Разработка месторождения Акинген - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка месторождения Акинген

Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.


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/
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 01.07.2008 г. 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 1.1)
Рисунок 1.1 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 400 м. 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 - 1715 м. 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 764,7 м. ВНК принят на глубине минус 772,7 м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв. №8. Площадь нефтеносности 542 тыс.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 872 м. 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 942,9 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№106, 104, 10, 102 на глубине минус 950м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7 м. Площадь газоносности 450 тыс.м 2 , площадь нефтеносности 705 тыс.м 2 .
К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи.
III блок нефтенасыщен в скважине №105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2 м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2 м, 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 10,3 м, 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 973,6 м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине №6 на глубине минус 983,6 м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10 м, 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 47,4 т/с и 8 т/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 1059,1 м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7 м, площадь нефтеносности 385 тыс.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 380 тыс.м 2 .
К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064 м; на II блоке минус 1060м. ГВК для I блока принят на глубине - 1082,5 м; для II блока-1079,2м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.
Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5 м; для II блока - 19,2 м. 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 1082,5 м по материалам ГИС и опробованием скважин №10. Высота газовой шапки 12 м. Площадь газоносности 206 тыс.м 2 .
Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6 м по материалам ГИС скв. 6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 4,6 м. 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 41 тыс.м 2 , нефтеносности 251 тыс.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 2,6-2,69 г/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 10,5 м, 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 - 0,589 мкм 2 . Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.
Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20 м, нефтенасыщенная от 8 до 10 м. 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 2,2 м до 14 м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2 м, газонасыщенная 38-14 м. 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 6,6 м. Нефтенасыщенная от 1 до 5 м, газонасыщенная 1,4 м. 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 4,6 м, 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/см3
* - данные определенные расчетным путом
Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделении 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/см3
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, МПа
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3
Вязкость нефти в поверхн. усл., мм 2 /с
Плотность воды в пластовых усл.,г/см3
Вязкость воды в пластовых усл., мПа*с
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т.
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. Начало кипения 225 0 С. До 300 0 С выкипает 16,7% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, высокосмолистая, малосернистая.
Нефть промежуточного горизонта изучена по четырем пробам, характеризуется средней плотностью 0,9029 г/см 3 , содержание смол 26%, серы - 0,22%. Кинематическая вязкость при 20 0 С составляет 230,5 мм 2 /с, а при 50 о С - 56,45 мм 2 /с. Начало кипения- 226 о С, до 300 о С выкипает 17% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая.
Нефть II альбского горизонта изучена по двум пробам, характеризуется плотностью 0,8677 г/см 3 . Содержание в нефти смол составляет 7%, серы 0,14%. Кинематическая вязкость нефти при 20 о С 36,74 мм 2 /с, а при 50 о С 11,04 мм 2 /с. До 200 о С выкипает 8,8% бензиновых фракций. До 300 о С выкипает 34% светлых фракций. Нефть горизонта сравнительно легкая, масляная и относится к средним, малосмолистым, малосернистым.
Нефть апт-неокомского горизонта изучена по двум пробам нефти и имеет плотность 0,8940 г/см 3 . Содержание смол сернокислых составляет 18,5%, серы 0,21%. Кинематическая вязкость нефти при 20 о С 116,98 мм 2 /с, при 50 о С - 27,46 мм 2 /с. Начало кипения углеводородов 205 о С. До 300 о С выкипает 18% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая. Содержание парафина в нефти не определялось.
Нефть I пласта II неокомского горизонта характеризуется двумя пробами и имеет плотность 0,8547 г/см 3 . Содержание в нефти смол составляет 12%, серы 0,11%. Кинематическая вязкость нефти при 20 о С 18,92 мм 2 /с, при 50 о С 6,95 мм 2 /с. До 200 о С выкипает 13% бензиновых фракций. До 300 о С выкипает 39% светлых фракций. Нефть горизонта маловязкая, масляная, малосмолистая, малосернистая.
Нефть II пласта II неокомского горизонта изучена одной пробой, имеет плотность 0,8536 г/см 3 . Содержание в нефти серы составляет 0,04%. Кинематическая вязкость нефти при 20 о С 18,23 мм 2 /с, при 50 о С 7,19 мм 2 /с. До 200 о С выкипает 15% бензиновых фракций. До 300 о С выкипает 43% светлых фракций.
Нефть III неокомского горизонта изучена по двум пробам, имеет плотность 0,8397 г/см 3 , содержание смол составляет 6%, серы - 0,05%. Кинематическая вязкость при 20 о С - 11,27 мм 2 /с, при 50 0 С - 7,87 мм 2 /с. До 200 о С выкипает 21% бензиновых фракций. До 3
Разработка месторождения Акинген дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Ранняя диагностика развития личности
Реферат: Экономико-географический анализ Японии. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Практическое исследование рефлексии в управленческой деятельности
Контрольная Работа По Умножению Дробей
Итоговое Сочинение Время Перемен Список Литературы
Реферат На Тему Великобритания И Франция
Реферат На Тему Психологические Закономерности Формирования И Функционирования Социальной Общности Людей
Россия 19 Века Реферат
Практическая Работа Оборотные Ведомости
Курсовая работа по теме Анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия "Техникс"
Реферат: Геоцентрическая система мира
Сочинение По Пословице На Тему Учение
Курсовая работа по теме Современные принципы фитотерапии заболеваний желудочно-кишечного тракта
Реферат по теме Радиоактивность. Открытие Беккереля
Курсовая работа по теме Современное состояние машиностроения
Теория Деятельности А Н Леонтьева Реферат
Методы Оценки Качества Продукции Реферат
Реферат: Система правового регулирования договора перевозки
Реферат На Тему Техника Бега На Повороте
Контрольная Работа Преобразование Рациональных Дробей
Учет и отчетность налогов и сборов с физических лиц - Бухгалтерский учет и аудит презентация
Особенности управленческого учета - Бухгалтерский учет и аудит курс лекций
Найдивніші тварини на землі - Биология и естествознание презентация