Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
Тишковское месторождение расположено в пределах Речицко-Вишанской ступени Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба между Осташковичским и Речицким месторождениями. В административном отношении месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь. В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса). Впервые приток нефти на Тишковском месторождении получен в 1966г. из задонских отложений в разведочной скважине 2. В 1972 г. впервые получен приток нефти из отложений воронежского горизонта при опробовании в открытом стволе разведочной скважины 9095.[14] по Тишковскому месторождению числятся запасы: по категории А: начальные геологические-8274 тыс. т нефти и 1608 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 2967 тыс. т нефти и 584 млн. м3 растворенного газа; по категории С1: начальные геологические - 2988 тыс. т нефти и 537 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 899 тыс. т нефти и 331 млн. м3 газа). Залеж Количество добытой нефти и газа воронежская центрального блока 413,349 тыс. т нефти и 55,866 млн. м3 газа, воронежская восточного блока 236,360 тыс. т нефти и 55,426 млн. м3 газа, семилукская западного блока 20,762 тыс. т нефти и 4,403 млн. м3 газа, семилукская центрального блока 1061,808 тыс. т нефти и 194,629 млн. м3 газа, семилукская восточного блока 867,913 тыс. т нефти и 208,374 млн. м3 газа, саргаевская центрального блока 58,431 тыс. т нефти и 9,788 млн. м3 газа, саргаевская восточного блока 39,935 тыс. т нефти и 7,520 млн. м3 газа, ланская центрального блока 38,504 тыс. т нефти и 6,801 млн. м3 газа, старооскольская восточного блока 3,220 тыс. т нефти и 0,590 млн. м3 газа, вильчанская серии вендского комплекса восточного блока 15,396 тыс. т нефти и 5,284 млн. м3 газа. Отложения саргаевского горизонта вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 53, 65, 92_1, 92, 125 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 62, 88, 96, 9053. Продуктивные семилукские отложения согласно залегают на саргаевских породах, имеют повсеместное распространение, вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 64, 66, 67, 68, 69, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 60, 63, 87, 92_1, 92 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 53, 62, 65, 88, 96, 125, 9053. Поверхность кристаллического фундамента, сформированная в архейско-раннепротерозойское время (доплатформенный этап развития), в пределах продуктивной части подсолевой Тишковской структуры вскрыта на центральном блоке скважиной 100 (вскрытая толщина 24 м), на восточном блоке в северной части скважиной 5 (вскрытая толщина 53 м), в южной части на Рассветовском участке скважинами 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 (вскрытая толщина 20-49 м).Выбор метода подсчета определяется степенью изученности геологического строения месторождения, условиями залегания и емкостными характеристиками продуктивных пластов, физико-химическими свойствами пластовых нефтей, результатами эксплуатации и режимом работы залежей. Накопленный фактический материал по результатам бурения, изучению керна, физико-химических свойств нефти, промыслово-геофизическим исследованиям и эксплуатации скважин позволяют использовать объемный метод подсчета геологических запасов нефти для всех залежей Тишковского месторождения. Исключение составляют залежи саргаевского горизонта, геологические запасы которых подсчитаны по методу материального баланса, в связи со спецификой фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, характеризующихся повышенной трещиноватостью и наличием сульфатов, что исключает возможность использования методов промысловой геофизики для достоверного определения подсчетных параметров объемного метода. Начальные геологические запасы по объемному методу определяются в целом для залежи по формуле: Qг = F * h * Коп * Кн * g * q, (1) где: Qг - начальные геологические запасы нефти, тыс. т; Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле: Qи = Qг * h, (2) где: h - коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса). В работе дана краткая характеристика литологии и стратиграфии местор
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
