Разработка Талинского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка Талинского месторождения

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Проектные решения разработки. Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади. Свойства пластовых флюидов. Оборудование фонтанных скважин. Мероприятия по борьбе с солеотложениями.


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.

К настоящему времени сложилось достаточно четкое представление о том, запасы каких нефтяных месторождений следует относить к категории трудно извлекаемых. Среди основных причин сложности выработки запасов можно выделить не только причины геологического характера (сложность геологического строения; изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади, низкая проницаемость коллекторов, высокая вязкость нефти в пластовых условиях и др.), но и целый ряд причин, связанных с энергетическим состоянием объекта разработки, свойствами насыщающих его флюидов и т.д.
Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов и применяемая техника не позволяют достичь высокой эффективности их разработки. К низкопроницаемым коллекторам принято относить такие, проницаемость которых не превышает 0,05 кв.мкм. Совершенно очевидно, что эта граница несколько условна, т.к. даже при средневзвешенной величине проницаемости в пределах 0,05 кв.мкм колебания ее в пределах объекта разработки могут быть существенными. Поэтому на практике чаше всего приходится иметь дело с объектами, неоднородными по своим фильтрационным свойствам, причем доля низкопроницаемых коллекторов преобладает как в разрезе, так и по площади. Понятно, что эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик.
Актуальность решения проблемы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах.
Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время осуществляется в большинстве случаев с применением заводнения. При этом наблюдается значительное расхождение между средним проектным коэффициентом нефтеизвлечения и фактическим -29% и 6%, соответственно.
Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.). В настоящее время ведутся интенсивные исследования по обоснованию подходов к разработке низкопроницаемых коллекторов с учетом отмеченных выше особенностей.
Как отмечалось выше, фактором, значительно осложняющим вовлечение в разработку низкопроницаемых коллекторов, является существенная неоднородность продуктивных пластов. Так, пласт ЮК10 Талинского месторождения представлен коллекторами с проницаемостью от 0,001 до 4 и более кв.мкм. Причем доля коллекторов с проницаемостью менее 0,05 кв.мкм достигает 65% и более.
Не вызывает сомнений, что эффективность и степень выработки запасов углеводородов из неоднородных низкопроницаемых коллекторов зависят от режима дренирования, метода воздействия на залежь, а также реализуемых режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. При этом не исключается возможность трансформации энергетического состояния залежи.
Для повышения эффективности выработки запасов из неоднородных коллекторов в последние годы предложено достаточно много решений. При этом чаще всего применяется: выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и профиля притока в добывающих скважинах путем селективной изоляции высокообводненных, как правило, высокопроницаемых интервалов пласта, интенсификации нагнетания воды в низкопроницаемые интервалы неоднородного пласта в нагнетательных скважинах и притока жидкости из низкопроницаемых интервалов в добывающих скважинах. Промышленные испытания некоторых разработанных технологий, направленных на повышение охвата пласта воздействием и вовлечением низкопроницаемых коллекторов в разработку, не всегда показывает приемлемую эффективность. Так, на Талинском месторождении с 1988 по 1995 годы было испытано более 15 технологий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции обводненных интервалов в добывающих скважинах, интенсификации приемистости низкопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных скважинах и др. Однако достигнутая эффективность не превышает 1200 т дополнительно добытой нефти на одну скважина операцию без существенного изменения профилей приемистости и притока в скважинах до и после воздействия, что позволяет предположить о повышении эффективности выработки запасов из высокопроницаемых уже обводненных интервалов пласта без заметного вовлечения в процесс дренирования его низкопроницаемой части.
При разработке подходов к решению проблемы повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов и вовлечения в разработку низкопроницаемой его части в настоящее время учитываются лишь начальные горно-геологические условия и текущее состояние разработки объекта. При этом недостаточно внимания уделяется истории разработки и выявлению процессов, развивающихся в пласте в процессе его эксплуатации. Тщательный и детальный анализ состояния разработки объекта на основании данных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований позволяет учесть возмущения, внесенные в пластовую систему в процессе разработки, и выработать адекватные этому подходы к решению проблемы вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов пласта с учетом начальных горно-геологических условий эксплуатационного объекта и реально развившихся в течение разработки внутрипластовых процессов.
Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.).
