- •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
Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
(горизонтов)
Кол-во Коэффициент Коэффициент рас-Характе-Другие
Группа Пластскважин, песчанистости, доли ед.члененности, доли ед.ристикапоказатели
скважиниспользу-прерывис-
емых для среднее коэффи-среднеекоэффи-неодно-
определе-значениециент ва-значениециент ва-тостиродности
нияриациириации
Дк700,690,341,970,58
Д1450,650,282,510,37
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1-7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д1 установлена в 1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации 2611-2620 м (–2457,6-266,6 м) был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958-2003 годы.
По состоянию изученности на 1.01.12 г. пласт Д1 дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности .
Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности на 1.01.12 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470-2474 м.
Размеры залежи составляют 6,5×2,5 км, высота 19,6-23,6 м. Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1-2 м прослой известняка (репер «кинжал»).
1.6 Коллекторские свойства пласта
Параметры пластов изучались по керну, методами промысловой геофизики (ГИС) и по материалам промысловых гидродинамических исследований скважин в соответствии с требованиями методических руководств, ГОСТов и ОСТов.
Определение коллекторских свойств по керну в основном проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» (ОАО «Гипровостокнефть»), в ЦНИЛе объединения «Куйбышевнефть» (ОАО «Самаранефтегаз») и частично в лаборатории «КуйбышевНИИ НП» («ВОИГиРГИ»)
Число скважин, в которых поднимался и исследовался керн, составило 41. В 12 других скважинах (скв. 40, 155, 201, 203, 204, 205, 207, 217, 219, 265, 266 и 267) производился отбор керна, но он не анализировался. Причина здесь в том, что поднятый из указанных скважин каменный материал в одних случаях был представлен плотными породами, в других – слабосцементированными, которые в процессе бурения разрушились до песка и мелких кусочков, что исключило возможность проведения соответствующих исследований.
В общей сложности по всем продуктивным пластам, включая плотные разности пород, проанализировано 2188 образцов на пористость, 1381 образец на проницаемость параллельно напластованию и 257 – перпендикулярно напластованию, в том числе соответственно 659, 347 и 89 образцов из нефтенасыщенной части.
Как видно, на эффективные нефтенасыщенные интервалы приходится порядка 25 - 30% исследований каменного материала.
Недостаток керновых определений пористости или их полное отсутствие компенсируется обширным материалом геофизических исследований скважин. Общий объем информации о пористости нефтенасыщенных пород по промыслово-геофизическим данным составил 1277 определений.
Заметно улучшилось состояние изученности начальной нефтенасыщенности. По данным промысловой геофизики (УЭС) начальная нефтенасыщенность определена для 1128 интервалов.
В лабораторных условиях остаточная водонасыщенность создавалась методом центрифугирования. Число образцов, на которых моделировалась остаточная вода, составило 72.
Белозерско-Чубовского месторождения по данным анализа керна проведен корреляционный анализ, в результате которого были получены зависимости между пористостью (Кп) и проницаемостью. (Кпр).
Проницаемость, кроме лабораторных измерений, определялась по результатам гидродинамических исследований скважин. Число гидродинамических исследований невелико и составило по месторождению 17 определений по КВД и 11 – по коэффициенту продуктивности.
Таблица 1.1