Разработка нефтяного месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка нефтяного месторождения

Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.


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.


Северо-Останинское месторождения открыто в 1977 г. бурением разведочной скважины №3Р, в которой в результате испытания получен фонтан нефти дебитом 33 м 3 /сут и газа дебитом 3,8 тыс. м 3 /сут из пласта М. Запасы нефти Северо-Останинского месторождения приурочены к пласту М.
На Государственном балансе числятся запасы УВ по пласту М, подсчитанные и утвержденные ЦКЗ (протокол ЦКЗ от 11 февраля 1985 г.).
По состоянию на 01.01.2012 г., учтённые Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению оценены по категориям С 1 в количестве: нефть: категория С 1 - 2548/1588 тыс. т.
По месторождению с момента открытия было составлено два проектных документа. Первый из них - Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (Протокол ЦКР от 04.10.2001 №2744), который реализован не был. Разработка не велась. На основании совместного решения федерального агентства по недропользованию с ЦКР Роснедра в 2008 году было принято решение о необходимости составления нового проектного документа перед началом разработки Северо-Останинского нефтяного месторождения. В связи с тем, что новых геолого-промысловых данных после составления проекта пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения в 2001 году не получено, основные геологические представления и технологические решения при составлении нового проекта пробной эксплуатации нефтяного Северо-Останинского месторождения остались без существенных изменений. Проект был утвержден в 2008 г. (протокол заседания ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008). По причине возникших технологических трудностей при реализации проекта пробной эксплуатации недропользователю не удалось собрать необходимые данные для выполнения подсчета запасов и ТЭО КИН. Несмотря на то, что запасы месторождения оценены по категории С 1 , остаются неопределенности, связанные со свойствами пластовых флюидов, оценкой продуктивности скважин и эффективностью запроектированной системы разработки.
1 . Общие сведения о месторождении
В административном отношении Северо-Останинское нефтяное месторождение находится в Парабельском районе Томской области.
В орографическом отношении район представляет собой заболоченную равнину (до 30% территории - болота) с абсолютными отметками до плюс 134 м, находящуюся в междуречье рек Большой Омелич, Армич. Речная сеть представлена р. Чузик и ее притоками (р. Армич, р. Большой Омелич и пр.). Судоходна р. Чузик для мелких барж до с. Пудино. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября. Болота промерзают к концу января - началу февраля. Лес смешанный, с преобладанием лиственных пород (береза, осина); вдоль рек растет пихта, кедр. Климат района континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха в среднем составляет зимой минус 20 - минус 25 о С, летом плюс 15 - плюс 20 о С. По количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Высота снежного покрова на открытых местах до 0,6-1 м, в залесненных - до 2 м.
Доставка грузов к району работ осуществляется по «зимнику» из г. Кедровый. В стадии строительства находится дорога в бетонном исполнении от г. Кедровый до Лугинецкого месторождения (через Герасимовское и Западно-Останинское месторождения). В непосредственной близости к западу от месторождения проходит нефтепровод Игольско-Таловое месторождение - Парабель (Рис. 1.1). Ближайший научно-промышленный, железнодорожный, речной и автотранспортный узел - г. Томск находится в 450 км к юго-востоку от месторождения. Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. В западной части Западно-Останинского месторождения имеются небольшие запасы песков, супесей, используемых для отсыпки лежневых оснований для внутрипромысловых дорог и кустов. В районе с. Пудино выявлено месторождение керамзитовых суглинков. Данное сырье пригодно для производства керамзитового гравия марки 400-500 и попутного керамзитового песка марки 700, а также кирпича марки 100.
Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты, входящей в нерасчлененную на данном месторождении некрасовскую серию осадков. Для технического водоснабжения пригодны воды мощного регионально выдержанного сеноманского водоносного горизонта покурской свиты.
Рисунок 1.1 Обзорная карта Северо - Останинского месторождения
2 . Геолого- физическая характеристика месторождения
2.1 Литолого-стратигра фическая характеристика разреза
В геологическом строении Северо-Останинского нефтяного месторождения принимают участие образования до юрского фундамента и отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Геологический разрез, вскрытый разведочными скважинами, представлен песчано-глинистыми отложения кайнозойско-мезозойской системы, а так же кремнисто-глинистыми и карбонатными отложениями палеозойского возраста. Нефтенасыщенные коллектора на Северо-Останинском месторождении приурочены к отложениям верхнего и среднего девона.
