефти и эти горизонты уже разрабатываются как один самостоятельный объект.
Учитывая текущее состояние разработки и геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов, при выделении новых эксплуатационных объектов, целесообразно выделить нефтяные залежи альбских продуктивных пластов в один объект разработки, а продуктивные пласты апт - неокомских горизонтов в единый объект с самостоятельной сеткой скважин.
Таким образом, для дальнейшей разработки месторождения выделяем два объекта эксплуатации:
I - объект - I-альбский и промежуточный горизонты, находящиеся в разработке и II-альбский продуктивный горизонт ранее не вступавший в разработку.
II -альбский продуктивный горизонт отнесем к I объекту по следующим причинам: несовместимости флюидодинамических свойств с нижележащими горизонтами; незначительности запасов нефти; разбуренность залежи эксплуатационными действующими скважинами; идентичность коллекторских свойств с продуктивными вышезалегающими горизонтами; идентичность физико-химических свойств насыщающих коллектора флюидов с флюидами продуктивных вышезалегающих горизонтов.
II-объект - апт-неокомский, I, II (I и III пласты), III неокомские продуктивные горизонты. При этом II (I и III пласты) и III неокомские горизонты находятся в разработке.
В таблице №1.2 приведены исходные геолого-физические характеристики по горизонтам.
Пластовые, сводовые с упруговодонапорным режимом
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Плотность нефти в пластовых усл-х, г/см 3
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, МПа
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 3
Вязкость нефти в поверхн. усл., мм 2 /с
Плотность воды в пластовых усл.,г/см 3
Вязкость воды в пластовых усл., мПа*с
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям:
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям:
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
1.5.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
В процессе бурения и опробования на данном месторождении отобрано и изучено 27 проб нефти в поверхностных условиях. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по горизонтам приведены в таблице П.2.7.
Нефть I альбского горизонта изучена по 14 пробам, характеризуется плотностью 0,8544 г/см 3 , содержание смол в ней 28,7%, парафина 0,82%, серы 0,21%.
Кинематическая вязкость нефти при 20 0 С составляет 303,37 мм 2 /с, а при 50 0 С 55,31 мм 2 /с. Начал
Проект модернизации установки удаления песчанных пробок на месторождении Акинген дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Программа на Delphi
Реферат: Кредитно-денежная политика государства. Её цели и инструменты
Вырубка Лесов Последствия Сочинение
Реферат: Movie Review Gone With The Wind Essay
Дипломная работа: Ипотечное кредитование на примере Сберегательного банка Российской
Дипломная работа: Анализ основных мероприятий по повышению конкурентоспособности организации
Варианты Контрольных Работ 9 Класс
Реферат: Классическая кейнсианская теория экономического равновесия
Реферат по теме Прогулки по Риму
Реферат по теме Город-государство Ватикан
Базаров Как Новый Человек Сочинение
Курсовая работа по теме Разработка системы ротации на предприятии ОАО МВКЗ 'КиН'
Стоит Ли Бояться Перемен Сочинение Аргументы
Пояснительная Записка К Курсовому Проекту По Благоустройству
Реферат На Тему Целостность Человека Как Педагогическая Категория
Сочинение Про Полтаву 7 Класс
Реферат: Основные положения учения Дарвина . Скачать бесплатно и без регистрации
Доклад по теме Мальтийский орден
Дипломная работа по теме Земская интеллигенция в России во 2-й половине XIX-начале XX вв.: профессионализм и общественные устремления
Контрольная работа по теме Органы местного управления и самоуправления
Природные ресурсы и экология озера Байкал - География и экономическая география курсовая работа
Объединенные Арабские Эмираты - География и экономическая география реферат
Регулирование бухгалтерского учета - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике