Литолого-стратиграфическая характеристика Талинского нефтегазоконденсатного разреза в Тюменской обл.: гидрогеологические, геотермические и геокриологические условия. Запасы нефти и растворенного газа, их свойства. Определение количества воды для ППД.
В составе Красноленинского месторождения выделяются Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других площадей. По результатам этих исследований в 1957-1969 гг. были составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам Б и А, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. За период 1960-1968 годов по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть по результатам бурения и испытания скважины №13 выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтеносности тюменской и викуловской свит установлены на Ай-Торской, Ем-Еговской, Елизаровской, Пальяновской площадях. Промышленная нефтегазоносность на Талинской площади выявлена в 1976 году по результатам бурения и испытания поисковой скважины №1.Нижнесреднеюрские отложения в исследуемом районе представлены отложениями шеркалинской и тюменской свит. Первая пачка соответствует пласту ЮК11 и сложена кварцевыми гравелитами и грубозернистыми песчаниками с каолинитовым и диккитовым цементом, с прослоями алевролитов, глин (часто углистых) и углей. В разрезе подсвита представлена пластами ЮК7-9. Промышленная нефтеносность связана с отложениями викуловской (пласт ВК1), абалакской (пласт ЮК1), тюменской (пласты ЮК2-9), шеркалинской (пласты ЮК10-11) свит и доюрского комплекса (ДЮК). Кроме этого, запасы нефти и растворенного газа по пластам викуловской (пласт ВК1), абалакской (пласт ЮК1) и тюменской (пласты ЮК2-9) свит, коре выветривания были приняты на государственный баланс Центральной комиссией по запасам Министерства природных ресурсов Российской Федерации.Нефтегазоносность Талинской площади Красноленинского месторождения связана с меловыми отложениями викуловской свиты - пласт ВК1, юрскими отложений - пласты ЮК1 (абалакская свита), ЮК2-9 (тюменская свита), ЮК10 и ЮК11 (шеркалинская свита), а также с корой выветривания доюрского возраста. По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе РГФ числятся начальные геологические запасы нефти в объеме 1824251 тыс. т, в том числе по категории B C1 - 1564734 тыс. т. По сравнению с утвержденными запасами нефти запасы по состоянию на 01.01.2010 г. по пластам ЮК10 и ЮК11 возросли соответственно на 1.1% и 1.7%. Изменение запасов нефти связано с уточнением геологического строения залежей за счет появления новых данных по скважинам, пробуренных и испытанных после утверждения запасов в 2008 г. и 2009 г., а также вследствие применения для подсчета запасов более совершенной вычислительной техники и новых программных комплексов. Сопоставление подсчетных параметров геологических запасов, числящихся на балансе РГФ и утвержденных в ГКЗ, показывает, что изменение претерпели только объемы нефтесодержащих пород, т.е. произошло уточнение площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин в результате эксплуатационного бурения.
Введение
В составе Красноленинского месторождения выделяются Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других площадей.
Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 году. По результатам этих исследований в 1957-1969 гг. были составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам Б и А, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. В последующие годы и по настоящее время сейсмические исследования на рассматриваемой территории были продолжены. Результатом этих работ явилось построение структурных карт по отражающим горизонтам А, Т, Б, М, М1 и Г, их детализация, уточнение строения продуктивных комплексов.
Глубокое поисково-разведочное бурение в районе начато в 1959 году. За период 1960-1968 годов по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть по результатам бурения и испытания скважины №13 выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтеносности тюменской и викуловской свит установлены на Ай-Торской, Ем-Еговской, Елизаровской, Пальяновской площадях. Промышленная нефтегазоносность на Талинской площади выявлена в 1976 году по результатам бурения и испытания поисковой скважины №1. Поисково-разведочными работами 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях тюменской свиты залежей нефти в единое Красноленинское месторождение.
1979-1983 годы характеризуются бурным развитием разведочного бурения на Талинской площади и выходом с поисково-разведочным бурением на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки на Талинской и Южно-Талинской площадях являются залежи нефти шеркалинского горизонта (пласты ЮК10 и ЮК11). С 1984 года поисково-разведочные работы в основном переместились на Южно-Талинскую площадь.
В 1981-1982 гг. началось освоение залежей нефти Талинской площади. Вместе с эксплуатационным разбуриванием месторождения велось интенсивное строительство в г. Нягань, автодорог от Нягани до месторождения и по месторождению, трубопроводных систем, линий электропередач, линий связи. В 1988-1989 гг. началась застройка р.п. Талинский, велось интенсивное строительство баз производственного обслуживания в промзонах г. Нягань, р.п. Талинский и на месторождении.
1. Теоретическая часть
1.1 Краткий физико-географический очерк
В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.
Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.
Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние свыше 50 км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.
Площадь принадлежит к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.
Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 1.8°С средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 25°С, а средняя температура июля - 15°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0.7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля - начале мая
Вывод
Талинское месторождение является одним из крупнейших месторождением Тюменской области. Площадь разрабатывается компанией ТНК BP.
Нефтегазоносность Талинской площади Красноленинского месторождения связана с меловыми отложениями викуловской свиты - пласт ВК1, юрскими отложений - пласты ЮК1 (абалакская свита), ЮК2-9 (тюменская свита), ЮК10 и ЮК11 (шеркалинская свита), а также с корой выветривания доюрского возраста.
По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе РГФ числятся начальные геологические запасы нефти в объеме 1824251 тыс. т, в том числе по категории B C1 - 1564734 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти составляют 497434 тыс. т, в том числе по категориям B C1 - 450592 тыс. т.
Сопоставление балансовых и извлекаемых запасов, числящихся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.2010 г. и утвержденных в ГКЗ.
В ГКЗ прошли апробацию и утверждение запасы нефти только по продуктивным пластам шеркалинской свиты - пласты ЮК10 и ЮК11. По сравнению с утвержденными запасами нефти запасы по состоянию на 01.01.2010 г. по пластам ЮК10 и ЮК11 возросли соответственно на 1.1% и 1.7%.
Изменение запасов нефти связано с уточнением геологического строения залежей за счет появления новых данных по скважинам, пробуренных и испытанных после утверждения запасов в 2008 г. и 2009 г., а также вследствие применения для подсчета запасов более совершенной вычислительной техники и новых программных комплексов. Сопоставление подсчетных параметров геологических запасов, числящихся на балансе РГФ и утвержденных в ГКЗ, показывает, что изменение претерпели только объемы нефтесодержащих пород, т.е. произошло уточнение площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин в результате эксплуатационного бурения. Площадь нефтеносности изменилась незначительно, для пласта ЮК10 - увеличилась на 0.8%, пласта ЮК11 - уменьшилась на 0.7%
Остаточные запасы нефти (категории В С1) пластов ЮК10 и ЮК11 составляют соответственно геологические - 695.9 млн. т и 188.99 млн. т; извлекаемые - 129.8 9 млн. т и 29.49 млн. т
Объект ВК1-2
Начальные запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2010 г, составляют: балансовые - 5726 тыс. т, извлекаемые - 1432 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,25.
Разработка объекта осуществляется с 1999 года добывающей скважиной (№ 20009r). По состоянию на 1.01.2011 г. скважина остановлена по технологическим причинам и находится в бездействующем фонде.
Остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 1411 тыс. т.
В 2010 году отобрано 4,4 тыс. т нефти и 29,6 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти составляет - 15 т/сут, по жидкости - 101,2 т/сут, обводненность продукции - 85,2%.
Объект ЮК1
Объект ЮК1 является возвратным объектом. Разработка объекта осуществляется с 1982 года вводом в эксплуатацию скв. № 104r.
Запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 1.01.2010 г. составили: по категории С1: по категории С2: балансовые - 3295 тыс. т балансовые - 14917 тыс. т извлекаемые - 824 тыс. т извлекаемые - 1708 тыс. т
С начала разработки по объекту отобрано 101,3 тыс. т нефти, что составляет 12,3% от НИЗ и 109,9 тыс. т жидкости, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,031.
Максимальный уровень добычи нефти - 25,7 тыс. т был достигнут в 1998 году при отборе 5,2% от НИЗ и текущей обводненности 7,3%.
В течение 2010 года добыто 9,5 тыс. т нефти и 11,1 тыс. т жидкости. Добыча нефти осуществляется из скважин, оборудованных ЭЦН.
Средний дебит действующей скважины составляет: по нефти - 29,1 т/сут, по жидкости - 34,1 т/сут. Обводненность продукции - 14,7%. В настоящее время остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 723 тыс. т, на одну действующую добывающую скважину - 241 тыс.т.
Делая выводы из своей курсовой работы, считаю, что дальнейшая разработка является рациональным.
Список литературы
1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.
2. Алексеев П.Д., Гридин В.И., Бараз В.И., Николаев Б.А. Охрана окружающей среды в нефтяной промышленности, М., Нефтяник, 1994.
3. Амиян В.А., Васильев В.П. Добыча газа, М., Недра, 1974.
4. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1981.
5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.
6. Бузиков С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, М., Недра, 1983.
7. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов, М., Недра, 1989.
8. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, М., Недра, 2000.
9. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.З., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю., Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей, М., ВНИИОЭНГ, 1994.
10. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта, М., Недра, 1971.
11. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра 1988.
12. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1983.
13. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.
14. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989.
15. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984.
16. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987.
17. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений, М., Недра, 2000.
18. Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.: Недра, 1991.
19. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М., Недра, 1985.
Размещено на .ru
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