Как правило, практические сложности в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти обусловлены как геологическим строением объекта (высокая неоднородность, низкая проницаемость и т.д.), так и физико-химической характеристикой пород-коллекторов и насыщающих их флюидов (высокая пластовая температура, глинистость коллектора, повышенное содержание сероводорода, парафина в нефти, высокий газовый фактор и т.д.). Именно к таким месторождениям относится Талинское месторождение - одно из крупнейших в Западной Сибири по запасам.
Основным объектом разработки являются юрские отложения пласты ЮК10 и ЮК11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью, как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам.
Сложность геологического строения этого месторождения и реализуемая система разработки обусловили некоторые особенности выработки запасов и обводнения скважин. В настоящее время при разбуренности месторождения на 95% и обводненности добываемой продукции 91,6% текущая нефтеотдача не превышает 10%. Темп обводнения скважин независимо от применяемой системы разработки достигает 5-6% в месяц, за 16-18 месяцев от ввода в эксплуатацию скважины обводняются до 80-90% и более. При этом охват заводнением нефтенасыщенной толщины пласта крайне невелик, зоны и разрез пласта с ухудшенной проницаемостью в разработку практически не вовлекаются.
В условиях Западной Сибири применение в широких масштабах известных технологий интенсификации разработки, повышения нефтеотдачи пластов с применением различных химических реагентов сдерживается рядом факторов. Это и непродолжительный период года с положительной температурой, и удаленность региона (а следовательно, и высокая стоимость работ), и наличие неоднородных коллекторов с развитой поверхностью адсорбции и др. Кроме того, испытанные за последние десять лет на Талинском месторождении технологии повышения нефтеотдачи показали недостаточную эффективность.
В этой связи подробное рассмотрение особенностей геологического строения Талинского месторождения, некоторых процессов, которые происходят в процессе разработки и вносят существенные изменения в систему; влияния технологических характеристик на эффективность выработки запасов (забойное давление, депрессия, обводненность), применяемых методов воздействия на высоконеоднородные пласты с целью интенсификации выработки запасов нефти и др. является важным.
Талинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 году. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань, расположенный вдоль дороги Ивдель-Обь.
Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом.
Описываемая площадь находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким длиннобалочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 23-206 метров, на большей части площади 150-160 метров. Почвы в районе подзолисто-аллювиальные - глеевые.
Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ёга, Тал, Ендырь, Сеул, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Крупный источник водоснабжения река Обь удалена на расстояние, превышающее 50км. В разрезе Талинской площади выделяется два гидрогеологических этажа. Воды нижнего гидрогеологического этажа отделяются от верхнего толщей водоупорных морских глин олигоцентурона. Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25г/л), хлоридо-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего-одигоценчетвертичного комплекса.
Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.
Талинское месторождение Красноленинского свода - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горно-геологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки.
Талинское месторождение находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение простирается с северо-северо-запада на юго-юго-восток полосой шириной от 6 до 16 км на расстояние свыше 150 км (рис. 1.1).
Бурением вскрыты отложения четвертичного, палеогенового, мелового, юрского возраста, а также доюрские образования, представленные главным образом сланцами, кварцитами и туфопесчаниками.
Промышленная нефтеносность установлена в отложениях Тюменской свиты (пласты ЮК2 - ЮК11). Однако основными объектами разработки являются пласты ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта.
В пределах Талинского месторождения выделено несколько крупных участков разработки (с севера на юг) - северный, первоочередной, центральный, район разведочной скважины 800, промежуточный и районы разведочных скважин 802 и 805 (рис. 1.2).
Рис. 1.1 Обзорная карта расположения нефтяных месторождений ОАО "ТНК Нягань"
Рис. 1.2 Схема распространения пласта ЮК-10 Талинского месторождения: 1-скважина; 2-внешний контур нефтеносности; 3-граница выклинивания;4-граница участков разработки; 5-граница замещения коллектора;1-1 -линия +профиля
Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период с 1960-1968 г по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территории Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтегазоносности Тюменской и Викуловской свит установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская.
Поисково-разведочными работами в период с 1975 по 1982 годы доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежей в единое Красноленинское нефтегазовое месторождение.
Годы 1979-1983 характеризуются интенсивным разворотом разведочного бурения на Талинской площади и выходом на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки в пределах Талинской и Южно-Талинских площадей являлся Шеркалинский горизонт (пласты ЮК-10 и ЮК-11). В это же время выделены 2 эксплуатационных объекта - ЮК-10 и ЮК-11.