Стратиграфическое расчленение разреза проведено на основании данных глубокого бурения и корреляционных схем, утверждённых Межведомственными стратиграфическими совещаниями по отложениям палеозойского фундамента и мезозойского осадочного чехла и Западной Сибири. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.
Палеозойская группа - Pz (образования доюрского фундамента)
В соответствии с существующим стратиграфическим расчленением в Нюрольском структурно-фациальном районе, в составе которого входит Северо-Останинская площадь, палеозойские образования представлены отложениями ордовика, силура девона и карбона (рис. 2.2 - 2.4).
Отложения ордовика выделяются в павловскую толщу (карадокский - ашгиллский ярусы). На рассматриваемой площади отложения ордовика бурением не вскрыты. Стратотип разреза установлен по данным изучения керна в скв. №56 Мыльджинской площади (интервал 2509,0-2759,6 м), где выявлены зеленоватые, пестроцветные, доломитизированные, рассланцованные гли - нистые известняки, известковистые аргиллиты и песчаники. В известняках изучены кораллы, строматопораты, мшанки, конодонты и брахиоподы.
Рисунок 2.1 Геологический разрез Северо - Останинского нефтяного месторождения по линии 12П-6Р
Масштаб горизонтальный: 1:25000. Масштаб вертикальный: 1:2000
Рисунок 2.2 Фрагмент геолого - формационной карты фундамента юго-востока Западной - Сибирской плиты (под ред. В.С. Суркова, 2008 г.)
Рисунок 2.3 Схема стратиграфического расчленения образований фундамента Нюрольского структурно - фациального района Западно - Сибирской плиты
Рисунок 2.4 Литолого - стратиграфическое расчленение отложений палеозой Северо - Останинской площади
К нижнему силуру отнесены глинистые слоистые и массивные известняки, включающие линзы песчаников и алевролитов (ларинская свита). Они вскрыты на Останинской, возможно Северо-Останинской (скв. 2 П ) площадях, где имеют мощность не более 500 м. В составе верхнего силура описаны как карбонатные породы, так и вулканиты (межовская вита).
Среди вулканогенных образований установлены базальтовые и андезитовые порфириты и туфы. Терригенные породы представлены зелеными и тёмными аргиллитами, алевролитами и песчаниками, а карбонатные - слоистыми и массивными известняками. В этих породах заключены остатки табулят, брахиопод, остракод и конодонтов, которые характеризуют лудловский и пржидольский ярусы.
Этот стратиграфический интервал представлен в основном морскими фациями и наиболее полно и разнообразно описан в центральной и западной частях Томской области.
Особый интерес он имеет с позиций нефтегазоносности. Залежи нефти и газа на Южно-Табаганском, Солоновском, Калиновом и ряда других месторождений приурочены к зоне контакта палеозойских (девонских) и мезозойских отложений. Ряд месторождений углеводородов открыто в органогенных (рифогенных и водорослевых) известняках (Северо-Останинская и Речная площади).
Нижнедевонский комплекс отложений наиболее разнообразен по составу пород. Он вскрыт скважинами на Южно-Табаганской, Казанской, Солоновской, Кулгинской, Северо-Останинская (скв. № 2 П ) и др. площадях. Здесь он представлен органогенными известняками и доломитами, а также глинисто-кремнистыми породами, где выделяют кыштовскую, армичевскую, солоновскую, надежденскую свиты.
Среднедевонский комплекс пород по своему литологическому составу более однороден. Его слагают преимущественно органогенные, рифогенные известняки с подчиненными прослоями аргиллитов герасимовской свиты. Эти отложения вскрыты на Северо-Останинской (скв. № № 5 П , 7 П , 3 П , 2 П ), Калиновой, Хатчинской и других площадях.
Верхнедевонский комплекс отложений в литологическом отношении очень близок среднедевонскому комплексу. Он также представлен органогенными, рифогенными известняками лугинецкой свиты с богатой позднедевонской фауной (пл. Северо-Останинская скв. № 1 0 П ), местами доломитами, аргиллитами и кремнистыми аргиллитами Глинисто-кремнистые породы позднедевонского возраста вскрыты скважинами на Южно-Останинской площади.
