- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Реферат.
- •Введение
- •Геологическая часть
- •1.1. Общие сведения о месторождении
- •Обзорная карта-схема территории месторождения
- •1.2. Орогидрография
- •1.3 Стратиграфия
- •Девонская система
- •Каменноугольная система
- •Пермская система
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •Характеристика толщины пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
- •1.6 Коллекторские свойства пласта
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласт д1
- •Геолого-физическая характеристика пласта д1
- •1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- •1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и воды
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав газа
- •1.7.2 Свойства и состав воды
- •Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
- •Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов.
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
- •Показатели разработки пласта
- •2.2.1 Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
- •Эффективность геолого-технических мероприятий
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.
- •2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
- •2.4.1. Характеристика фонда скважин
- •Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)
- •2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.
- •2.4.3 Анализ обводнения залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
- •Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.6 Определение эффективности разработки нефтяной залежи расчетными методами.
- •2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета кин с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.
- •Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
- •Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
- •2.8. Рекомендуемые мероприятия
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении Белозерско-Чубовское месторождение расположено в Сокской седновале на Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуре II порядка. Морфологически это большая асимметричная антиклинальная складка, ось которой испытывает неоднократные ундуляции. Северное крыло крутое, южное – пологое. К осевой зоне складки приурочены многочисленные брахиантиклинальные поднятия, вытянутые своей длинной осью вдоль простирания Жигулевско-Самаркинской дислокации и также характеризуются крутыми северными и пологими южными крыльями.
Белозерско-Чубовское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания и асимметричного строения, осложненную куполами в пределах западной, центральной, восточной частях структуры. Углы падения крыльев на северо-западе и северо-востоке достигают значений 3 6' – 4 30', на юго-западе и юго-востоке не превышают 3º - 2 28'(кровля турнейского яруса).
В пределах месторождения отмечается хорошее совпадение структурных планов по ниже и вышезалегающим маркирующим горизонтам девона, нижнего и среднего карбона. Амплитуда поднятия по кровле пашийского горизонта составляет 51м, размеры залежи составляют 6,5×2,5 км, по кровле бобриковского горизонта – 34 м, а по кровле башкирского яруса не превышает 16 м, т.е. вверх по разрезу отложений Белозерско-Чубовская структура выполаживается.
Залежи нефти продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения, в основном, приурочены к ловушкам структурного типа и занимают присводовые части структуры. Исключения составляют пласты А2, А3, Б0 и Дк, залежи нефти которых связаны с ловушками литологического типа.
1.5 Нефтегазоводоносность
В разрезе палеозойских отложений, вскрытом в пределах Белозерско-Чубовского месторождения 245-ю скважинами, промышленная нефтеносность установлена в следующих пластах: А2-1 и А2-2, А3 – верейский горизонт, А4 – башкирский ярус, Б0 – тульский горизонт, Б2+Б3 – бобриковский горизонт, В1 – турнейский ярус, Дк – тиманский горизонт, Д1 – пашийский горизонт
Залежи нефти на месторождении приурочены к породам различного литологического состава: терригенным (пласты Б0, Б2+Б3, Дк, Д1), карбонатным (пласты А3, А4, В1) и к породам терригенно-карбонатным – пласт А2.
Пласт Д1 является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м – в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи – 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
Характеристика толщины пластов
ТолщинаНаименованиеЗоны пласта (горизонта)По пласту
НЗВНЗВЗв целом
Пласт: Д1
ОбщаяСредняя, м38,7637,14
Коэффициент вариации, доли ед.0,150,17
Интервал изменения, м-21,80-45,60-21,80-45,60
НефтенасыщеннаяСредняя, м8,43--8,43
Коэффициент вариации, доли ед.0,31--0,31
Интервал изменения, м-4,60-13,00--4,60-13,00
ЭффективнаяСредняя, м23,5923,08
Коэффициент вариации, доли ед.0,210,23
Интервал изменения, м-12,20-32,90-12,20-35,80
Непроницаемых Средняя, м3,103,18
разделовКоэффициент вариации, доли ед.7,857,65
Интервал изменения, м-0,40-14,80-0,20-14,80