Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень

Общие сведения о месторождении Узень, история его разработок и оценка имеющихся запасов нефти. Уточнение начальных пластовых характеристик в среднем по объектам эксплуатации, система их разработок, подбор и обоснование необходимого оборудования.


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.


На полуострове Мангышлак в промышленной разработке находятся много месторождений. Самым крупным по площади и по балансовым запасам является изучаемое в данном дипломном проекте месторождение Узень.
Нефть месторождения предельно насыщена растворенным в ней парафином с температурой плавления 90 о С, при высоком относительном содержании.
Разработка месторождения на протяжении всей его эксплуатации осуществляется использованием нетрадиционных способов воздействия на продуктивные залежи, при котором иногда требуются большие энергетические затраты.
Проблема заключается, также и в исключительной сложности геологического строения нефтяных залежей, различием начальных термобарических условий насыщения пор и коллекторов флюидами.
Необходимость учета характеристик нефтей и пластовых систем при проектировании разработки нефтяных месторождений относится как к залежам высоковязких нефтей, которых при повышении температуры пласта снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления, что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам, так и к залежам маловязких нефтей, насыщенных парафином.
В связи с этим при осуществлении разработки месторождения Узень была проделана огромная работа, применялись различные методы теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти.
Несмотря на определенные усилия на данном этапе месторождение разрабатывается очень низкими темпами, обусловленные снижением продуктивности скважин, увеличением простоев скважин, увеличением обводненности.
1.1 Общие сведения о месторождении Узень
Месторождение Узень расположено в южной степной части полуострова Мангышлак, известно в геологической литературе как Южно-Мангышлакский прогиб. (Рисунок 1.1)
В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан.
Орфографически Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабо-всхолмленное плато, слегка наклоненное к югу, юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м. на севере до +24 м. на юге. В центральных и южных частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая максимальную отметку -132 м.
Центральная часть района занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракши. Обширное плато слабо наклонено к югу и местами осложнено пологими увалами. На западе и северо-западе, в пределах площади месторождения, плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа вдаются во впадины Узень, образуя, так называемый, мыс Хумурун.
Рядом с месторождением расположен г. Жанаозен, где базируется АО «Озенмунайгаз», которое занимается разработкой месторождений Узень и Карамандыбас и является градообразующим предприятием. Город Жанаозен имеет население более 50 тысяч человек и достаточно развитую инфраструктуру. Поселки городского типа Жетыбай и Курык находятся от месторождения соответственно в 70 и150 км. Редко встречаются временные поселения, состоящие обычно из нескольких юрт - стойбища овцеводов.
В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.
Водоснабжение поселков городского типа и нефтепромыслов осуществляется по водопроводу опресненной водой из г. Актау, а также с месторождений пресных вод Туе-Су, Саускан. Снабжение технической водой для бурения осуществляется за счёт пластовых слабосолоноватых вод альб-сеноманского возраста из специальных скважин, а пресной водой по водопроводу Волга-Атырау-Озен.
Перевозка грузов осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом. Железная дорога Узень-Мангышлак однопутная, имеет незначительные уклоны. Движение автотранспорта осуществляется по асфальтированым шоссе, которые соединяют города, поселки, а также нефтегазопромыслы. На остальной территории, не занятой нефтегазопромыслами, движение осуществляется по полевым дорогам.
Рельеф территории имеет сложное строение за счёт сильной расчленённости. Центральную часть занимает обширное плато, сложенное преимущественно известняками сарматского возраста и имеющее региональный наклон в юго-западном направлении. Максимальные абсолютные отметки на севере достигают 260 м, а в южной части понижаются до 200 м.
Другим важным элементом рельефа являются две бессточные впадины Узень и Тунгракшин, часто почти с отвесными обрывами. Дно впадины Узень изрезано глубокими оврагами с широко развитыми рыхлыми наносами - «пухляками» и более плотными песчаными образованиями. Минимальная абсолютная отметка её дна составляет 31 м. Впадина Тунгракшин расположена значительно выше и абсолютная отметка дна этой впадины достигает 137 м.
Водотоки, даже пересыхающие, на территории месторождения отсутствуют. В некоторых низинах после дождя или снеготаяния вода сохраняется на непродолжительное время. На территории месторождения на дне некоторых больших котловин имеются проходимые и непроходимые солончаки.
Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до +45 0 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30 0 С. Дожди редкие и приходятся на осеннее-весенний период, количество выпадающих осадков обычно не превышает 85-100 мм в год.
Растительный и животный мир типичен для зон полупустынь. Весной растут песчаные осоки, колючка, ковыль, на песчаных массивах кое-где растёт саксаул. Из животного мира выделяются волки, лисицы, зайцы, характерны также крупные птицы - беркуты, ястребы, куропатки.
Южный Мангышлак богат местными строительными материалами: глинами, песками и известняком - ракушечником, который является превосходным стеновым материалом, и запасы его очень велики.
Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в разработку в 1965 году согласно Генеральной схеме разработки месторождения. 10 июля 1965 года первый эшелон узеньской нефти был отгружен и отправлен по только что построенной ветке железной дороги Макат-Актау-Узень, вдохнувшей жизнь в этот оторванный от промышленных центров край. Здесь была сооружена уникальная система внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти.
За 2 года был построен большой магистральный нефтепровод Узень-Актау-Самара, протяженностью в 1450 км. Наличие транспорта еще больше оживило добычу. За пять лет добыча нефти в регионе поднялась с 330 тыс. тонн в год (1965 г.) до 10,4 миллиона тонн (1970 г.). В 1977 году уровень добычи нефти этого сырья по всему Казахстану равнялся 23,3 миллиона тонн в год. Из них 16 миллионов давал только Узень.
Летом 2012 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн нефти. В настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой дальнейшего роста добычи.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта района
С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А, финансируемый за счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью является экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование опыта на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую добычи нефти до 7 млн. тонн. В данное время разработкой месторождения занимается АО «УзеньМунайГаз».
В настоящее время на месторождении Узень систематические исследования в скважинах проводятся в соответствии с «Планом гидродинамических и промысловых исследовательских работ». Для планомерного изучения выработки в АО «Озенмунайгаз» ежегодно утверждается опорная сеть скважин, согласованная с АО «КазНИПИМунайгаз» и АО «Озенмунайгаз», по которой намечаются виды физико-химических, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также устанавливается периодичность этих работ.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участие осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокоротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.
Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрскими и отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I-XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII-XVIII горизонты - верхние и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX-XXIV горизонты нижнеюрского возрата.
Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.
Верхняя Перьм представлена толщей темных полимиктовых песчаников и черных сланцев со следами глубокого миаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлены бурвми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками.
Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 метров, кровля их имеет следы размыва.
Оленские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию черных и темно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500-1600 метров.
В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.
Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые.
Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зёрен.
Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.
Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и темную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью. В кровле нижней юры развита глинистая почка, толщина которой подвержена резким изменениям в результате размыва. Толщина нижнеюрских отложений составляет 120-130 м. В разрезе нижней юры выделены два продуктивных горизонта XXIV-XXV.
Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней юры находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляций в них продуктивных горизонтах. В среднеюрских отложениях выделяются ааленский, байосский и батский ярусы, общей толщиной 700 м.
Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравилитов присутствуют мелкогаличные конгломераты. Глины обычно серые, темно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргеллитоподобные.
Общая толщина яруса достигает 330 м. Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта.
Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдается преобладания глинистых и алевролистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части.
Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса.
Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м., и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом тонкослоистые. Песчаники и алевроиды имеют в основном светлую и светло - серую окраску, иногда с бурыми и желтоватыми оттенками.
Реже встречаются песчано - алевролитовые породы темно - серого цвета. Песчаники главным образом мелкозернистые. Глины преобладают темно - серого, почти черного цвета, иногда с буроватым оттенком. В нижнебайосских отложениях Узеня выделены XXII, XXI, XX, XIX, XVIII и XXVII продуктивные горизонты.
Верхний байос - батский ярусы (J2 b2+bt)
Отложения их сложены сравнительно мощными пластами и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато - серые, слабо и среднесцементированные. Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины темные и буровато - серые.
Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос - батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонта. Толщина верхнего байос - батского отложения составляет 100 - 150 м.
В верхнееюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.
Представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, темно - серую, пепельно - серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато - серые, реже темно - серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены: верхняя часть XIV и XVIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.
Оксфорд - кимериджские отложения (J3 o)
Оксфорд - кимериджские отложения при оценке нефтегазности юрских
отложений выделяются в качестве глинисто - карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно
мощной толщей глинисто - мергелистых пород, среди которых в виде редких
тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина Оксфорд - кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.
Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю - терригенно - карбонатную, среднюю терригенную (Альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (турандатский) ярусы. К нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, XIX, X и XI газоносные горизонты. Толщина меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.
Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся мергеново - известковстые породы и однообразная толща глин. Толщина полеогеновых отложений 150 - 170 метров.
Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 метров, сарматского от 80 - 95 метров.
К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло - серого цвета. Толщина палеогена 150 - 170 метров.
Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы достигает 115 метров.
Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально - демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.
Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40 км.
Самой крупной локальной структурой Жетыбай-Узеньской ступени является Узень-Карамандыбасское поднятие, представляющее собой пологую антиклинальную складку, ось которой простирается с восток-юго-востока на запад-северо-запад.
В 2009 году из месторождения Узень добыто 3878500 тонн нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт -27,5; XIV горизонт - 39,9; XV горизонт - 12; XVI горизонт - 10,9; XVII горизонт - 5,7; XVIII горизонт - 1,7; Хумурунский купол - 1,2; Северо-западный купол - 1,4; Парсумурунский купол - 1,6%. В течении 1980 годов интенсивно разбуривались продуктивные горизонты: Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов. Это способствовало увеличению отборов нефти из них на 4,66 и 58% соответственно. Наибольшей добычей нефти и жидкости характеризуется XIII-XIV горизонты. Добытая нефть из них составила 64% от всей добытой нефти из месторождения. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины на месторождении по горизонтам от 3,1 до 5.4 т / сут. по нефти, от 6,7 до 15,8 т /сут. по жидкости. XIII-XIV горизонты разделены рядами нагнетательных скважин на 64 блока самостоятельной разработки. Блоки даже в пределах одного горизонта существенно различаются между собой начальными балансовыми извлечёнными запасами коллекторов и свойствами продуктивных пластов, степенью разбуренности и поэтому добыча нефти и жидкости изменяется в широком диапазоне. Характеристика отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации на 1.01.2008 год: основная добыча нефти из месторождения (97%) осуществляется глубинно-насосными (ШГН) и газлифтным способом эксплуатации. Несмотря на то, что фонд газлифтных скважин составляет только 9,2% всего добывающего фонда, добыча нефти газлифтным способом составляет 16,6%, а добыча жидкости -24% всей добычи из месторождения. Это объясняется тем, что средние дебиты нефти и жидкости по газлифтным скважинам в 3 - 3,5 раза выше, чем по скважинам, оборудованных глубинными насосами, количество которых достигает 92,7% всего добываемого фонда.
Газы Узенского месторождения относятся к типу метановых, при некотором увеличении этана с глубиной. Газоносные горизонты содержат преимущественно «сухой» метановый газ с примесью азота, углекислого газа. Плотность газа невысока в пределах 0,562 - 0,622 кг / м 3
Распространение по площади пластов коллекторов определено по картам эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и горизонтов в целом.
Продуктивные отложения месторождения Узень относятся к самостоятельному классу коллекторов - коллекторам полимиктового состава, отличающимся определённым своеобразием свойств. Основным фактором, обуславливающим принадлежность данного коллектора к этому классу, является высокий процент в составе пород,
неустойчивость к химическим и механическим воздействиям минералов, которые подвергаются энергетическим преобразованием.
Если в кварцевых песчаниках кварц составляет примерно 95%, то в полимиктовых коллекторах месторождения Узень содержание кварца составляет около 30%, а 70% относятся к неустойчивым минералам.
Преобразование пород, которые в основном сводятся к свинчиванию скелетной фракции, уплотнению и цементированию, приводит к образованию большого объёма микропор. В результате значение пористости для отдельных образцов достигает 30% и более. Объёмы микропор обуславливают также и высокие значения водонасыщенности при сравнительно низких значениях проницаемости (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Значение пористости, определенные по геофизическим данным
Проницаемость является основной характеристикой пластов - коллекторов месторождения Узень. Для массовых определений этого параметра на месторождении были использованы промыслово-геофизические материалы.
На основании исследований прошлых лет было установлено наличие достаточно тесных коррелятивных связей между коэффициентом проницаемости пластов по данным анализа керна и геофизическими параметрами этих пластов. Было показано, что проницаемость связана с показателями собственных потенциалов (СП) и гамма метода. Полученные значения проницаемости использовались при характеристике блоков, выделенных зон и горизонтов в целом. Для удобства дальнейшего 1С пользования сведений и механизации счётных операций все данные о проницаемости по каждой наносились на перфокарты. Затем по специально составленной программе на ЭВМ определялись статистические ряды, и показатели по каждому слою, пласту, пачке в блоке и горизонте в целом (таблица 1.2.)
Таблица 1.2 - Результаты расчетов по блокам и горизонтам
Средние значения проницаемости по блокам колеблются от 0,72 мкм 2 (блок 1а XVI горизонта) до 0,384 мкм 2 (блок 1а XVII горизонта). Колебания средних значений проницаемости характерны и для каждого горизонта.
В таблице 1.2 также приведены средние арифметические значения нефтенасыщенной толщины, определённые по количеству скважин.
Рассмотрение этих данных указывают на то, что горизонты и блоки в горизонтах имеют различную нефтенасыщенную толщину.
Как известно, Узеньское месторождение обладает целым рядом особенностей, существенно осложняющих разработку залежи и процесс добычи нефти.
Неравномерность выработки запасов и заводнения продуктивных горизонтов обуславливает необходимость проведения тщательного контроля за разработкой. Основные мероприятия по контролю за разработкой залежей сводятся к приведению систематических исследований скважин, по материалам которых возможно регулирование процесса.
Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучить характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, то есть карты равных пластовых давлений и расчет определений средневзвешенных пластовых давлений по блокам и горизонтам.
Увеличение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается по II, IIа, III, IIIа, IV, VI блокам, а также наблюдается колебание пластовых давлений по V, VIа, VIII, X блокам.
Снижение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается I и IX блоках, а также снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается в I блоке, колебания пластового давления в зоне отбора в IX блоке. Увеличение пластового давления в зоне отбора наблюдается по следующим блокам IVа, V, Vа, VI, X.
По динамике средних пластовых давлений по блокам XVIII горизонта наблюдается колебание пластового давления в зоне отбора и в зоне нагнетания, соответственно, наблюдается колебание пластового средневзвешенного давления XVIII горизонта.
Снижение пластового давления по XVIII горизонту в зоне нагнетания наблюдаются по II, III блокам. Колебания пластового давления наблюдаются в зоне нагнетания по Па блоку. Увеличение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIа блоку.
Снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается по IIIа блоку. По XVII горизонту сравнения средневзвешенных пластовых давлений по первоначальному пластовому давлению показывают, что текущее средневзвешенное пластовое давление ниже первоначального пластового давления.
В Хумурунском куполе идет увеличение текущего пластового давления по XVIII, XXI А+Б, XXII горизонтам по сравнению с первоначальным пластовым давлением. Текущее пластовое давление XXIII горизонта понизилось на 0,44 МПа по сравнению с первоначальным пластовым.
Геолого-промысловая характеристика продуктивных горизо н тов
Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность. Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общие толщины пяти горизонтов 13, 15, 16, 17 и 18 почти одинаковые и изменяются от 40 до 55 метров и только 14 горизонт имеет большую толщину, которая изменяется от 65 до 75 метров. Горизонты разделены глинистыми пачками, толщина которых составляет 5-10 метров. Колебания толщин горизонтов связаны с наличием или отсутствием коллекторов внутри горизонта, чем больше общая толщина выделенных коллекторов, тем больше и общая толщина горизонта и наоборот.
Общая толщина залежи (пачки) - это толщина от кровли верхнего коллектора до подошвы нижнего коллектора. Среднюю общую толщину более 10 метров на Основной площади имеют залежи 14Б, 14В, 15Б, 16 1 , 17Б, и 18А.
При определении эффективной толщины из общей толщины вычитались плотные и глинистые прослои. Среднее значение эффективной толщины более 10 метров имеют залежи 14Б, 16 1 , и 17Б.
Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину более 10 метров имеют залежи 14Б, 16 1 , 17Б. Менее 4,0 метров среднюю нефтенасыщенную толщину имеют все залежи 13 горизонта и залежь В 15 горизонта.
Сложный характер распространения коллекторов по площади и разрезу определяет высокую неоднородность продуктивной толщи. Коэффициент расчлененности, рассчитанный по каждой залежи, характеризует сложное строение разреза. Из таблицы видно, что среднее значение коэффициента расчлененности колеблется от 1 до 4. Среднее значение коэффициента расчлененности равно 1 в 4 залежах: в двух залежах на Северо-западном и в двух на Хумурунском куполах. Резервуары в этих залежах представлены одним пластом коллектором. По залежи 14Б, в которой среднее значение коэффициента расчлененности равно 4 в резервуаре насчитывается до 7 пластов.
Коэффициент распространения характеризует сложное строение залежи по площади. Наименьшим коэффициентом распространения характеризуются залежи Основного свода 13А, 13Б, 14В который равен 0,666, 0,410 и 0,549 соответственно.
Коэффициент песчанистости характеризующий долю коллектора в выделенном пласте по всем залежам больше 0,5, при колебании от 0,53 до 07. В таблице [6] приведены статистические показатели характеристик неоднородности залежей.
Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС [6]. Статистические ряды распределения проницаемости по данным изучения керна и геофизики приведены в таблицах 1.3 этой же работы.
Из таблиц видно, что диапазон колебаний значений проницаемости достаточно большой, что отражается коэффициентом вариации. При анализе средних значений пористости, определенной по керну видно, что наибольшей средней пористостью (0,26-0,27) обладают коллекторы 13 горизонта, а коллекторы 14 -17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,22-0,24), и наименьшее значение средней пористости имеют коллектора 18 горизонта (0,22). Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0,25-0,26), коллекторы, содержащие залежи 14-17 горизонтов имеют средние значения пористости (0,24-0,25), а средние значения пористости коллекторов, определяющих структуру порового пространства залежей 18 горизонта, остаются также наименьшими (0,21-0,22), что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с глубиной.
Структурные построения выполнялись в программном продукте Petrel. Для построения использовались данные интерпретации ГИС по 5692 скважинам. По каждой залежи создавался следующий необходимый набор карт:
· карта распространения коллектора;
· структурные карты по кровле и подошве коллектора с наложением границ зон замещения и контура нефтеносности;
· карта эффективных толщин коллектора;
· карта эффективных нефтенасыщенных толщин коллектора;
· карты пористости и нефтегазонасыщенности;
· карты поровых и поровых нефтенасыщенных объемов.
Карта поровых нефтенасыщенных объёмов для каждой залежи рассчитывалась как произведение трех карт: карты эффективных нефтенасыщенных толщин на карту пористости и карту насыщенности. Полученная карта в пределах границ водонефтяного контакта позволяет оценить объемы нефти в коллекторах в пределах залежи.
В таблице 1.3 приведены сведения о размерах, типах и характере насыщения залежей с 13 по 18 горизонтах. По характеру насыщения залежи нефтяные и только четыре залежи 17 горизонта имеют газовые шапки, две залежи на Основном своде и две залежи на Хумурунском куполе. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые. Залежи пластовые сводовые тектонически-экранированные имеются в 17 и 18 горизонтах на Основной площади, Центральном блоке на Хумурунском куполе. Массивных залежей три, одна в 15 горизонте Северо-Западного купола, две залежи в 17 горизонте - одна на Парсумурунском, а другая на Хумурунском куполах. Максимальную площадь и высоту имеют залежи 13 и 14 горизонтов.
Таблица 1.3 - Характеристика залежей
2 .1 Система разработки месторождения
В настоящей работе выполнено уточнение начальных пластовых характеристик в среднем по объектам эксплуатации (13-18 горизонты). Оценка осуществлялась на основе исследований установившейся фильтрации (МУО), выполненных при опробовании нефтенасыщенных интервалов пласта в период разведки и на начальной стадии промышленной разработки месторождения при работе залежи на естественном режиме истощения. Результаты исследований восстановления давления, соответствующие рассматриваемому периоду, в данной оценке не использовались в связи с отсутствие
Разработка технологий теплового воздействия на пласты высоковязких нефтей месторождений Узень дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Баланс коммерческого банка 2
Курсовая работа по теме Гражданский процесс Англии и США: повышение ответственности сторон за свои объяснения и действия
Доклад: Открытие рекламного агентства с целью получить прибыль, предложить рекламному рынку новые идеи и решения по созданию и продвижению продукции заказчиков
Реферат: What Arguments Did The Supporters And Opponents
Детские Сочинения К 100 Летию Государственности Удмуртии
Чехов Человек В Футляре Аргументы К Сочинению
Технико Экономическое Обоснование Инвестиций Это
Любовь В Жизни Человека Сочинение По Литературе
Моя Любимая Телепередача Орел И Решка Сочинение
Инновационный Путь Развития Экономики Реферат
Что представляет собой «золотое правило нравственности», сформировавшееся в обществе с древнейших времен?
Реферат: Comparison Of Judaism And Islam Essay Research
Эссе по теме Страхование имущества физических лиц
Доклад: Увеличение массы или сопротивления эфира?
Интересный Летний День Сочинение
Стелла 400 Лет Орлу Сочинение
Собрание Сочинений Грина Скачать
Курсовая работа: Педагогические ресурсы здоровье сберегающих технологий
Реферат: Совершенствование памяти. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Анализ прибыли
География размещения отраслей химической промышленности России: современное состояние развития - География и экономическая география курсовая работа
Виробничий потенціал Харківського регіону та напрямки його використання - География и экономическая география реферат
Выбор взрывчатых веществ, способа и средств инициирования. Расчет взрывных сетей - Геология, гидрология и геодезия лабораторная работа