Каменноугольная и пермская системы - C и P
В пределах этого стратиграфического интервала выделено два комплекса отложений: нижний представлен преимущественно морскими, а верхний преимущественно континентальными фациями. Нижний комплекс пород по возрасту отвечает турнейскому, визейскому, серпуховскому ярусам раннего карбона (табаганская свита) и башкирскому веку среднего карбона (средневасюганская свита). На московский век среднего карбона в пределах рассматриваемой территории приходится перерыв в седиментации. Таким образом, верхний комплекс ограничен интервалом верхний карбон - пермь.
Нижнекаменноугольные и башкирские отложения нижнего комплекса представлены темно-серыми кремнистыми аргиллитами, радиоляритами, кремнистыми слоистыми, а местами фораминиферовыми известняками (пл. Северо-Останинская скв. № 6 П ), в верхней части разреза - аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Они охарактеризованы в основном фораминиферами, которые позволяют опознавать в разрезах скважин все четыре яруса.
Верхнекаменноуголъные и пермские отложения в пределах Северо-Останинской площади не выявлены. Они вскрыты скважинами только на Северо-Калиновой, Нижнетабаганской площадях, где представлены сероцветными конгломератами, гравелитами, песчаниками и аргиллитами.
Образования палеозойского фундамента Северо-Останинской площади перекрываются корой выветривания, толщиной от 2 (скв. №7П) до 31 (скв. №13П) метров, которую в соответствии с литологическим составом породы можно разделить на два типа - реликтовую и переотложенную.
Реликитовая кора в скважинах №№1П, 4П, 13П и 14П представлена глинисто-кремнистой пестроокрашенной, сильно трещиноватой, сидеритизированной породой.
Переотложенную кору выветривания слагают мелкообломочные брекчии, состоящие из угловатых обломков (0,5-1,2 см) преимущественно кремнистого состава, сцементированных глинистым, часто сидеритизированным материалом. Такой тип пород в кровле фундамента выделен в скважинах №№2П, 3П, 5П, 6П, 7П, 9П, 8П, 10П, 11П, 12П, 13П, 15П.
В соответствии с МСК 2006, Северо-Останинская площадь территориально входит в Нюрольский района Обь-Тазовской фациальной зоны, где в составе юрской системы выделяют отложениями тюменской, васюганской и баженовской свит.
Отложения нижней, средней и верхней юры представлены терригенно-полимиктовой угленосной (тюменская свиты), терригенно-глауконитовой (васюганская, георгиевская свиты) и глинисто-битуминозной (баженовская свита) формациями.
Тюменская свита в пределах Северо-Останинской площади подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. Отложения свиты, вскрыты всеми поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами. Её толщина составляет от 149 м (скв. №1П) до 269 (скв. №12П) м.
Нижнетюменская подсвита . Подошвой нижнетюменской подсвиты являются отложения, залегающие на образованиях коры выветривания, а верхней границей - кровля угольного пласта У 10 . Толща представлена сообществом серых, светло-серых косослоистых песчаников с прослоями гравелитов, мелким переслаиванием алевролитов, аргиллитов, мелкозернистых песчаников и углей. Её формирование связано с континентальными условиями седиментации. По особенностям строения аллювиальных ритмов, речные системы можно отнести к типу разветвлённых, для которых характерно широкое латеральное развитие песчаной составляющей ритма.
Среднетюменская подсвита выделяется в объёме осадочной толщи ограниченной кровлей угольных пластов У 10 - У 6 . Рассматриваемая толща представлена неравномерно чередующимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей. Аллювиальные ритмы имеют более сложное строение, чем отложения нижележащих толщ. Песчаный пласт в объёме ритма может либо отсутствовать, либо в его составе может отмечаться наличие одного, двух и даже трёх самостоятельных коллекторов. Наблюдаемые композиции строения характерны для аллювиальных ритмов меандрирующих рек.
Верхнетюменская подсвита (верхи верхнего байоса - низы верхнего бата), сложена переслаивающимися сероцветными песчаниками, алевролитами, аргиллитами, часто углистыми. Для неё характерно многочисленное присутствие в разрезе маломощных пластов угля. Верхняя граница подсвиты эрозионная. В состав пород верхне тюменской подсвиты, входят углистые пачки У 5-2 и песчаные пласты Ю 6-2 . Угольные пласты приурочены большей частью к погруженным участкам территории. Наиболее выдержанными по площади угли У 2 и У 4 . Аллювиальные ритмы по своему строению аналогичны отложениям среднетюменской подсвиты. Песчаники имеют косую, волнистую и горизонтальную слоистость.
По составу это мелко-, реже средне- и крупнозернистые полевошпатово-кварц-граувакковые, кварц-граувакковые песчаники, темно-серые и черные плотные аргиллиты, часто сидеритизированные, обогащенные углистым и песчано-алевролитовым материалом.
Васюганская свита - Jvs (келловей оксфорд)
Васюганскую свиту в соответствии с литологической неоднородностью пород её слагающих разделяют на две подсвиты - нижневасюганскую и верхневасюганскую. Нижневасюганская подсвита раннекелловейского возраста представлена темно-серыми тонкоотмученными аргиллитами с прослоями алевролитов. Толщина подсвиты в пределах рассматриваемой площади, изменяется от 2 до 10 м.
Верхневасюганскую подсвиту, выделяемую в горизонт Ю 1 , слагают песчаники и алевролиты с прослоями тонкоотмученных алевролитовых аргиллитов. По своему литологическому строению, обусловленному особенностями тектонического режима осадконакопления, она разделяется на подугольную, межугольную и надугольную толщи, сформированные соответственно в регрессивную, переходную и трансгрессивную фазы развития келловей-оксфордского осадочного бассейна. В объёме надугольной толщи выделяют пласты Ю 1 1 и Ю 1 2 верхне-среднеоксфордского возраста. Подугольную толщу слагает пласт Ю 1 3-4 раннеоксфордского возраста. Подугольную и надугольную толщу разделяет континентальная (прибрежно-континентальная) осадочная пачка ограниченная угольными пластами У 1 и У 1 1 . Наличие межугольной толщи предполагает присутствие в её составе коллекторов индексируемых как пласт Ю 1 М .
Толщина васюганской свиты в пробуренных скважинах изменяется от 70 до 90 метров.
Разрез верхней юры завершается морскими глинистыми отложениями георгиевской и баженовской свит.
Георгиевская свита (кимериджский ярус) - J 3 gr
Георгиевская свита (верх верхнего оксфорда, киммеридж) представлена тёмно-серыми до чёрных, тонкоотмученными аргиллитами с неравномерной примесью глауконита. Георгиевская свита перекрывает трансгрессивно, с размывом васюганскую свиту. Толщина её изменяется от 3-6 м до нуля.
Баженовская свита (волжский ярус) - J 3 bg
На отложениях васюганской и георгиевской свит с незначительным стратиграфическим несогласием (васюганская свита) либо согласно (георгиевская свита) залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления. В литологическом отношении свита, представлена тёмно-серыми с коричневатым до чёрного оттенком битуминозными аргиллитами, участками тонкоплитчатыми, иногда алевритистыми, крепкими, сильно окремнёнными, с прослоями известковых пород. Отмечается обилие концентрированного (в виде глобул) и рассеянного пирита, наличие морской фауны аммонитов и белемнитов. Отложения свиты относятся к фациям «доманикового» типа и считаются нефтепроизводящими. К подошве свиты, приурочен наиболее выраженный в платформенном разрезе отражающий сейсмический горизонт IIа, характеризующий структурные особенности строения района работ. Толщина свиты изменяется от 24 до 28 м.
Отложения меловой системы занимают наиболее значительную часть разреза платформенного чехла.
В стратиграфическом отношении система представлена всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В её составе нижнего мела выделено четыре свиты (куломзинская, тарская, киялинская, покурская).
Куломзинская свита (берриас+валанжин) - K 1 klm
Морские отложения куломзинской свиты представлены аргиллитами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, иногда плитчатыми, участками - крепкими алевритистыми, с подчинёнными прослоями алевролитов и песчаников. Прослои песчаников и алевролитов выделяемые в нижней, средней и верхней части свиты входят в состав ачимовской пачки, формирование которой связано с боковым заполнением осадочного бассейна терригенным материалом. Толщина свиты 180-200 м.
Отложения тарской свиты соответствуют регрессивному циклу развития валанжинского морского бассейна. В основании тарской свиты залегают шельфовые песчаные пласты соответствующих клиноформных комплексов. Песчаники тарской свиты - светло-серые, мелко - среднезернистые, слабо - и средне-сцементированные, иногда встречаются тонкие прослои известковистых, крепких песчаников или алевролитов.
Песчаные пласты, как правило, представляют собой сравнительно мощные монолитные тела (толщина пластов составляет в данном районе 5-15 м). Пласты имеют хорошую латеральную выдержанность. Толщина свиты колеблется в пределах 50-60 м.
Киялинская свита - К1 kls (готерив барем)
Распространена в южных районах ЗСП. Киялинская свита представлена неравномерно переслаивающейся толщей глин, алевролитов и песчаников, формирование которых было связано с континентальной обстановкой осадконакопления. Мощность песчаных пластов не выдержана по площади и изменяется в широких пределах.
Толщина свиты составляет 580-650 м.
Покурская свита - (апт+альб+сеноман) K 1 - 2 pk
Выше по разрезу залегает мощная толща континентальных отложений, выделяемая в покурскую свиту. В литологическом отношении свита, сложена серыми, тёмно-серыми глинами, алевролитами и светло-серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками различной крепости. Песчаные пласты имеют линзовидное строение и по площади не выдержаны, а поэтому их корреляция крайне затруднена, хотя толщина коллектора иногда достигает 30-40 м. Отмечается повышенная песчанистость нижней части свиты и приурочен отражающий сейсмический горизонт III.
В составе верхнемеловых отложений выделяется четыре свиты:
- ипатовская свита (верхний турон + коньяк + сантон + кампан) - К 2 ip ;
- славгородская свита (верхний турон-компан) - К 2 si , ганькинская
Литологически эти свиты представлены морскими отложениями, преимущественно глинами, мергелями, опоками.
Толщина этих отложений составляет 315-340 м. К кузнецовской свите приурочен отражающий сейсмический горизонт IV в.
Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и тавдинская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+ верх. о лигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 235-250 м.
Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений - 30-40 м.
2.2 Тектоническое строение района и участка месторождения
Согласно структурно-тектоническому районированию фундамента Западно-Сибирской плиты, рассматриваемая территория объединяет обширную по составу и условиям формирования гамму пород складчатого палеозойского фундамента. Активная дизъюнктивная тектоника, проявившаяся на гетерогенном основании фундамента, предопределила мозаичное распределение фрагментов тектонических структур различного возраста консолидации.
В соответствии с тектонической картой фундамента (рис. 2.5), Северо-Останинская площадь входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, представленной геосинклинальной карбонатно-глинисто-сланцевой формацией. С юго-запада рассматриваемый участок антиклинория граничит с Межовским срединным массивом, а с северо-востока с межгорным прогибом герцинской складчатой системы - Айгольским синклинорием. С северо-запада и юго-востока изучаемая часть антиклинория ограничена системой грабен-рифтов триасового заложения (Усть-Тымским и Чузикским).
Блоковое строение фундамента обусловлено особенностями тектонического развития территории в позднем палеозое и раннем мезозое.
Тектоническая активность блоков проявлялась в доплатформенный и ранне платформенный этапы развития. Эти этапы включили герцинскую фазу складчатости (средний верхний карбон-ранняя пермь), последующую денудацию горно-складчатого рельефа с формированием осадочных пород (поздняя пермь) и рифтогенез ранней платформенной стадии развития Западно-Сибирской плиты (ранний-средний триас).
В результате проявления выше обозначенных этапов на эрозионно-тектоническую поверхность фундаменты выходят породы различного вещественного состава и возраста, что и предопределило особенности формирования нефтегазоносного коллектора в пределах Северо-Останинской площади (рис. 2.6). Продуктивность месторождения обусловлена зоной доломитизации карбонатных отложений палеозойского фундамента, выделяемой в пласт М. Наиболее полно, карбонатная часть разреза вскрыта скважиной №7П (3105 м), в которой толщина пласта М составляет 101 м.