Результаты испытания пробуренных скважин показали значительную изменчивость физических свойств, и сложный характер насыщения коллекторов Тюменской свиты.
С 1996 года на Южно-Талинской площади начата пробная эксплуатация пласта ЮК-11.
Относительно невысокая по меркам Западной Сибири продуктивность скважин (по блокам 53 и 54 - КСР=2,25 куб.м/сут.атм.) предопределило поведение разработчиков компании - их стремление к форсированию добычи нефти. Так в период 1997 года проводилось штуцирование скважин в диапазоне 12-9 мм (скв.9232-14 мм).
В конце 1997 года предпринята попытка снизить депрессию, путем уменьшения диаметра регулирующих шайб до диапазона 8-7 мм, со снижением депрессии на пласт в добывающих скважинах до 4 МПа.
За период 1997 года объемная обводненность продукции добывающих фонтанирующих скважин (блоки 53-55) достигла 11,8%.
При задержки механизированного способа эксплуатации, одной только энергии пласта становилось недостаточно для подъема обводненной нефти; в то же время, работа ЭЦН при высоких газовых факторах со срывами подачи, заставляла производственников оттягивать их пуск и удлинять тем самым фонтанный период эксплуатации.
В начале 1998 года на Южно-Талинской площади (эксплуатационный объект (ЭО - ЮК-11), по блокам 53-55, вновь производилась регулировка режимов работы фонтанирующих скважин, путем увеличения диаметра регулирующих штуцеров в диапазоне 9-8 мм, и доведения депрессии на пласт до 6 МПа и одновременным переходом на механизированную добычу нефти 31.5% основного фонда скважин в конце года).
В этом же, 1998 году, предпринята попытка очагово-избирательного заводнения (скв.9217) c суммарным объемом закачки 6000 куб. м, но забой скважины вскрыл высокопроницаемый пропласток, по которому произошел прорыв воды в реагирующие скважины (отдельные порции трития достигли добывающей скважины уже в первые часы, что можно объяснить наличием высокопроводящих каналов).
Эффективная проницаемость путей фильтрации составляет сотни Дарси. Ввиду малой толщины и расхода они не фиксируются по данным ГИС.
Таким высокопроводящим каналом может быть только трещина (или их совокупность), раскрывшаяся или образовавшаяся вновь в процессе закачки воды. Такие примеры известны в практике разработки месторождений.
Скважина 9217 выведена в консервацию спустя месяц после начала эксплуатации.
За весь период 1999 года объемная обводненность продукции скважин увеличилась с 11,8% до 26,11% в конце года, 63,1% действующего фонда скважин составляли фонтанирующие скважины.
За этот же год зафиксировано их максимальное количество - 12 единиц.
В период с 1999 года по 07.2002 года производилась последовательная работа по переводу фонтанного фонда скважин на механизированную добычу (70,8% - в 2000 году; 85.1% - в 2001 году; 81.48% - в 2002 году), дальнейший рост объемов бурения - доведение основного фонда скважин с 19 до 27 единиц, регулирование штуцированием на выкиде фонтанных скважин до 6 мм в 2003 году (табл.1.1.)
За это время фонд таких (фонтанирующих) скважин уменьшился в 4 раза (3 единицы на 1.01.2003года), количество скважин оборудованных ШСНУ и ЭЦН увеличилось соответственно в 6 и 3,2 раза.
Объемная обводненность достигла 57,27%. Пластовое давление снизилось до 20,01МПа на внешнем контуре, на 19,9% от начального (25,0МПа).
Таблица 1.1 Движение фонда скважин эксплуатационного объекта ЮК - 11 Южно - Талинской площади (блоки 53 - 55 )
Добывающие механизированным способом, штук
Площадь блоков 53-55 (ЭО-ЮК-11) Южно-Талинской площади разбурена, в основном в зоне условного раздела между блоками 53 - 54, по правильной геометрической системе для площадного заводнения. Использовалась четырехточечная система с расстояниями между забоями скважин 600 м в ряду и 600 м между рядами
2.1 Геологическая характеристика месторождения
Талинское нефтегазовое месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером
165х 115 км свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, отделяясь от сопредельных структур положительных структур с востока - Елизаровским прогибом, запада Мутойской котловиной. На юге через Потымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.
