Курсовая работа: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения

Юрский гидрогеологический комплекс охватывает водонапорные горизонты Васюганской, Тюменской свит и их возрастных аналогов. Он отделен от неокомского комплекса глинистым водоупором мощностью до 300-500 м. Толщина комплекса изменчива и составляет от 400-600 м. Воды комплекса являются напорными, статистические уровни сильно колеблются, иногда достигают абсолютных отметок 60 м. Ионно-солевой состав вод юрского комплекса крайне пестрый. Воды хлоридно-натриевого состава с минерализацией от 12 до 25 г/дм³. Газонасыщенность пластовых вод достигает значений свыше 2,5 л/л.Юрский комплекс содержит продуктивные пласты углеводородного сырья. Подземные воды комплекса не используются, перспективы их применения связаны с попутным извлечением ценных компонентов из добытых подтоварных вод. Таким образом, гидрогеологический разрез Западно-Малобалыкского месторождения полностью согласуется с региональными особенностями данного района, где выделено три гидрогеологических бассейна (комплекса).Проведенные гидродинамические исследования свидетельствуют о существовании в продуктивных горизонтах неокома упруговодонапорного режима, напорная энергия которого, по мере выработки флюида, будет падать, что ведет к необходимости системы поддержания пластового давления.Практическую ценность для организации водоснабжения промышленных объектов имеют подземные воды первого гидрогеологического комплекса, верхнего гидрогеологического этажа Западно-Сибирского артезианского бассейна. Подземные воды ларьякского водоносного горизонта могут использоваться в основном для технического водоснабжения с небольшим водопотреблением при условии установления зон санитарной охраны. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения по своим физико-химическим и санитарно-бактериологическим свойствам могут быть рекомендованы к использованию подземные воды новомихайловского и атлымского водоносных горизонтов.

1.6 Нефтегазоносность

В результате поискового, разведочного и параметрического бурения, сейсморазведочных работ, географической информационной системы и работ по опробованию на Западно-Малобалыкском месторождении выявлены 28 залежей нефти в девяти пластах. Обоснование положений Восточной нефтяной компании по продуктивным пластам и залежам Западно-Малобалыкского месторождения представлено в табл.3 Характеристика залежей дана в табл. 2.1.3. Уровни Восточной нефтяной компании залежей приняты по данным разведочных и эксплуатационных скважин, с удлинением не больше 30 м.

Таблица 3 Краткая характеристика нефтяных залежей в продуктивных пластах Западно-Малобалыкского месторождения

Пласт	Залежь	Тип залежи	Размеры залежи, км × км	Площадь залежи, тыс. м²	Абсолютная отметка/глубина залегания кровли (интервал изменения), м	Абсолютные отметки контактов (интервал изменения), м	Высота залежи, м
АС₄	Залежь 1 (р-н скв. 40Р)	Пластово-сводовая, литологически экранированная	0,9×1,6	950	-1959	-1963	4
	Залежь 2 (Основная)	Пластово-сводовая, литологически экранированная	9,7×4,9	35802	-1921	-1960	39
	Залежь 3 (р-н скв. 545)	Пластово-сводовая, с подстилающей водой	0,87×0,82	600	-1924	-1938	14
БС₂	Залежь 1 (р-н скв. 445)	Пластово-сводовая	2,6×2,7	6959	-2220.7	-2231	10,7
	Залежь 2 (р-н скв. 45Р)	Пластово-сводовая, литологически экранированная	5,8×2,6	9922	-2215	-2231	16
	Залежь 3 (р-н скв. 23Р)	Пластово-сводовая, литологически экранированная	5,9×2	8245	-2201.5	-2240	38,5
	Залежь 4 (р-н скв. 1522)	Пластово-сводовая, с подстилающей водой, литологически экранированная	5×0,8	4188	-2217.5	-2231	13,5
БС₈	Залежь 1 (Основная)	Пластово-сводовая, литологически экранированная	16×9	89340	-2352	-2404	52
БС₈	Залежь 2 (р-н скв. 24Р)	Литологически ограниченная	5×1,3	6950	-2370	-2389	19

Продолжение таблицы 3.

Ач	Северо-Восточная	Массивная	7,5×9	22229	-2722	-2784	56
	Западная	Массивная	1,3×2,0	2 038	-2700	-2762	48
	Южная	Пластовая сводовая	3,3×4,2	6 751	-2688	-2735	53
Ач₁	Залежь 3 (р-н скв. № 32Р)	Пластовая сводовая	1,5×0,5	3 798	-2671	-2731	60
Ач_2а	Залежь 5 (р-н скв. № 98Р)	Пластовая сводовая	0,8×0,5	391	-2686	-2696	10
ЮС₀	Залежь 1 (р-н скв. № 12Р)	-	3,2×2,5	3142	-2799	-	20
ЮС₂	Северо-Восточная	Массивная, тектонически экранированная	7,6×5,3	22 929	-2828	-2948	79
	Западная	Массивная, тектонически экранированная	11,8×5,3	27557	-2850	-2920	93
	Южная	Массивная	4,9×2,0	5 862	-2844	-2948	85
	Южная Крайняя	Массивная	8,5×5,3	33013	-2887	-2980	93
ЮС₂¹	Залежь 2 (р-н скв. № 644)	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	2,5×0,5	1 282	-2858	-2922	50
ЮС₂¹	Залежь 3 (р-н скв. № 98Р)	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	2,0×1,0	1454	-2827	-2891,5	64
ЮС₂²	Залежь 2 (р-н скв. № 644)	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	2,5×0,5	594	-2880	-2922	50
ЮС₂²	Залежь 3 (р-н скв. № 98Р)	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	1,8×0,9	1 188	-2871	-2891,5	21

2 Специльная часть

2.1 Исходная информация по месторождению

Западно-Малобалыкское нефтяное месторождение в нефтегазоносном отношении относится к Среднеобской нефтегазоносной области, входящей в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Разрез месторождения, представленный переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород юрского, мелового и кайнозойского времени является типичным для Среднего Приобья.Промышленная нефтеносность месторождения связана со средне- и верхнеюрскими (пласты ЮС₀, ЮС₂), ачимовскими (Ач, Ач₁ и Ач_2а) и нижнемеловыми отложениями пластов группы БС нижнеахской подсвиты (БС₈ и БС₂), а также пласт АС₄ черкашинской свиты. Всего по состоянию изученности на 01.01.2017 г. выявлено 24 нефтяных залежей.Перечисленные пласты по совокупности геолого-физических и промысловых характеристик объединены в пять объектов разработки: ЮС₂, Ач, БС₈, БС₂ и АС₄. Следует отметить, что рассмотренные залежи характеризуются разным строением и свойствами даже в пределах одного объекта разработки. Тем не менее, их свойства в той или иной мере закономерно отражаются в эффективных значениях геолого-физических параметров на уровне объектов разработки, что подтверждает рациональность выделения этих объектов. Как видно из таблицы 4 в процентном соотношении промыслово-геофизические исследования по пластам распределились следующим образом: БС₈ – 55 %, АС₄ – 26 %, БС₂ – 14 %, Ач – 3 %, ЮС₂ – 1 % и ЮС₀ – 1 %. В данной работе будет идти речь об освоении и разработке объекта ЮС₂.

Таблица 4. Распределение исследований ПГИ по пластам

Пласт	ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ			Всего исследований
Пласт	Тех. состояние	Профили приемистости	Профили притока	Всего исследований
АС₄	28	141	11	180
БС₂	5	78	11	94
БС₈	72	259	42	373
Ач	6	6	6	18
ЮС₂	4	-	1	5
ЮС₀	3	-	1	4
Всего	118	484	72	674

2.2 Анализ освоения и разработки объекта ЮС₂

По объекту ЮС₂ один профиль притока снят в 2010 г. по скважине № 12Р. По выполненному промыслово-геофизическому комплексу при созданной забойной депрессии слабый приток жидкости отмечается из средней и подошвенной части перфорированного пласта ЮС₂. Интервалы работают, скорее всего, нефтью через столб застойной воды. По данным комплекса Промыслово-геофизического исследования скважин, при прослеживании динамического уровня (водонефтяного раздела) определить общий дебит не представляется возможным из-за слабого притока и значительной газовой составляющей. По выполненным исследованиям при созданной депрессии нарушений эксплуатационного оборудования не выявлено. Коэффициент работающей толщины оценен в 0.16. Также в этой скважине проведен анализ технического состояния эксплуатационного оборудования в количестве трех исследований в 2010 году. По первому исследованию (06.07.2010 г.) выявлено заколонное сообщение с ранее перфорированным (впоследствии изолированным цементным раствором) интервалом ачимовской пачки. По второму исследованию (23.07.2010 г.) отмечается циркуляция межтрубье- насосно-компрессорных труб. После устранения данного нарушения в работе оборудования провели третье Промыслово-геофизическое исследование (30.07.2010 г.). В 2013 году по скважине № 2009 проведено одно исследование. За период 2001-2016 гг. всего было на месторождении проведено 674 исследования, из них 118 связаны с техническим состоянием эксплуатационной колонны, 484 – снятие профиля приемистости и 72 исследования по снятию профиля притока.Охват фонда пробуренных добывающих скважин промыслово-геофизическими исследованиями по определению профиля притока составил примерно 20 %, по определению профиля приемистости было исследовано около 95 % нагнетательных скважин.Методом неустановившихся отборов (кривой восстановления уровней) были проведены шесть исследований в четырёх скважинах, методом установившихся отборов (индукционный каротаж) – одно исследование в добывающей скважине № 2009. Нагнетательных скважин на этот пласт нет.По результатам гидродинамических исследований скважин, проведенных в 2010-2012г (скважины №2009, 2008, 2010) получены следующие результаты: - выявлена граница постоянного давления - выявлена негерметичность фонтанной арматуры - выявлен некорректная работа оборудования (замеры устьевым прибором).

Источник: https://files.student-it.ru/previewfile/173765

Смотрите также:





Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_1-тема-СтрМетал
_1966(~1
_files_materials_5053_prog.ntr
_Антонян Ю.М., Сексуальные преступления. Чикатило и другие
_РГР № 1 (2)