При анализе вещественного состава пород фундамента всех пробуренных скважин (рис. 2.4) можно заключить, что перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Северо-Останинской площади связаны с органогенными карбонатными отложения лугинецкой и герасимовской свиты среднего-верхнего девона (доломиты, доломитизированные известняки), которые в результате эрозионно-тектонических процессов были выведены на поверхность фундамента (скв. №№1П, 12П, 9П, 3П, 7П, 5П, 14П, 3, 4, 5, 7, 8). Однако в результате структурно-тектонических особенностей отложений палеозоя нефтеносность месторождения ограничена лишь скв. №№3П, 7П, 5П, 3, 4, 5, 7, 8.
По отложениям осадочного чехла, в соответствии с «Тектонической картой платформенного чехла Западно-Сибирской плиты» (В.А. Конторович 2000 г.), Северо-Останинская структура четвёртого порядка осложняет южную часть структуры третьего порядка - Юбилейного куполовидного поднятия, которое в свою очередь приурочено к центральной части тектонической структуры второго порядка - Пудинскому мезоподнятию (рис. 2.7).
Подготовка Северо-Останинской площади, как поискового объекта, имеет свою историю. Бурение поисковых скважин №1П и №3П осуществлялось в 1975 и 1977 годах, как профильное бурение на склоне Юбилейного куполовидного поднятия, с целью выявления структурно-литологической залежи нефти в пластах горизонта Ю 1 на его западном склоне.
В результате проводимых работ скважиной №3П была открыта промышленная залежь нефти в образованиях палеозойского фундамента, что инициировало проведение на рассматриваемой территории в 1978-1979 гг. дополнительных сейсморазведочных работ 2Д с подготовкой Северо-Останинской площади к поисковому бурению в пликативном и блоковом вариантах. Морфологические параметры объекта приведены в таблице 2.1.
На основании результатов сейсморазведочных работ, проводимых с учётом структурно-тектонических особенностей рассматриваемой площади, было пробурено 16 поисковых и одна параметрическая (скв. №17П) скважины, из которых лишь в трех (скв. №№3П, 5П, 7П) получены промышленные притоки нефти и газа, а в двух (скв. №№6П и 17П) нефтепроявления при испытании.
Таблица 2.1 Характеристика Северо - Останинской площади по отражающему IIа (подошва баженовской свиты и горизонту Ф 2 (кровля палеозойского фундамента)
Год выявления, организация, автор отчета
По отражающему сейсмическому горизонту Ф 2 (кровля палеозойского фундамента), характеризующему морфологию ловушки углеводородов на месторождении, Северо-Останинская площадь не представляет собой замкнутую структурную форму.
Площадь расположена на юго-западном склоне Юбилейного куполовидного поднятия.
2. 3 Характеристика нефтегазоносности и геологическое строение продуктивных пластов
На Северо-Останинском месторождении нефтеносность приурочена к средне-поздне девонским известнякам, проницаемая составляющая которых выделяется в пласт «М». Кроме того, различные по значимости нефтепроявления при испытании скважин и в керне отмечались в песчаниках горизонта Ю 1 васюганской свиты, нижнемеловых пластах Б 16-20 , и пласте Ю 9 тюменской свиты.
Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2640,8 м в эксплуатационной скв. №5 до 2712,3 м в разведочной скв. №3Р. Залежь по типу флюида - нефтяная, по типу ловушки стратиграфическая под несогласием, ограниченная тектоническими нарушениями, с массивным резервуаром и каверна-трещинным типом коллектора. В контуре нефтеносности расположено три продуктивные разведочных скважины - №№3Р, 5Р, 7Р и пять эксплуатационных - №№3, 4, 5, 7г, 8г, находящиеся в стадии освоения. При испытании скв. №3Р в интервале 2793-2842 м был получен приток нефти дебитом 33 м 3 /сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107 м 3 /м 3 .
При испытании скв. №5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71 м 3 /сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м 3 /м 3 . Скважина №7Р при испытании в интервале 2794-2824 м дала 42,1 м 3 /сут нефти с газовым фактором 1751 м 3 /м 3 при депрессии 18,3 МПа.
Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в табл. 2.2.
Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 100,0 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 43,8 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины (46,6 м) в скважине №7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16,0 м (скв. №8Р) до 218,4 м в скв. №7Р. Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение и составляет в среднем по пласту 0,86.
Таблица 2.2 Геолого-физическая характеристика пласта М Северо-Останинского месторождения
Площадь нефтегазоносности, тыс. м 2
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.