В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных. Максимальный разрез вскрыт скважиной 800 на глубину 3934 м. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Ёговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свиты. На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно.
В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно-вулконогенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно као-линитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-нижнетриасовым образованиям.
В основании осадочного чехла в породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты.
В комплексе пород тюменской свиты выделяются три подсвиты:
Породы нижней подсвиты на Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты района ЮК10-ЮК11 толщина Шеркалинского горизонта достигает 100 м.
Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты - среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта.
Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов, углей к линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-9. Выше по разрезу породы Тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0-37 м.
Выше лежащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты волжский ярус и низы берриасовского яруса. Разрез представлен аргилитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15-40 метров. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600-700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.
В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.
Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты барриас, валажин, готерив, барен, низы апата. Отложения представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м. Осадки кошайской свиты залегают в породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами. Встречаются прослои алевролитов и известняков, особенно в верхней части разреза. Породы содержат спорно-пыльцевые комплексы апата. Общая толщина 50-65 м.
Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются без видимых следов несогласия породами викуловской свиты, которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими гли-нисто-алевролитовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. В верх по разрезу увеличивается количество алевролитового материала. Содержит включения обугленных растительных осадков, желваки сидерита. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчанистый состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120-130м.
Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты возраст, которой фораминифер и по положению в разрезе принимаются в объеме среднего верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргелитами с тонкими прослоями аргелитов, известняков и седеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими сероцветами алевролитами и глинами. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-280 м.
Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250м.
Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами и единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод. лингул, аммонитов. Общая толщина свиты 35-50м.
Березовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами, опоковидными с редкими прослоями опок. Общая толщина берёзовской свиты 180-240м.
Ганькинская свита имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири. Представлена характерной толщей известковых зеленовато серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина 50-75 м.
2.1.1.3 Кайнозойская группа. Палеогеновая система
Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и имеют широкое распространение в пределах Красноленинского района. Представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым, олигоценовым.
В составе палеогеновых отложений выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская. атлымская. новомихайловская, журавлевская свиты.
Талицкая свита (палеоцен) подразделяются на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала. Верхняя подсвита представлена темно-серыми глинами с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала и редкими прослоями алевролитов.
Верхняя часть подсвиты представлена тонко отмученными, иногда опоковидными глинами. Толщина талицкой свиты 130-150м.
Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на породах талицкой, свита разделена на три подсвиты. Для разреза нижней подсвиты характерны опоки и опоковидные глины с присыпками кварцевого-глауконитового песка в нижней части. Средняя часть разреза сложена диатомитами и диатомитовыми глинами иногда алевролитистыми. В верхней части разреза описываемой свиты развиты зеленовато-серые тонко слоистые диатомитовые глины, в которых отмечаются желваки марказита. Общая толщина свиты 200-225м.
Тавдинская свита (верхний эоцен - нижний олигоцен) сложена толщей голубовато зеленых и оливково зеленых пластинчатых глин с тонкими линзочками светловато-серого алевролитового материала. Характерны стяжения марказита. Толщина свиты 60-80м.
Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов серых и светло-серых песков с прослоями углей и лигнитов. Толщина свиты 50-70 м.
Журавская свита (верхний олигоцен) залегает на отложениях ново-михайловской свиты и с перерывом перекрывания осадками четвертичного возраста. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевролитами с включениями глауконита. Толщина свиты 10-30 м.
Неогеновые отложения в районе Красноленинского свода отсутствуют.
Четвертичные отложения несогласно перекрываются отложениями журавской свиты и имеют повсеместное распространение. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато серыми песками с прослоями глин серых, бурых песчаников. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке района развиты ледниковые отложения в составе которых встречаются различные по размерам отторженны.
В тектоническом отношении талинская площадь приурочена к одноименному талинскому валу, расположенном на западном склоне Крас-ноленинского свода.
Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165-115 м, а амплитуда его по отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) составляет относительно днища Мутомской котловины 100-150 м, а относительно моноклинального склона 300-350 м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет тектонический с региональным падением слоев в восточном направлении.
В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен Талинской, Северо - Талинской и Южно - Талинской структурами.
В 1976 году была пробурена поисковая скважина № 1, которой установлена промышленная нефтеносность отложений Тюменской свиты. Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинский горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В этой связи был проведен анализ структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла в пределах изучаемой площади сформировались глубокие прогибы.
По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75-100 м.) вытянутым в Северо-восточном направлении по линии скважин № 103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб разделяет Талинскую (амплитуда 100-140 м.) и Южно -Талинскую складки по линии скважин № 132, 503, 511, 126. Ось прогиба имеет широкое простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно - Талинской прогибом (амплитуда 50-73 м.) северо-западное простирание по линии скважин № 186, 139, 802, 825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе - 2525 м доюрского основания имеет размеры 14*6 км и амплитуду 40 м. складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2-4° северо-западное и 50"-2°30' юго-восточное. Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скважины 4, 135 выделяется купол, осложняющий переклинальное окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100-150 м, углы наклона крыльев составляют 3° западного и 4° восточного. Южно-Талинская складка по замыкающейся изогипсе 2525 м доюрского основания имеет размеры 15-95 км и амплитуду 120 м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2°-юго-запада и 4°30' северо-восточном направлении.
Структурные планы продуктивных пластов ЮК10-ЮК11 в целом сохраняют очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10-ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинскос и Валентановское локальные поднятия.
Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационной скважиной показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки ЮК10 невыдержанны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и не выдержанность коллекторов наблюдается в центральной часта Талинской площади, в районе расположения разведочных скважин 115-140 здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами на участках расположения скважин 3057 и 3104, 3105.
Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 - выявлена к западу от разведочных скважин 190, 107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения пласта ЮК10, что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков в плоть до полного их выклинивания в скважинах 3617, 3656, 3698.
Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в районе скважин к востоку от скважины 955. В скважине 4661, 4677, коллекторские разности полностью замещены.
Основные принципиальные черты геологического строения района в целом и пластов Шеркалинской пачки в частности в процессе разбуривания подтвердились с неизбежными в таких случаях уточнениями.
Продуктивные пласты ЮК10-11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разновидностей.
Строение пластов неодинаковое. Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км.) протяженной (свыше 120 км.) полосы меридионального субмери-дианального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного вреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.
Пласты ЮК10-11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5-20 и более метров. Отложение пласта ЮК10 развиты значительно шире, площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20 км. Максимальная его толщина достигает 30 метров, в поперечном сечении он имеет пластообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом на аргилитах, перекрывающих образования ниже лежащего пласта ЮК11, а в краевых зонах - на породах фундамента.
2.2 Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11
Остановимся на характеристике пластов ЮК10 и ЮК11 более подробно. Пласт ЮК11 имеет ограниченное распространение, прослеживается полосой шириной 5 - 6 км и залегает на наиболее погруженных участках фундамента. Сложен пласт гравелито-песчаными и алевролитовыми породами с небольшими по толщине линзами и прослоями глинистых пород. Характерным является прерывистость нефтеносности. Общая толщ
Разработка Талинского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение По Истории Храм Святой Софии
Книга: Мальчик
Сочинение В Первом Батальоне Нашего Полка
Реферат по теме Современная социальная конфликтология и ее проблемы
Рефераты На Тему Наркотики
Реферат: Федеральная государственная служба в РФ. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение На Тему Бесчеловечность Войны
Плавание Жизненно Важный Навык Реферат
Темы Для Декабрьского Сочинения 2022 2022 Произведения
Гдз По Алгебре 7 Дорофеев Контрольные Работы
Реферат по теме Начало реконкисты в Испании. Мусульманские государства
Дипломная работа по теме Государственное регулирование инновационного развития рыбной отрасли
Дипломная работа по теме Синтетические наркотики. Наркомания. Причины вовлечения в среду. Социологический аспект. Реабилитация
Курсовая работа по теме Портфельные инвесторы. Различные виды портфелей ценных бумаг в РФ
Лабораторная Работа Номер 5 Физика 7
Стабилизация Курсовой Устойчивости
Улучшение Условий Труда Реферат
Экономика Минерального Сырья Реферат
Сочинение по теме Программа курса «Язык рекламы»
Дипломная работа по теме Учет затрат и издержек обращения торгового предприятия
Циклические и ациклические воздействии природной среды на антропоэкосистемы - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда курсовая работа
Аналіз інвентаризації як методу бухгалтерського обліку загалом - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Організація обліку - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа