Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

Водонефтегазоносность пластового давления. Проектирование конструкции скважины. Выбор компоновок бурильного инструмента. Режим спуска эксплуатационной колонны. Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.


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.


1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района
1.1.1 Общие сведения о районе буровых работ
1.2 Геологические условия в бурении
1.2.4 Водонефтегазоносность пластового давления
2. ТЕХНОЛОГИЯСТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование профиля скважины
2.2 Обоснование и проектирование конструкции скважины
2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента
2.6.2 Расчет колонны бурильных труб
2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
2.7.2 Статистический анализ отработки долот
2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны
2.9.2 Компоновки низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки
2.9.3 Определение допустимой скорости спуска обсадной колонны
2.9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию
2.9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн
2.9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны
2.10 Цементирование обсадных колонн
2.10.1 Выбор тампонажных материалов
2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины
2.10.3 Выбор способа цементирования
2.10.5 Определение количества материалов для цементирования
2.10.6 Определение количества цементировочной техники
2.10.8 Контроль качества цементирования
3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
3.2 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI
4.1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения
4.2 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта
4.3 Методы вхождения в продуктивную толщу
4.4 Методика выбора способа вхождения в продуктивную толщу
4.5 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта
5.1 Неблагоприятные природные факторы условий труда
5.1.1 Опасные и вредные производственные факторы
5.1.2 Мероприятия по обеспечению нормативных условий труда
5.1.2.1 Организация работ по охране труда
5.1.2.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое обслуживание рабочих
5.1.2.3 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты
5.2 Нормализация санитарно-гигиенического условия труда
5.2.1 Микроклиматические условия труда
5.2.2 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны
5.2.3 Освещение производственных помещений
5.3.2 Требования к буровым установкам, техническим устройствам, инструменту
5.3.3 Требования к эксплуатации оборудования механизмов, инструмента.
5.5 Обеспечение безопасности труда в аварийных ситуациях
5.6 Выбросы и открытое фантанирование
6.3 Охрана поверхностных и подземных вод
6.5. Санитарно-защитные охранные зоны
7.1 Расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины
7.2 Разработка календарного плана-графика строительства скважины
7.4.5 Отчисления социального страхования
Данный дипломный проект разработан на основании задания строительство горизонтальной скважины № 240 месторождения Одопту-Море, расположенного на шельфе Охотского моря, в районе деятельности ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз».
Эксплуатационная скважина № 240, проектной глубиной 6390 м, закладывается с целью эксплуатации нефтяной залежи ХХI1 нижненутовского горизонта площади Южный Купол месторождения Одопту-Море.
Данный дипломный проект составлен на основе широко применяемых технологий, которые направлены на качественное проведение работ с сохранением минимальных затрат на скважину.
Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части.
При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта и характеристика предлагаемого термостойкого бурового раствора.
Объем дипломного проекта составляет 174 страниц, графическое приложение представлено на 5 чертежах. В тексте дипломного проекта присутствует 14 рисунков, 51 таблица.
В основу дипломного проекта положены фактические данные по месторождению Одопту-Море Южный купол, материалы ООО «РН-Бурение» собранные и обработанные в период прохождения преддипломной практики на данном месторождении.
Несмотря на то, что можно насчитать уже несколько миллионов лет с времен зарождения нефти, нефтяная промышленность начала развиваться сравнительно недавно. Латинское название нефти - petroleum - означает буквально "масло камня". Это вторая наиболее распространенная жидкость на Земле. Нефть и природный газ также обеспечивают две трети мировых запасов природных источников энергии.
Природные углеводороды (к которым относятся нефть и природный газ) сыграли важную роль в превращении сельскохозяйственного общества в индустриальное. Практически нет ни одного синтетического материала, в производстве которого не применялась бы на той или иной стадии нефть или нефтепродукты.
Значимым источником энергии нефть стала в девятнадцатом веке. Китобойная промышленность не могла обеспечить для всех стран мира нужное количество китового жира, применявшегося тогда для освещения, и был необходим новый источник энергии.
Диапазон способов использования нефти возрастал по мере обнаружения все новых запасов. Изобретение двигателя внутреннего сгорания привело к тому, что бензиновая фракция нефти стала жизненно важна для работы транспорта. Затем расцвет авиации потребовал нового горючего, которое также наилучшим образом смогло быть выработано из нефти. В 1940-х годах изобретение синтетических материалов (таких как нейлон и полиэтилен), производимых из нефти, привело к развитию индустрии производства пластмасс, для которой нефть и газ стали сырьем.
С помощью химических процессов получают углеводороды, не содержащиеся в исходной нефти; эти углеводороды необходимы для промышленности органического синтеза.
Нефть - это природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли. Нефть добывается в скважинах - горных цилиндрических выработках, диаметр во много раз меньше длины. Технология сооружения скважины называется бурением.
Нефть играет огромную роль в современной жизни и степень экономического развития государства. Для обеспечения непрерывности добычи нефти необходимо строить новые скважины взамен истощившихся.
При разработке проектов бурения скважины выбирают технику и технологию максимально подходящую по условиям к геологическому строению намеченного места строительства скважины.
Разработка нефтяных месторождений Сахалинского шельфа с берега требует бурения скважин с отходами 5000-10000 м. Задача подобной сложности не ставилась и не решалась ранее в нефтегазовой промышленности России. Сейчас эти задачи требуют своего решения.
В частности, освоение нефтяного месторождения Южный купол Одопту-Море с берега требует бурения скважин с горизонтальным отклонением 5000-6000 м, Центральный купол Одопту-Море - 9000 м. Коэффициент сложности (отношение горизонтального отхода к вертикальной глубине) скважины. Южный купол Одопту-Море составляет 3,2. По принятой в мире классификации подобные скважины относятся к сложным.
Достижение сверхдальних отходов требует пересмотра традиционной технологии бурения вертикальных скважин, являющихся наиболее простым частным случаем. Понятие достижения максимальных скоростей бурения, в данном случае, смещается на второй план, т.к. все подчинено решению основной задачи - получению качественно обсаженного ствола, проведенного по заданной траектории. Решению этой задачи подчинен выбор оптимальных параметров режимов бурения, профилактических проработок, спускоподъемных операций и цементирования.
1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района
1.1.1 Общие сведения о районе буровых работ
Газонефтяное месторождение Одопту-Море (Южный купол) расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 8-10 км восточнее берега о. Сахалин (рис. 1) Глубина моря в пределах залежей составляет около 18 м.
В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 44 км юго-восточнее районного центра г. Оха, который связан с областным центром г. Южно-Сахалинск авиатранспортом, автомобильной и железной дорогами. Ближайший населенный пункт - пос. Тунгор расположен в 36 километрах на северо-запад по воздушной прямой. Ближайшее разрабатываемое месторождение на суше острова - Одопту расположено в 7 км на северо-запад.
Недропользователем является ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» основании лицензии на право пользования недрами на Южном куполе месторождения (ШОМ, №12823 от 22 ноября 2004 г.), выданной Комитетом Российской федерации по геологии и использованию недр до 2013 г. Лицензия имеет право горного отвода, ограниченного по глубине кровлей фундамента.
Освоение месторождения начато в 1998 году. В настоящее время разработка месторождения ведется с берега горизонтальным способом с двух кустовых площадок №1 и №2 ("северный" и "южный " куст), расположенных на расстоянии 4 км между собой.
Площадки размещены с восточной стороны Пильтунской косы на возвышенной части береговых уступов, ограниченных с востока обрывом к песчаному пляжу Охотского моря. К западу, в сторону Пильтунского залива, наблюдается по косе в целом плавное понижение рельефа, участками переходящее в море.
Береговые уступы в геоморфологическом отношении приурочены к морской аккумулятивной равнине с лагунами и косами.
Местность холмистая, низкая по абсолютной высоте. Максимальные отметки - в пределах 30-31 м, минимальные - 1 метр у озера Лебяжье.
Гидрографическая сеть представлена многочисленными озерами и небольшими реками и протоками: оз. Гнилое, оз. Зеркальное, оз. Бивачное, оз. Лебяжье, оз. Лиман, р. Карасевский и др.
Район месторождения относится к Северо-Сахалинской климатической области. Климат района месторождения муссонного типа с коротким и прохладным летом, продолжительной и холодной зимой.
Характерной особенностью климата северо-восточного побережья острова является муссонная циркуляция воздушных потоков умеренных широт, обусловленная неравномерным нагреванием и охлаждением материка и океана. Перенос холодных и сухих масс арктического воздуха ветрами северной, западной и северо-западной части горизонта и ледовитость Охотского моря обуславливают здесь суровую и холодную зиму.
С приближением теплого периода происходит перестройка барических систем. Преобладающими становятся ветры юго-восточных, восточных направлений и наступает летний муссон, с которым связано влажное, прохладное, с частыми осадками и туманами лето.
Средняя годовая скорость ветра района - 7 м/с. Увеличение скорости ветра наблюдаются, в основном, в холодный период года и при прохождении глубоких циклонов и тайфунов. Периодическое проявление тропических циклонов (тайфунов) в летнее время сопровождается сильными проливными дождями, а зимой - метелями. Максимальное выпадение осадков во время прохождения тайфунов - до 100 мм в сутки, высота волн на море достигает 13 м.
Температура воздуха в летние месяцы на северо-восточном побережье о. Сахалин более низкая по сравнению с соответствующими широтами западного побережья, что обусловлено наличием как холодного восточно-сахалинского течения, так и наличием дрейфующих и припайных ледяных полей (до июля месяца). Средняя годовая температура воздуха района отрицательная и составляет - минус 3,6С. Максимальные температуры в июле-августе до +35С.
Устойчивый снежный покров ложится в начале ноября и сохраняется до мая. Продолжительность холодного периода колеблется от 195 до 217 дней в году. Самым холодным месяцем является январь, и ледяные поля вдоль прибрежной части острова с севера на юг со скоростью до 1.6 м/сек. В этот период происходит торошение льда и образование “стамух”, высотой до 7 м над уровнем. Лед в акватории Охотского моря у берегов Сахалина устанавливается в декабре. Ледовый припай периодически взламывается. Холодное Сахалинское течение перемещает битый лед моря и до 20 м в подводной части. “Стамухи” в рыхлых осадках пропахивают борозды глубиной до 0.5-0.6 м.
Переход среднесуточной температуры воздуха в весенний период происходит в первой половине мая, а в осенний период - в третьей декаде октября.
Район буровых работ характеризуется высокой относительной влажностью в течение всего года. Особенностью муссонного климата является выпадение основного количества осадков в теплый и переходный периоды до 6580 годовой нормы.
К неблагоприятным погодным условиям района при производстве работ относятся метели, наибольшее число дней с которыми приходится на ноябрь-январь. На побережье к опасным природным явлениям относится обледенение в переходный к зиме период, когда температура воздуха становится 0С и ниже. Наблюдается гололед, налипание мокрого снега на поверхности сооружений, линий связи и ЛЭП.
По результатам цунамирайонирования побережья северо-восточного Сахалина (Куликов, 1992) район находится в зоне экстремальных параметров цунами. Расчетная максимальная высота волны, генерируемая при возможных землетрясениях с магнитудой 7,5 в Охотском море, для отдельных районов северо-восточного побережья может достигать 8 м.
В геологическом отношении Одоптинская складка входит в состав одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе северо-восточного Сахалина на расстоянии 140 км при ширине до 14 км. Тектонические нарушения не выявлены, однако по сейсмическим данным можно предположить наличие ряда мелких разрывов.
Согласно СНиП II-7-81 "Строительство в сейсмических районах" издания 2000 г., месторождение «Одопту-море» расположено в сейсмически активной зоне с интенсивностью сейсмического воздействия 9 балов.
Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами нутовского горизонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста, толщиной до 15 м.
Месторождение Одопту-море открыто в 1977 году, введено в разработку в 1998 г
В пределах площади проведены сейсмические работы 2-Д (1970-е годы) и 3-Д в 2004 г. По данным сейсмических работ 2-Д и глубокого поисково-разведочного бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части углы падения пород составляют 3-5, по мере удаления от оси на западном крыле углы падения изменяются от 5 до 17, на восточном 3-7.Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом и представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную по длинной оси в субмеридиональном направлении. Размеры купола составляют 94 км, амплитуда его около 200м по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. На восточном крыле структуры установлена глинизация песчаных пластов нижненутовского подгоризонта. В пределах купола выявлено 4 нефтяные залежи, приуроченные к XIX1, XX1, XX2 XX3 пластам, и одна нефтегазовая залежь XXI1 пласта. Запасы нефти по первым четырем пластам подсчитаны по категории С2;запасы нефти по XXI1 пласту подсчитаны по категории С1. Залежи относятся к пластово-сводовым, частично литологически ограниченным.
В процессе разбуривания залежей в пределах XXI1 пласта выявлена газовая шапка, запасы которой по предварительным данным оцениваются в объеме 164 млн. м3.
Стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями неогенового возраста.
Нефть XXI1 пласта в начальных пластовых условиях при давлении насыщения 17.1 МПа имеет плотность 0.751 г/см3, вязкость 0.735 мПас, объемный коэффициент 1.224, газосодержание 102 м3/т. Удельный вес нефти в стандартных условиях - 0.839 г/см3. Нефть относится к классу малопарафинистых, смолистых, малосернистых, имеет высокие выходы светлых фракций.
Сведения о площадке строительства скважины
Размеры отводимых во временное пользование земельных участков
Норма отвода во временное пользование, га
Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:
· даехуриинский горизонт (олигоцен);
· уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен);
· нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен);
Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый в интервале 2150-2500 м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350 м, в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, в восточном направлении уменьшается до 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.
Нутовский горизонт (N1 nt) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе до глинистого на востоке. Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.
На месторождении Одопту нутовские коллекторы представлены конусами выноса и клиноформами низкого уровня, где песчаники низкого уровня развиты лучше.
Песчано-глинистые осадки нижненутовского подгоризонта отлагались в морском бассейне на глубинах до 200 м. Песчаники продуктивных пластов (XX-XXVII) редко, но содержат глубоководную фауну фораминифер. Они залегают между глинами с относительно глубоководными комплексами фораминифер и моллюсков. Песчаники, в основном, мелко- и среднезернистые, но встречаются и грубозернистые разности.
Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).
Нижненутовский подгоризонт -N1 nt1 (верхний миоцен).
Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта. Литологически подгоризонт представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Наибольшим содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.
К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) Одопту-море приурочены все установленные залежи углеводородов.
В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в XX3 залежь нефти предполагается по ГИС. Первые три продуктивных пласта объединяются в общую пачку - XX пласта, для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт». Основными эксплуатационными объектами являются XXI1,XXI2.
Верхненутовский подгоризонт - N2nt2 (плиоцен).
Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами «М», «Н», «О», I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м. В разрезе выделяется две литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270 м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотненных, мелко- и среднезернистых и глин серых и темно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750 м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотненных песчаников и глин серых, голубовато-серых.
Общая толщина продуктивных пластов и другие параметры месторождения, и вмещающие их прослои меняются в широких пределах.
XIX горизонт. Вскрыт всеми пробуренными скважинами. Мощность его меняется по разрезу от 11 до 28 м. По материалам ГИС сложен неоднородно; в центральной части купола глинизируется почти полностью, что видимо, является экраном на пути распространения залежи нефти в западном направлении.
По данным изучения шлама, отобранного из горизонта видно, что он сложен в основном мелкозернистым, глинисто-алевритовым песчаником, иногда средне-мелкозернистым с гравием. Цемент содержится в количестве 15-25 %. Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллони-товый, реже встречается сгустковый железистый карбонат, в отдельных прослоях преобладает кальций. Среди обломков пород преобладают кремнистые и кварцитовидные разности. Подчиненное значение в составе горизонта имеют алевролиты и алевролито-песчаники, которые приурочены к подошвенной части пласта.
По материалам ГИС здесь пласт разделяется на 2 прослоя. Верхний, песчаный слой имеет в основном пористость от 28 до 29 % и проницаемость 200-400 мД. Нижний прослой представлен алеврито-песчаниками с пористостью 25-27 % и проницаемостью 60-200 мД. В подошве пласта залегает прослой пород песчано-алевритового состава, характеризующийся повышенной плотностью.
Раздел между XVIII и XIX горизонтами имеет мощность 23-55 м. Он представлен плотной глиной (пористость 10-13 %) с единичными линзами песчаника.
В составе цемента и основной массы глин помимо гидрослюдистого и монтмориллонитового материала присутствует пелитоморфный железистый карбонат, иногда - пирит. В составе обломочной части присутствует кварц (40-60 %), плагиоклаз (30 %), ортоклаз (15-25 %), кремнистые породы (5 %), слюды.
Раздел между XIX и ХХ горизонтами имеет мощность 23-42 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алевролито-глинистых пород, алевролитов и глин.
Проницаемость пород низкая (0,03-2,4 мД), пористость около 12 %. Содержание глинистых фракций составляет 60-80 %. Глинистый материал в алевролитах содержится в количестве 20-25 %. В линзах и прослоях глин содержится 50-90 %.
Глины в основном монтмориллонитовые. Обломочный материал кварц-полевошпатового состава с небольшой примесью обломков кремнистых и единичных эффузивных пород.
ХХ горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Согласно корреляции разрезов скважины представлен четырьмя прослоями (ХХ1, ХХ2, ХХ21, ХХ3). Все прослои уверенно коррелируются по разрезу, кроме ХХ2, который глинизируется (выклинивается) в восточном направлении.
По незначительному числу образцов, изучена нижняя часть горизонта (ХХ3). Она представлена песчанистым алевролитом с линзами и прослоями глины и песчаника мелкозернистого, слабо сцементированного проницаемостью от 4 до 30 мД, пористостью от 18 до 22 %; нижняя часть прослоя из-за большого содержания алевритовых частиц имеет низкие значения (пористость 16-19 %; проницаемость от 2 до 15 мД).
Прослой ХХ2 по керновому материалу, представлен песчаником, алевритистым с линзами глин, нефтенасыщенным, более проницаемым по сравнению с остальными пропластками (200-600 мД), но не выдержан по площади. Судя по корреляционной схеме, к востоку происходит его глинизация где-то в присводовой части разреза.
Песчаники горизонта мелкозернистые, алевритоглинистые с редкими линзами глин. Содержание глинистого цемента от 10 до 25%, в линзах до 70%.
Цемент представлен гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами, в отдельных порах - хлоритом. Выклинивание прослоя в восточном направлении объясняется временными перерывами в осадконакоплении.
Проницаемая часть пропластка выдержана по мощности и коллекторским свойствам. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта составляет в среднем по площади 9 м, пористость 22 % и нефтенасыщенность 63-66 %.
Верхняя часть ХХ горизонта (ХХ1) по результатам анализа шлама, отобранного при бурении скважин, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники плохо отсортированные, содержат многочисленные линзы и прослои глин, алевролитов. Количество глинистого материала составляет 15-45 %, представленного гидрослюдисто-монтмориллонито-выми минералами.
Глинистые разделы между пропластками ХХ горизонта имеют мощность от 15 до 35 м. В основном представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов слабо сцементированных и плотных, карбонатных.
Проницаемость пород колеблется от 0,1 до 3 мД, пористость от 19 до 20 %. Плохая проницаемость пород связана с высоким содержанием глинистой фракции (23-43 %).
Раздел между XXI и ХХ3 пластами имеет мощность от 17 до 48 м. Представлен преимущественно проницаемыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаные алевролиты и песчаники имеют коэффициент проницаемости 15-177 мД, пористость 21-26 %. Глинистые алевролиты: проницаемость 0,1-3 мД, пористость 14-23 %. Нижняя часть раздела (мощностью 11 м) судя по материалам ГИС, имеет более высокие экранирующие свойства.
XXI1 горизонт. Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами.
По материалам ГИС в пределах горизонта выделено 3 пропластка. В пределах месторождения пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевролитовых разностей пород.
Песчаники и алевролито-песчаники, в основном в пределах трех пропластков, мелкозернистые, алевритовые, с редкими линзами и прослоями глин. Цемент в песчаниках составляет 15-30 % (в линзах до 50-70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, реже сгустковый железистый карбонат, пирит, хлорит. Отмечаются прослои известковых песчаников.
Алевролиты крупнозернистые, песчано-глинистые, разнозернистые, реже тонкозернистые. Количество цемента в них составляет 10-30 % (в линзах до 70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, иногда кальцитовый, в отдельных порах - хлоритовый. Текстура цемента поровая, базальная, контактная. Обломочная часть пород (в шламе) представлена кварцем (48 %), полевыми шпатами (25 %), обломками пород (27 %).
Проницаемость песчаных пропластков составляет (сверху - вниз): первый пропласток - (11,9-64,7 мД), второй пропласток - (19,0-56,1 мД), третий пропласток - (10,3-251,9 мД). Пористость, соответственно: 20 %, 19 %, 22 %.
Раздел между первым пропластком и вторым XXI1 горизонта, мощностью от 2 до 19 м представлен песчано-глинистой породой, плохо отсортированной с линзами алевролита проницаемостью менее 1 мД, пористостью около 18 %. Содержание глинистых фракций на отдельных участках составляет 25-80 % породы.
Раздел между вторым и третьим пропластками, мощностью от 6 до 17 м представлен чередованием плохо отсортированных алевритоглинистых и глинисто-алевритистых пород с плотными глинами, содержащими гнезда алевролита. Породы в верхней части раздела непроницаемы (3м) - коэффициент проницаемости 1 мД, пористость 12-15 %. В нижней части раздела проницаемость различна от 2 до 6 мД, единично до 9 мД. Пористость прежняя - 12-15 %. Породы содержат от 10 до 80 % глинистых фракций, имеющих гидрослюдисто-монтмориллонитовый состав.
Раздел между XXII1 и XXI1 пластами имеет мощность от 5 до 11 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-песчано-глинистых пород с проницаемостью 1-19 мД и пористостью 12-15 %, что соответствует нижней части раздела (2 м). Выше залегают породы с проницаемостью менее 1 мД и пористостью 13-16 % (мощность 4 м) и представляет собой надежную часть покрышки. Глины вверх по разрезу сменяются плохо отсортированными песчано-алевритоглинистыми породами и затем алеврито-песчаниками. Последние имеют проницаемость 7-10 мД и пористость до 20 %.
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблицах 1.4-1.6.
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
Элементы залегания (падения) пластов в плоскости ствола скважины, градусы
Литологическая характеристика разреза скважины
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
серые, средне-крупнозернистые, кварцевые, рыхлые, с редкими прослоями глин
серые, мелко-среднезернистые, слабоуплотненные
серые, средне-мелкозернистые, хорошо отсортированные, алевролитовые, глинистые
серые, разнозернистые, плотные, слабопесчанистые, внизу-плотные
серые, светло серые, вверху - мягкие, слабо песчанистые, внизу - плотные, аргиллитоподобные
Физико-механические свойства горных пород скважины
Категория пород по промысловой классификации
В тектоническом плане по данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5 км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3-5?, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5? до 17?, на восточном - 3-7?. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Южного, Центрального и Северного. Южный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом.
Размеры Южного купола составляют 96 км по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650 м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI1 пласта 114 км, амплитуда складки около 300 м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5?, западном - до10. Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.
По сейсмоматериалам 2Д разрывные нарушения на месторождении не выделялись, вперв
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Автоматизированные информационные системы в экономике
Дипломная Работа На Тему Оптимизация Каналов Распределения Продукции
Реферат по теме Внешне экономическая деятельность
Реферат: Русская история глазами иностранцев
Реферат по теме Аспекты информатизации образования
Реферат: Applying Karl Marx To Ritzer
Речь Человека Зеркало Его Самого Сочинение Рассуждение
Курсовая работа по теме Вибір й оцінка ефективності процедур кодування даних
Реферат по теме Налог на прибыль в России
Мини Эссе Про Осень
Реферат: Windows 95 Essay Research Paper Windows 95
Сочинение На Тему Сознательность По Тексту Пришвина
Реферат по теме Складний паралельний контур. Індуктивно-зв'язані електричні кола
Реферат по теме Основные идеи философского наследия М. Вебера
Процедура Проведения Итогового Сочинения В 11 Классе
Курсовая работа по теме Разработка технологической карты возделывания и уборки кукурузы на зерно
Виленкин 6 Класс Самостоятельные И Контрольные Работы
Проблемы Защиты Информации Реферат
Реферат по теме Особенности современного языка SMS
Курсовая работа: Организационная структура фондовой биржи. Скачать бесплатно и без регистрации
Джидинский мунципальный район - География и экономическая география презентация
Суспільно-географічні особливості відтворення населення світу - География и экономическая география курсовая работа
Гражданская оборона и ее задачи - Военное дело и гражданская оборона реферат