На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 04.07.2012. Сдан: 2011. Страниц: 14. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


                 Федеральное агентство по образованию

государственное образовательное  учреждение высшего  профессионального  образования
«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

Кафедра «Разработка и  эксплуатация нефтяных месторождений» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект 
 

По дисциплине: РЭНМ 

Тема: Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Выполнил: студент гр. НРЗс-08.
      Гололобов А.А 
 

Проверил  Сафаров И.А доцент, ктн. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Тюмень-2011 г.
  Содержание
Введение…………………………………………………………………………………………………2-3
1. Общая часть 
1.1 Характеристика района работ…………………………………………………………………..4-5
 1.2 История освоения района…………………………………………………………………….5-7
2. Геологическая часть
2.1. Геологическая  характеристика месторождения……………………………………………….7-14
2.2. Продуктивные пласты…………………………………………………………………………….14-19
2.3. Свойства  пластовых жидкостей и газов………………………………………………………..19-22
3 Технологическая  часть
3.1 Основные проектные  решения по разработке Повховского  месторождения…………………….22-26
 3.2 Состояние разработки Повховского месторождения и фонда скважин………………………….26-31
3.3 Контроль за  разработкой Повховского месторождения………………………………….31-34
4.  Специальная часть……………………………………………………………………………………34-39
Заключение………………………………………………………………………………………39
Литература…………………………………………………………………………………….....40 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                 
     
     
     
     
     
     
     
     

                                                         Введение
Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных – 10-12% и на долю ливневых – 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Залежи нефти большинства месторождений. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами, обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли качества закачиваемой воды. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и другое. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Общая часть 
       1.1 Характеристика района работ
Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской плиты. В  административном отношении расположено  в северной части Сургутского  района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», базирующееся в городе Когалыме (80 км). Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры город Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км) и Ноябрьск (34 км). Ближайшие разрабатываемые месторождения – Ватьеганское (30 км),  Покачевское (60 км) и Южно-Выинтойское. Основными видами транспорта рассматриваемого района являются железнодорожный и автомобильный. Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень – Сургут – Новый Уренгой. Самолетом можно долететь до города Уфы, Самары, Москвы и других городов России. Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск – Сургут – Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение – Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-Еган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3 - 0,8 м/сек на плесах и 0,8 - 1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Уровень воды во время паводка достигает 2,5 - 5,0 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до поселка Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга, способствующая свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого континентального воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Преобладающее направление ветров зимой – южное, юго-западное; летом – северное, северо-восточное. Коренное население района, состоящее в основном из хантов и манси, занимается охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского  водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.
1.2 История освоения  района
Основанием  для поисково-разведочного бурения  послужило наличие положительной  структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м3/сут. через штуцер. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщеный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения,  которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора.  Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.  Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации – находятся пласты ачимовской толщи.
2. Геологическая часть
2.1. Геологическая характеристика  месторождения
Геологический разрез Повховского месторождения  сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных  терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.
Доюрские  образовния. Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.
Юрская  система. Отложения юрской системы в пределах Западно-Сибирской плиты пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры, почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего породами преимущественно морского происхождения.
       Нижний +средний отделы (тюменская свита).
На месторождении  отложения вскрыты тринадцатью  поисково-разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита. В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105). В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры. Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700м.
   Верхний отдел.
Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты – васюганскую, георгиевскую и баженовскую.
Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю` . В породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер коловейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81м.
Георгиевская  свита представлена в центральной части Западно –Сибирской плиты почти  черными аргиллитами, которые имеют повсеместное развитие и характеризуются выдержанным литологическим составом. Для них характерно высокое содержание глауконита, присутствие тонких прослоев битуминозных глин. В аргиллитах георгиевской свиты встречена фауна нормального морского бассейна, возраст которой определяется как кимериджский. Толщина глин: 2 – 4 м.
Баженовская свита литологически сложена черными, иногда бурыми битуминозными глинами. Породы содержат обильный рыбий детрит, остатки фауны амманитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Часто встречаются включения известников, конкреций фосфоритов и обильный пирит. Последний нередко образует псевдоморфозы по органическим остаткам. Возраст остатков баженовской свиты –волжский. Толщина –18 –22м.
                                Меловая система
    Отложения меловой системы представлены непрерывным  разрезом нижнего и верхнего отделов. Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.
Мегионская  свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников. В составе нижней подсвиты мегионской свиты выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимоская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146м (скв№1). Верхняя часть мегионской свиты сложена преимущественно песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов. К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ8. Схематический геологический разрез представлен в приложении 1. Здесь же выделяются пласты БВ9, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской), сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников. Возраст мегионской свиты определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330м.
Вартовская  свита сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и преимущественно глинистых пород.
Условно разрез свиты делится на три части. Нижняя преимущественно алеврито-песчаная, средняя – с преобладанием  глинистых разностей и верхняя – песчано-глинистая. В основании свиты выделяется пачка песчано-алевролитовых пород толщиной до 80-100м, в составе которой выделяются нефтенасыщенные пласты БВ6 и БВ7. Средняя наиболее мощная (до360м) толщина сложена в основном глинистыми породами, иногда алевритистыми. В середине этой толщи выделяются пласты песчаников, относимых к пластам БВ1 –БВ5. В этой части разреза встречается фауна фораминифер, редких аммонитов, палеципод и пресноводных остракод. Верхняя часть представляет собой чередование песчаных и глинистых пачек. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки, где выделяется до семи пластов песчаников группы АВ. Возраст осадков вартовской свиты от верхнего валенжина до баррема включительно. Условная граница между валанжинским и готтеривским ярусами проводится  по подошве пласта БВ6, а между готтеривским и барремским ярусами – по кровле средней глинистой толщи ( по кровле пимской пачки). Верхняя часть относится к барремскому ярусу. Толшина осадков вартовской свиты –620-700м.
Алымская  свита залегает на породах вартовской свиты, сложена она, в основном,аргилитами с незначительнм содержанием алевритовых пород и только в основании свиты залегает пласт глинистых песчаников (АВ1). Аргиллиты или уплотненные глины алымской свиты переходят в глинистый известняк. В верхней части глины часто алевритистые, переходят в глинистый алеврит, реже песчаник. Для алымской свиты большинства районов западной и центральной части Западно-Сибирской плиты характерно присутствие пачки черных, плотных тонкочешуйчатых, с прослоями битуминозных аргиллитов кошайской пачки, в которой встречается фауна фораминер нижнего апта. Толщина алымской свиты – до 60-80м.
Покурская свита завершает разрез нижнего мела. Свита расчленяется на две части: нижнюю, в которой преобладают глинистые породы и верхнюю – с преобладанием песчанников и алевритов. Нижняя подсвита  покурской  свиты сложена глинами аргиллитоподобными, прослоями алевритистыми и песчанистыми. Прослои песчаников и алевритов имеют подчиненное значение, кроме этого встречаются прослои мергелей и доломитов. В породах подсвиты присутствует обильный растительный детрит. В глинах встречаются альбские фораминиферы. Нижнюю подсвиту можно, с некоторой долей условности, сопоставить с викуловской и хантымансийской свитами Сургутского свода, что позволяет датировать ее возраст аптальбским. Толщина ее 420-450м. В состав верхнемеловых отложений входят прибрежно-морские и мелководные осадки верхов покурской свиты и глубоководные фации кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Верхняя часть покурской свиты является аналогом уветской свиты, получившей  развитие западнее Повховского месторождения и сложена  преимущественно песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями уплотненных глин. Песчаники и алевриты содержат обильный  растительный детрит, обломки бурой обугленной древесины, ожелезненных растительных остатков. В отдельных районах встречаются включения янтаря. Глины в основном алевритистые и песчанистые, слюдистые. По всему разрезу встречаются прослои мергелей, глинистых известняков. По споро-пыльцевым комплексам и положению в разрезе возраст осадков верхней подсвиты считается сеноманским. Толщина ее порядка 320-350м. Толщина всей свиты составляет 740-800м. Кузнецовская свита имеет распространение практически по всей территории Западно-Сибирской плиты и является стратиграфическим и литологическим репером. Сложена кузнецовская свита глинами темно-серыми, почти черными однородными, иногда слабо-битуминозными или слабоизвестковыми сильно уплотненными аргиллитоподобными массивными, содержащими фауну иноцералов, фораминифер и радиолярий туронского яруса. Встречаются редкие зерна глауконита и пиритизированных растительных осадков. Толщина свиты составляет 18-22м.
Березовская свита, перекрывающая осадки кузнецовской, условно разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами опоковидными, переходящими в опоки с включением глауконита и редкими конкрециями сидерита. Встречена фауна морских пелеципод, фораминифер и радиолярий коньяк – сантонского ярусов. Толщина подсвиты –80-90м. Верхняя представляет собой толщу кремнистых, реже песчанистых глин, иногда слабо сидеритизированных. В глинах встречается фауна фораминифер кампанского яруса. Толщина всей свиты составляет 180-200м. Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели и глинистые  доломиты. В глинах встречаются растительные остатки и фауна форминифер маахстритского яруса. Датский ярус выделяется условно, по аналогии с другими разрезами. Толщина осадков достигает 160-200м.
                               Палеогеновая система
В описываемом  районе палеогеновые отложения представлены морскими палеоцена и эоцена, а  так же континентальными отложениями  олигоцена.
Талицкая  свита сложена глинами темно-серыми до черных, иногда зеленоватыми, жирными, с зеркалами скольжения, иногда иногда алевритистыми, кремнистыми, переходящими в редкие прослои глинистых алевролитов. Встречаются прослойки глауконитового песка. В глинах талицкой свиты встречаются фауна фораминифер, радиолярий, обломки ихтиофауны. Толщина свиты 100-125м.
Лютинворская  свита распространяется  практически по всей территории Западно-Сибирской плиты за исключением ее крайних северо-восточных и восточных районов. Сложена она в нижней части глинами серыми, иногда почти белыми, голубовато-серыми опоковидными, часто переходящими в опоки.
Верхняя часть свиты представлена глинами  светлыми зеленовато- или желтовато-серыми, изредка олевритистыми, с многочисленными прослоями диатомитовых глин, переходящих в диатолиты.
Породы  лютинворской свиты содержат богатый комплекс фораминифер, радиолярий и диатамовых водорослей эоцена. Толщина отложений свиты –195-220м.
Чеганская свита сложена глинами серыми с различными оттенками, жирными, алевритистыми, переслаивающимися с алевролитами и песками. В породах отмечаются включения сидеритов, пирита и марказита. В глинах встречается фауна пелеципод и лингул, а так же ихтиофпуна. Возраст осадков определяется  как верхнеэоценовый- нижнеолигоценовый. Толщина отложений свиты –180-200м.
Атлымская свита согласно залегает на чеганской. В нижней части ее залегают глины, аналогичные чеганским, основная же толща представлена песками светло-серыми, почти белыми сахаровидными с редкими прослоями светлых каолинитизированных глин. Встречаются лигнитизированные обломки древисины. Споро-пыльцевые комплексы среднего алигоцена. Толщина осадков свиты 75-80м.
Новомихайловская  свита представляет собой неравномерное переслаивание серых и буровато-серых глин со светло –серыми песками, с прослоями бурых углей и лигнитов. В породах много включений углистого детрита и лигнитизированной древесины. В верхей части преобладают глины, в нижней- пески и алевриты.
На основании  споро-пыльцевого анализа свита  отнесена к среднему алигоцену. Толщина  осадков свиты – до100м.
Журавская свита сложена алевритами зеленовато-серыми с прослоями диатомитов и глин. Встречаются остатки древесины, фауна пресноводных малюсков, диатоминтовых водорослей и споро-пыльцевых комплексов верхнего олигоцена. Толщина свиты до 70-90м.
Абросимовская свита завершает разрез полеогена. Сложена глинами  серыми и светло-серыми, бураватыми, алевритами и песками полимиктовыми с прослоями бурых углей и магнитов. Много включений углистой древесины. По отпечаткам листьев  и споро-пыльцевым комплексам. Осадки отнесены к самым верхам олигоцена. Толщина свиты. На размытой поверхности абросимовской свиты залегают четвертичные породы, представленные супесями, суглинками, песками, торфом. Толщина их до 30м.
                                          Тектоника
Согласно  тектонической карты платформенного чехла западно- сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярсомовского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды. На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеканская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения. Средне–Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации в следствии осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной. В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие. Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной. Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода. При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно , что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 х 5км. Скважиной №448 пласт БВ 8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров. К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия. В районе разведочных скважин №19, 26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют  11х4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана невтеностность поднятия. Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. №12,49), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ 8 . В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогибсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием. Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогибсе- 2510 размеры составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ1/8 на отметке – 2490,2м и получен приток нефти Амплитуда- 19,8м. Больше –Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным , которые объединяются изогибсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная нефтеностность доказана на обоих поднятиях. Больше - Котухтинская нефтяная структура, как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.
2.2. Продуктивные пласты
Комплекс  БВ8-10 в пределах контура нефтеносности вскрыт 92-я разведочными и поисковыми скважинами и 3207 эксплутационными, пробуренными на этот и нижележащие пласты. Залежь ограничена с запада, юга и частично с востока линией глинизации коллекторов. В структурном плане горизонт приурочен к наклонной поверхности и погружается в восточном и северо-восточном направлении. С севера и востока она контролируется линией ВНК, который установлен на абсолютной отметке -2657 - 2666 м. Вся площадь водонефтяного контакта находится на северном склоне Большекотухтинского поднятия между границами замещения продуктивного комплекса непроницаемыми породами. Ширина межконтурной зоны составляет 4,0 - 7,5 км, а доля ее по отношению к площади всей залежи – 7,5%. Эффективная нефтенасыщенная толщина по площади составляет в среднем –8,0 метров. Большая часть площади нефтеносности (95%) является чисто нефтяной зоной. Водонефтяная зона залежи имеет небольшие размеры – 15% от площади залежи, приурочена к северной части месторождения. Пласт БВ8-10 освоен и находится в разработке. При испытании разведочных скважин были получены притоки нефти дебитами от 0,3 м3/сут (скважина №2П, динамический уровень 1115 м) до 179 м3/сут (скважина №24П, штуцер 8 мм). Притоки были получены с глубин, соответственно, 2635,6 - 2743,2 м (абсолютная отметка минус 2538,1 - 2645,7 м) и 2620,6 - 2663,2 м (абсолютная отметка минус 2535,6 - 2578,1 м). В целом, горизонт БВ8  характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2 - 3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта. В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве. В связи со значительными размерами  простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ8 и изменчивостью его свойств по площади,  характеристика толщин, коллекторских свойств,  неоднородности  дается по восточной, центральной и западной частям месторождения.  Песчанистость  гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9 м. Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0, а максимальная – 4,6. Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25% объема коллекторов пласта БВ8. В целом литотип «монолиты» составляет 48% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип «тонкослоистые»), толщиной до 2 м,
     Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика пластов БВ8-10 и Ю В1
                   Параметры Пласт БВ8-10 Пласт ЮВ1
Средняя глубина залегания, м -2765 -2975
Тип залежи Массивная, литологически
экранированная
Пластовая, литологически
экранированная
Тип коллектораё Терригенный, поровый
Терригенный, поровый
Средняя нефтенасыщенная толщина эффективная, м 8,1 5,4
Пористость  пород, % 19,2 18
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. 0,614 0,67
Проницаемость по керну, мкм2 0,026 0,0125
Коэффициент расчлененности, доли ед. 8,2 3,3
Начальная пластовая температура, 0С 82 91
Начальное пластовое давление, МПа 27,9 29,7
Вязкость  нефти в пластовых условиях, мПа·с 0,867 0,71
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 771 -
Плотность нефти, кг/м3 842 828
Давление  насыщения нефти газом, МПа 7,2 - 10,7 13,6
Газосодержание нефти, м3 53 - 77 124
составляют 26% объема коллекторов и на литотип  «полумонолиты» с толщиной пропластков  от 2 до 4 м приходится 26% от всего  объема. Центральная часть связанной  зоны характеризуется значительной долей низко проницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 0,05 мкм2 имеют почти 50% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Непроницаемые коллектора (0,02 – 0,2 мкм2) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 0,7 мкм2 занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны. Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 0,151 мкм2. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения. Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39. Проницаемость зоны в среднем равна 0,07 мкм2, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны. Низкопроницаемый коллектор занимает 52% от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 0,02 до 0,2 мкм2 имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны. Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 м продуктивной части разреза равна 0,676. Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м – 70% объема пласта БВ8. На долю тонкослоистого коллектора  (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 м. В восточной части месторождения запасы нефти составляют:
                      - по гидродинамически связанной  зоне – 16% от запасов зоны  в   целом; 
                      - по прерывистой зоне – 26% от  запасов зоны;
         - по горизонту – 35% от запасов горизонта в целом.
Можно сказать, что средние показатели по западной части месторождения  несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке – 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 – в западной, и по прерывистой зоне – 0,33 против 0,32 соответственно. По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 0,138 мкм2, а на западе 0,323 мкм2. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 0,215 мкм2, а полумонолитов – 0,192 мкм2, тогда как в западной части 0,128 мкм2 и 0,865 мкм2 соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 0,062 мкм2, а на востоке 0,071 мкм2.
Коллекторские свойства пласта БВ8 Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических исследований скважин. Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3 - 5 м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8. Пласт БВ8-10 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6 - 26,6 м. Верхняя часть пласта 10 - 16 м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя – тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород. На территории месторождения из шести выявленных залежей продуктивного пласта ЮВ11 в стадии промышленной разработки находится залежь в районе скважины 100. Остальные залежи пласта ЮВ11 не разрабатываются. Залежь район скважины №100 расположена на северной части месторождения и является основным объектом разработки, наибольшая по площади и основная по запасам. Морфология залежи определяется структурной картой поверхности кровли,поверхностью подошвы пласта и поверхностью ВНК на абсолютной отметке минус 2875 м. Размеры залежи в плане составляют 17,0 х 10,5 км, высота 40 м. Длинная ось залежи ориентирована с юго-запада на северо-восток. Дебиты нефти при испытании скважин составили от 0,7 до 130,0 м3/сут по разведочным скважинам и от 1,8 до 11,0 м3/сут по эксплуатационным. Эффективная толщина пласта в скважинах меняется от 0,8 до 21,6 м, или в среднем – 9,3 м.
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов
Как следует  из представленных данных в таблице 2, пластовые нефти Повховского месторождения являются типичными для рассматриваемого района, что естественно объясняется    стратиграфической    общностью   и    генетическим   единством    залежей. В условиях пласта нефти легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. В пределах продуктивного комплекса ББ8-10 максимальное газосодержание (до 103 - 127 м3/с) обнаруживается у пластовых нефтей верхних частей геологических тел. Вниз по разрезу комплекса отмечается отчетливая тенденция к снижению давления насыщения и газонасыщенности. Низкогазонасыщенные нефти распространены в непосредственной близости от ВНК, что, по-видимому, связано с эффектом гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.
    Таблица 2 – Свойства пластовой нефти  Повховского месторождения,      пласт БВ8-10 и ЮВ1
       Наименование  параметров        БВ8-10        ЮВ1
Диапазон  значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение
Пластовое давление, МПа 20,0 - 27,5 23,8 27,7 - 31,7 29,5
Пластовая температура, °С 70 - 89 80 87 - 93 91
Давление  насыщения, МПа 6,2 - 14,8 10,5 7,4 - 16,0 13,6
Газосодержание, м3 52 - 127 90 87 - 177 146
Суммарный газовый фактор, м3 45 - 112 78,5 72 - 150 124
Плотность в условиях пласта, кг/м3 684 - 795 740 681 - 744 700
Вязкость  в условиях пласта, мПа·с 0,65 - 1,84 1,25 0,60 - 0,94 0,71
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 11,0 - 20,0 15,5 14,6 - 21,8 19,2
 
Характер  изменения вязкости газонасыщенной пластовой нефти в зависимости  от давления и температуры пласта иллюстрируется данными, представленными в таблице 3 (для средневзвешенного по запасам значения вязкости пластовой нефти). Несмотря на относительно низкие значения плотности и вязкости дегазированной нефти, в системе внутрипромыслового сбора продукции скважин могут образовываться стойкие и вязкие водонефтяные эмульсии (таблица 4). 

    Таблица 3 –  Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и  пластовой  нефти Повховского месторождения
Наименование Пласт БВ8-10 Пласт ЮВ1
При однократном  разгазировании пластовой нефти  в стандартных условиях Пластовая нефть
При однократном  разгазировании пластовой нефти  в стандартных условиях Пластовая нефть
выделившийся  газ нефть выделившийся  газ нефть
Сероводород отсутствует отсутствует
Двуокись  углерода 0,07 0 0 0,27 0 0,23
Азот + редкие 0,89 0 0 1,17 0 0,48
в т.ч. гелий 0,005 0 0 0,004 0 -
Метан 60,97 0,25 0,04 57,73 0,22 28,05
Этан 6,24 0,18 0,25 8,62 0,30 5,30
Пропан 13,59 1,6 3,24 15,79 2,04 9,79
Изобутан 4,27 1,42 2,41 3,07 0,97 1,94
Изопентан 1,88 2,43 2,96 1,58 2,05 1,81
Остаток С6 + выше 1,8 86,38 80,68 2,21 87,04 43,71
Молекулярная  масса 26,97 202 191 30,02 174,5 100,8
 
 
 
 
 
 
    Таблица 4–Физико-химическая характеристика проб   разгазированной нефти Повховского  месторождения пласта БВ8-10 и ЮВ1
Наименование  параметров        Пласт БВ8-10        Пласт ЮВ1
Диапазон значения
Среднее значение
Диапазон  значения
Среднее значение
Плотность при 200
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.