Реферат: Пермский национальный исследовательский политехнический университет

28х14км.Севернеевыделенанебольшаясамостоятельнаязалежьразмером8х3,5км.,отделенная отосновнойнеглубокимпрогибом.Пласт АС₄ практически по всей площади вскрыт скважинами горизонтаБ_10-11.ДляпластаАС₄характерназначительнаялитологическаянеоднородность,проявляющаясявзначительнойпрерывистостипластапоплощади и разрезу. В пределах залежи выявлено полное площадное замещениепесчаниковнепроницаемымиразностямипород,вскрытыеоднойилинесколькимискважинами.Вцеломзалежьнефтипластоваясводовая,осложненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полулинз, атакжедлинныхвытянутыхвсеверномнаправлении,крупныхпесчаныхтелтипарусловыхврезов.РазделоммеждупластамигруппыАСиБСслужатглиныпимской пачки.Завершаетсяразрезнижнемеловыхотложенийосадкамиапт-альбскогояруса.

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

Структурно-тектоническая характеристика

В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено кструктуре 3 порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимскоговала–структуры2порядка,выделяющейсявпределахСургутского свода.СтруктурапокровлегоризонтаБС10(впределахизогипсы2400м)представляетсобойотносительнопологуюасимметричнуюбрахиантиклинальнуюскладку,вцеломвытянутуювсеверо-западномнаправлениииосложненнуюрядомнебольших куполовидныхподнятий.Основноеподнятиевыделяетсяпоизогипсе2370м,имеетвытянутуюформу с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятиянесколько смещенаотцентраместорождения к югу.ВысотаМамонтовскойструктурыпогоризонтуБС10составляет110м(наивысшая,отметкакровли2309м,оконтуривающаяизогипса-4200м).Размеры структуры – 20х44км по БС10 и 33х48,5км по БС10-11. Совместно сгоризонтомАС4размерыМамонтовскойструктурысоставляют–37х48,5км.

2. Продуктивные пласты

Описываемая территория в нефтегазоносном отношении располагается впределахюжнойчастиСургутскогонефтегазоносногорайонаСреднеобскойобласти.Промышленнаянефтегазоносностьустановленавнеокомскихотложениях.Вразрезерассматриваемойтерриториивыделяютсячастичноачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК). На Рисунке 1представленгеологическийпрофильполинииразрезаниявцентральнойчастиМамонтовскогоместорождения.Коллекторыпластовачимовскойтолщисложены

песчано-алевритовымипородамиполимиктовогоиаркозовогосостава.Пористостьсоставляетвсреднем16%,проницаемостьобычнонизкая,7-20мД(0,07-0,20х10-7м2).Ловушкипреимущественноструктурнолитологическоготипов,характеризуютсявысокимикоэффициентамизаполнения.Нефтегенерирующимиявляютсявмещающиеглинистыепородысуперрегиональнойпокрышки.НеокомскийНГКприуроченкотложениямваланжина,готерива,ибаррема.ОнвключаетпластыБС1-11иАС4-12.Этипластыобразуютобширныепокровы.Породы-коллекторынакапливалисьнамелководьяхморскихбассейновипредставляютсобойподводныечастиобширныхдельтовых областей неокомских осадочных бассейнов. При этом с востока назапад происходитрегиональноезамещениепластов.Типызалежейвосновномпластово-сводовыеиструктурнолитологические. Пористость коллекторов 17-25%,проницаемость100-400 мД(0,1-0,4х10-6м2). Средние дебиты нефти составляют20-40м3/сут,обычноскважиныфонтанирующиенапервомэтапеэксплуатации.Рисунок 1 - Геологический профиль Мамонтовского месторождения 1-нефть; 2-вода; 3-непроницаемыепропластк

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

Свойства пластовых жидкостей и газов

Вцеляхизученияфизико-химич ескихсвойствнефтиигазанаМамонтовскомместорождениипроведѐнбольшойобъѐмисследованийповерхностныхиглубинныхпробвспециализированныхлабораторияхГлавтюменьгеологии,институтовГипротюменьнефтегаз,СибНИИНП,ОАО―РН-Юганскнефтегаз‖.На Мамонтовском месторождении характер изменения свойств нефтейявляетсятипичнымдлязалежейнеимеющихвыходанаповерхностьиокружѐнныхкраевойводой.Почтивовсехслучаяхпомереуменьшенияглубиныустойчивоснижаютсяпластовые давленияи температура.ОтсводакВНКснижаютсягазовыефакторы,давлениенасыщения,возрастаютплотностьи вязкостьнефти.Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость9-15мПа*сснезначительнымгазосодержанием36-56м³/сут,давлениемнасыщения6,9-9,7МПа.Нефтисернистые,парафинистые,смолистые,тяжѐлые(807-845кг/м³).Пластовыеводынапорные,термальные,солѐные,практически безсульфатные. Газ, растворѐнный в подземных водах, метановогосостава.Температураподземных вод изменяется поразделуот74до 83⁰С.В таблицах 1.5 – 1.5.4 приведены основные физико - химические свойстванефтии газа.Таблица1.5-Физическиесвойствапластовойнефти.

Параметры	АС4	АС5-6	БС8	БС10	БС11
Давление насыщения газом РН, кгс/см2	82	76	82	94	92
Газосодержание R м3/т	41,7	42,3	41,5	60,5	60,5
Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3/т		32,5	34,4	51,7	48,24
Объѐмный коэффициент	1,117	1,113	1,099	1,178	1,189
Плотность нефти г/см3	0,824	0,825	0,841	0,799	0,795
Вязкость нефти сП	9.14	10,85	8,14	12,44	10,2
Температура насыщения парафином °С	29,7	29,6	38,5	30,3	30,3

Таблица1.5.1-Анализконтрольныхпробнефти

	Вода %	Хлор мг/л	Соли %	Мех.примеси	Вязкость
УПСВ ДНС 7	2 79	226 9226	0,03 0,97	0,04 0,16	16,87 18,82

Таблица1.5.2-Анализнефтинагазосодержание

	Ратм	t 0С	Vпробы ,мл	Vгаза ,мл	Vнефти ,мл	плотность по воздуху
ДНС 7 УПСВ	8 12	36 34	375 376	728 1126	355 360	1,898 1,759

Таблица1.5.3-Компонентныйсоставнефтяногогаза,разгазированнойипластовойнефти(молярная концентрация,%)

Наименование	Газ, выделев- шийся из нефти в стандартны условиях	Смесь газа многоступенчатог разгазирования в стандартных усл.	Нефть разгазированна однократно в стандартных условиях	Нефть после многоступенчатог разгазирован-ия при усл. сепараци	Пластова нефть
Двуокись углерода	0,21	0,26	-	0	0,07
Азот	1,46	1,45	-	0	0,55
Метан	68,8	75,8	0,2	0,03	26,03
Этан	6,22	6,55	0,13	0,3	2,39
Пропан	11,43	9,56	1,38	3,18	5,35
Изобутан	2,01	1,17	0,6	1,11	1,13
Нормальный бутан	5,57	3,14	2,63	4,15	3,75
Изопентан	1,37	0,63	1,6	1,98	1,52
Нормальный пентан	1,7	0,82	2,79	3,29	2,4
Изогексан	0,57	0,6	2,15	85,9	1,56
Нормальный гексан	0,49		2,41		1,69
Остаток (С7 + высшие)	0,17		86,11		53,56
Молекулярная масса	26,15	25,95	256	244	167
Плотность при стандартных условиях кг/м3	1,087	0,954	876	-	799