Коэффициент сжимаемости пористой среды, ·10 - 5 1/мПа
Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом (водой)
Керн отобран в 13 скважинах (№№2Р, 3Р, 5Р, 6Р, 7Р, 8Р, 9Р, 10Р, 11Р, 12П, 13Р, 14Р, 16Р, 5, 3). Общий вынос керна в среднем составил 60,1% от проходки, в эффективной части пласта - 17%.
ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712,3 м по нижней отметке вскрытой части разреза в скв. №3Р, согласно оперативному подсчету запасов, который был выполнен в 1985 г. Размеры залежи 5,0-8,4 км x 3,5-4,4 км и высота 72 м.
По продуктивности залежь относится к средним, по запасам - к категории мелких.
2. 4 Состав и свойства нефти, газа и пластовой воды
Для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов Северо-Останинского месторождения проведены мероприятия по отбору проб из продуктивных скважин №3Р, №5Р, №7Р. Отбор проб нефти производился из каждой скважины на интервале 2866-2870 м пласта М.
Исследования проводились в лаборатории геохимии и пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».
С помощью программы PVTi™ на основе компонентного состава пластовой нефти производился расчет физико-химические свойства нефти и газа для скв. №3Р, №5Р, №7Р. В результате обработки результатов исследований в программе PVTi™ получен расчетный компонентный состав пластовой смеси для региона в районе скв. №3Р, №5Р, №7Р.
Газосодержание пластовой нефти скв №3Р равно 107 м 3 /т, объемный коэффициент - 1,31, вязкость - 1,17 мПа·с, плотность в поверхностных условиях 850,8 кг/м 3 .
Нефть, полученная из скв. №5Р, легкая (плотность в стандартных условиях 769 кг/м 3 , в пластовых условиях - не определена), малосмолистая (содержание смол - 3,3% масс.), высокопарафинистая (17% масс.), содержание серы не определено, кинематическая вязкость при 50 о С - 1,7 мПа·с.
Из скв. №7Р получена смесь нефти и газа, промысловый газовый фактор равен 1791 м 3 /м 3 , плотность в пластовых условиях - 662 кг/м 3 , после сепарации - 850,8 кг/м 3 , вязкость в пластовых условиях - 0,077 мПа·с, вязкость после сепарации - 6,6 мПа·с, объемный коэффициент составляет 1,817, газосодержание составляет 408,5 м 3 /т.
В табл. 2.3, 2.4 представлены физико-химические свойства нефти и
компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения.
Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти
Плотность нефти в пластовых условиях
Плотность нефти в стандартных условиях
Вязкость нефти в стандартных условиях
Массовое содержание (среднее значение):
Шифр технологической классификации по (ГОСТ, ОСТ)
нефть легкая с незначительной вязкостью высоко парафинистая
Таблица 2.4 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения
Газ характеризуется как «жирный», содержание метана 59,6-79,1%, этана - 7,8 - 11,5%. Пластовый газ содержит СО 2 (0,1-2,9%). Отмечено присутствие азота и редких газов (1,5-3%).
Относительная пло
Разработка нефтяного месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Русский Язык Литература Итоговое Выпускное Сочинение
Понятие Пенсии Курсовая
Какие Люди Остаются В Истории Сочинение
Реферат по теме Бизнес-план магазина "Унисон"
Подготовка Транспортных Средств К Безопасной Эксплуатации Реферат
Курсовая Работа На Тему Хозяйственные Ситуации И Операции Как Объект Бухгалтерского Дела
Экономическая Мысль Древнего Рима Реферат
Реферат: Особенности современного делового совещания
Реферат На Тему Конкуренция В России
Реферат по теме Операции коммерческих банков на примере банка Украина
Реферат: Охорона птахів
Организация Охраны Труда На Предприятии Реферат
Сочинение Описание По Картине Лето
Доклад по теме Проект ограничения верховной власти В. Н. Татищева
Практические Работы 9 Класс По Домогацких
Реферат: на тему философия платона
Доклад: Крылов И.А.
Гост 2022 Отчет По Практике
Курсовая работа: Жизнедеятельность человеческих сообществ - Открытая Система Жизнетворчества
Анализ Дебиторской Задолженности Предприятия Курсовая
Экономические ресурсы Доминиканы - География и экономическая география курсовая работа
Учет основных средств в ООО "Зернопродукт" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Установление заработной платы - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа