Геологическая характеристика месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пород по пластам. Нефтеносность и особенность строения залежей. