Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 icon

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6


Скачать 487.92 Kb.
НазваниеВведение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6
страница1/2
Дата публикации05.06.2013
Размер487.92 Kb.
ТипРеферат
  1   2

Содержание

  1. Введение стр. 3

  2. Стратиграфия месторождения стр. 6

  3. Структурно-тектонические особенности месторождения стр. 13

  4. Характеристика продуктивных горизонтов стр. 15

    1. Характеристика пород коллекторов

продуктивных пластов стр. 16

    1. Физические свойства и химический состав нефти

продуктивных горизонтов месторождения стр. 20

    1. Физические свойства и химический состав природного

газа продуктивных горизонтов месторождения стр. 24

    1. Физический свойства и химический состав

пластовых вод стр. 28

  1. Перспективы разработки Федоровского месторождения стр. 32



1.ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время нефть и газ составляют более 65% мирового потребления первичных источников энергии. В 2003 году потребление нефти в мире на 2020 г. Оценивалось в пределах 5,2-5,6 млрд. т, фактическое потребление на данный период состовляет около 4,2 млрд. тонн.

В Западной Сибири сосредоточено 68%, запасов нефти России. Добыча нефти здесь ведется с 1964 г., причем пик добычи нефти (408,6 млн. т) достигнут в 1988 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом - Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра, где добывается почти 2/3 россий­ской нефти.

Анализ состояния добычи нефти в ХМАО и Западной Сибири показывает, что остаточные запасы при существующих темпах отбора обеспечат добычу еще приблизительно на 40 лет, без учета перс­пектив, связанных с арктическим шель­фом.

Ежегодно компания вводит в разработку 3-4 новых месторождения. Следует отме­тить, что 33 % эксплуатационного бурения в целом по России приходится на долю «Сургугнефтегаза». А это - новые мощ­ности, которые позволяют компании обеспечивать планомерный рост добычи.

Весомый вклад в достижение таких показателей вносит деятельность НГДУ «Федоровскнефть». Федоровское месторождение является одним из самых крупных не только в России, но и в мире, поэтому эффективность его разработки напрямую влияет на экономическую стабильность предприятия в целом.

Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин включает комплекс работ по повышению качества обслуживания насосов и другого технологического оборудования, оптимизации работы скважин, повышении качества текущего и капитального ремонта скважин, внедрение новых современных видов оборудования. Данная задача является приоритетной, поскольку увеличивает срок службы всего комплекса оборудования скважины, снижает себестоимость нефти, снижает риск аварии и несвоевременного выхода из строя оборудования, снижает затраты на реконструкцию скважины.


2. Стратиграфия

Месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.

^ Палеозойский фундамент

Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента.

^ Юрская система

Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС2, литологически представлен переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свиты.

В основании свиты васюганской свиты залегают аргелиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт

ЮС1. Толщина свиты до 103 м.

Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м.

Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с различной степенью битуменозности. Толщина свиты 10-56 м.

^ Меловая система

Отложения этой системы представлены нижним и верхнем отделами. Нижний отдел состоит из осадков мегионской, вартовской, алымской и нижней части покурской свит.

Над пластами БС1 и БС2 залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7 – 49 м.

Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты АС4-12 смесь из которых является нефтенасыщенными: АС 4, АС 5-8, АС 7-8, АС9. Толщина вартовской свиты до 434 м.

Алымская свита залегает в основании валажинского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м.

Покурская свита, представлена неравномерным переслаиванием алевролитопесчанных и глинистых пластов и пачек различной толщиной и плохо выдержанных по площади. Толщина покурской свиты до 843 м.

Кузнецовская свита, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически она представлена глинами темно-серыми местами алевролитистыми. Толщина свиты до 29 м.

Березовская свиты делятся на две подсвиты, нижнюю-споковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м.

Ганькенская свита – литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно-серыми; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты 86 м.

^ Палеогеновая система

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Толщина свиты до 120 м.

Люлинворская свита (юценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми. Толщина свиты до 203 м.

Тавдинская свита, представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита. Толщина свиты до 170 м.

Алымская свита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м.

Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты не превышает 40 м.

^ Четвертичная система

Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина свиты не превышает 40 м.


Таблица 1.Стратиграфическая характеристика разреза скважин


Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

От (кровля)

До (подошва)

название

индекс

0


40


100


200


330


500


660


770


820


940


980


1720


40


100


200


330


500


660


770


820


940


980


1720


1830


Четвертичные отложения


Туртасская свита


Новомихайловская свита


Алтымская свита


Тавдинская свита


Люлинворская свита


Талицкая свита


Ганькинская свита


Березовская свита


Кузнецовская свита


Покурская свита


Алымская свита

Q


Р


Р


Р – Р


Р – Р


Р


Р


К


К


К


К –К


К


К



3. Тектоника


Фёдоровское месторождение приурочено к Фёдоровскому куполовидному поднятию 2-го порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода – положительной структуры 1-го порядка.

Фёдоровская структура 2-го порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную, изометрическую, складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями 3-го порядка, оконтуривающимися изогибсами 2600-2625 м.

Из структуры 3-го порядка самым южным из поднятий является Северо-Сургутское, которое вытянуто в меридиональном направлении. В западной части Фёдоровской структуры расположено поднятие 3-го порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в её границах размер 13,5×4,7 км, амплитуда до 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2 процентов. Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридианном направлении.

На северо-западе к Фёдоровскому поднятию примыкают Оленье (район скважины 73) и Варьёгинское (район скважины 85) поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Оленье поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями, по замыкающей изогипсе 2600 м, размеры самого крупного из них 2,6×4,8 км.

. Моховое поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание. Само поднятие оконтуривается изогипсой 2600 м, в пределах которой имеет размер 3,8×3,2 км, амплитуду до 21 метра.

Все перечисленные поднятия: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое с юга, севера и востока оконтуриваются общей изогипсой 2625 м и представляют собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридианном направлении, с восточным и западным ответвлениями. С запада изогипса 2625 м раскрывается на Яунлорскую группу поднятий (Вершинное, Южно-Вершинное).

К востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое, которое по замыкающей изогипсе 2625 м имеет размеры 16,2×9,5 км с амплитудой 41 м.

Таким образом Фёдоровское месторождение включает несколько поднятий: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое, Оленье, Восточно-Моховое.

Все локальные структуры 3-го порядка выделяются довольно чётко и представляют собой брахиантиклинальные складки, различной ориентации. К наиболее крупным на рассматриваемой территории относятся три структуры: Моховая, Фёдоровская, Восточно-Моховая.Структурные планы по кровле продуктивных пластов сходны, в основном, между собой, отличаясь лишь по глубине залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв.


^ 4. Характеристика продуктивных горизонтов

Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками и алевритами. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более низкую проницаемость.

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге Федоровской и Моховой площадей пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники смотрите рисунок 2.

Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.


^ 4.1. Характеристика пород коллекторов продуктивных пластов


Пласт БС10

Коллекторы пласта БС10 представлены песчаниками кварц-полевошпатного состава (содержание кварца -34 %, полевых шпатов - 45 %, обломков горных пород - 9,5 %, слюды - 2.9 %), мелко и средне сцемен-тированные (содержание фракций: >0.1-49.7%, 0.1-0.01-40,7%, <0.01-9,6 %). Цемент песчаников каоленит-хлорит гидрослюдистого состава.

Пористость пород коллекторов определялась как по керну, так и по геофизическими методами отдельно для нефтяной и водонефтяной зон.

Проницаемость определялась по керну и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, расположенных главным образом в пределах Моховой площади (15 скважин). Среднее значение проницаемости определены как для нефтяной и водонефтяной зон, так и для месторождения в целом, которые составляют соответственно 244, 193, 227 мд.

По промысловым данным среднее значение проницаемости по 24 скважинам составляет, по методу установившихся отборов 160 мд. Среднее значение проницаемости по данным исследования скважин составляют на Федоровской-106 мд, Моховой-184 мд, Восточно-Моховой-150 мд. По данным исследования керна по площадям она распределена соответственно 179, 207 и 204 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется коэффициенты проницаемости по данным промысловых исследований скважин .

Насыщенность связанной водой пласта БС10 определена по данным исследования керна, которая равна: по Федоровской площади 0.331, Моховой-0.301, Восточно-Моховой -0,276. По промыслово-геофизическим исследованиям коэффициент нефтенасыщения составляет в целом по месторождению по нефтяной зоне-0.73, для водонефтяной зоны - 0.61. При подсчете запасов была принята величина, определенная геофизическими методами (0,78 для нефтяной части залежи, 0,66 для водонефтяной части). Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС10 по проницаемости был проведен анализ по 298 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная (по разрезу) неоднородность несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0.504 и 0.207 (квадрат коэффициента вариации). Ниже приводится таблица зональной и послойной неоднородности.


Таблица 2. Сравнительная таблица физико-коллекторских параметров

Объекты

Площади

Пористость

керн геоф.

Нефтенасыщенность

керн геоф.

Проницаемость

керн геоф.

АС 5-6

Федоровская

0,260

0,25

0,707

0,6

395

328




Моховая

0,265

0,25

0,746

0,6

514

328




Вос-Моховая

0,265




0,721




239

218

БС1

Федоровская

0,246




0,669




179

106




Моховая

0,238

0,23

0,699

0,73/0,6611

207

184

БС 10

Вос-Моховая

0,225




0,724




204

160



Таблица 3. Таблица зональной и послойной неоднородности для продуктивных пластов.

Пласты

Количество определений

Количество

скважин

Зональная

неоднородность

Послойная

Неоднородность

АС 5-6

197

23

0,274

0,378

БС1

64

13

0,259

0,242

БС10

298

28

0,274

0,504


Пласт БС1

Коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0.229 по 0.289, составляет в среднем 0.265. Проницаемость в среднем составляет 232 мд. При вариациях от 38.7 мд. по 668.3 мд.

Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33.4 и в среднем составляет 21.1%.

Остаточная водонасыщенность колеблется от 18.7 % по 37 % составляя в средн 27.9%.

Промысловые исследования по пласту БС1 проведены в 5 скважинах. Продуктивность пласта составляет 1.13м3/сут*ат. Гидропроводность пласта составляет 26.2см/спз, проницаемость -218мд. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218мд.).

^ Пласт АС 7-8

Пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0.249 до 0.273 и составляет в среднем 0.260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС7-8 равна 0.25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127.3 до 559.8 мд. Составляет в среднем 272 мд. на Восточно-Моховой и 314 мд. на Моховой площадях.

Промысловые исследования пласта АС 7-8 проведены лишь в одной скважине, где продуктивность пласта составила 0.26 м3/сут*ат, проницаемость пласта 182 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0.61 для нефтяной оторочки и 0.28 для “газовой шапки”. Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18.4 %.

Пласт АС 5-6

Коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой. По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части -0.277, для нефтяной 0.265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0.267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0.250. Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами.

Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49.6 по 1203 мд, составляет в среднем 454 мд. Промысловым исследованиями охвачено 7 скважин, в том числе 2 на Восточно-Моховой площади 1.35 м3/сут*ат на Моховой 1.14 м3/сут* ат. проницаемость соответственно 297 мд. и 342 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям.


Таблица 4. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов

по пластам Федоровского месторождения


Пласт


Участок

Месторождения

Проницаемость,

(10 -3 мкм2)

Пористость

(%)

Водоудерживающая спосо-бность, (%).

средняя

коэф. вар.

9

в целом

315




99

39

82

в т.ч. газонасыщенная часть

328




26

37

99

Нефтенасыщенная часть

315




25

37




Моховая площадь в целом













121

Газонасыщенная часть

287




26

39

122

Нефтенасыщенная часть

233




26

41




Федоровская площадь













144

в целом, газ, нефть.

233




25

38




Восточно-моховая (север)













62

Нефтенасыщенная часть

392




26

40

55

Газонасыщенная часть

433




26

35




Восточно-моховая (юг)













74

в целом, газ, нефть.

418




26

32




в целом













94

в т.ч. газонасыщенная часть

582




26

28



















74

Нефтенасыщенная часть

617




26

29




Федоровская площадь













-

в целом, газ, нефть.

540




25

28




Моховая площадь в целом













94

в целом, газ, нефть.

582




26

28

66

Северо-Сургутская площадь

(водонасыщенная часть)

173




26

30

108

в целом

396




26

30

115

в т.ч. газонасыщенная часть

439




26

31

78

Нефтенасыщенная часть

528




26

29

99

Моховая площадь в целом

445




26

32

97

в т.ч. газонасыщенная часть

382




26

34

75

Нефтенасыщенная часть

621




26

29

68

Восточно-моховая (север)

304




26

29

62

Нефтенасыщенная часть

358




26

28

60

Газонасыщенная часть

331




26

29




Восточно-моховая (юг)













141

в целом, газ, нефть.

445




26

30




в целом, газ, нефть.













-

(по аналогии с Яунлорским месторождением)

87




26

-

164

в целом нефтенасыщенная часть

242




26

31




Федоровская площадь













75

Нефтенасыщенная часть

(без аномального значения К пр.)

477





27

26

60

Моховая площадь в целом

180




25

36

164

Нефтенасыщенная часть

242




26

31

63

Северо-Сургутская площадь

(без высоко проницаемых прослоев скв№1739,№3464)

352




26

26




Федоровская площадь













43

Нефтенасыщенная часть

363




26

23




Моховая площадь в целом
















Нефтенасыщенная часть

254

-

26

31




Северо-Сургутская площадь в целом и нефтенасыщенная часть.

215

-

26

31

БС10”

в целом нефтенасыщенная часть

194

70

24

27




Восточно-Моховая (север)

194

70

24

27




Восточно-Моховая (юг)

125

-

24

30

БС10

В целом

264

118

24

30




Вт.ч. нефтенасыщенная часть

283

117

24

29




Федоровская площадь в целом

200

100

24

32




В т.ч. нефтенасыщенная часть

253

80

24

29




Моховая в целом

302

113

24

33




В т.ч. нефтенасыщенная часть

310

113

24

29




Восточно-Моховая (север)

220

80

23

29




В т.ч. нефтенасыщеная

211

80

23

30




Восточно-Моховая (юг)

194

-

23

30




Нефтенасыщенная часть

209

90

23

29

БС10

В целом

135

111

25

32




Нефтенасыщенная часть

129

82

25

36




Моховая площадь в целом

158

117

24

36




Нефтенасыщенная часть

187

106

25

34




Восточно-Моховая (север)

94

120

25

38




Восточно-Моховая (юг)

135

111

25

32


  1   2



Похожие:

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconВведение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6
В настоящее время нефть и газ составляют более 65% мирового потребления первичных источников энергии. В 2003 году потребление нефти...
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconН. В. Гоголя "Мёртвые Души." Коломацкая Анастасия Андреевна Купаева Т. В г. Тольятти 2011. Введение. Стр. «3,4» описание помещиков. Стр. «5,6,7,8» Заключение Стр. «9» Литература
В то время было известно немало историй о реальных скупщиках мертвых душ. В числе таких скупщиков называли также одного из родственников...
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconЗадача 1 стр. 3 Задача 2 стр. 7 Задача 3 стр. 11
Используя графический метод решения линейных программ, найти максимальное и минимальное значение линейной функции на одном и том...
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconТема: Особенности мужского и женского организмов в зрелом возрасте Стр
Тема: Введение в геронтологию. Анатомо-физиологические и психологические особенности лиц пожилого и старческого возраста. Медицинская...
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconСодержание: I. Основные положения стр
Права и обязанности подписчиков стр
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 icon3 стр.: Программа практики (вклеивание ксерокопии) 4 стр
Руководитель практики от кафедры профессиональной иноязычной подготовки
Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconСтр. 2 ЛистА стр. 3 ЛистБ

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconСтр. 2 ЛистА стр. 3 ЛистБ

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconСтр. 2 ЛистА стр. 3 ЛистБ

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconСтр. 3 ЛистА стр. 4 ЛистБ

Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6 iconРеферат до 15 страниц (7 15 стр.) На основании реферата сделать доклад максимум на 5 минут (примерно 1,5 стр.)
Параллельно с докладом, сделать презентацию – 5-10 слайдов (картинки, графики, определения, схемы)
Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Документы


При копировании материала укажите ссылку ©ignorik.ru 2015

контакты
Документы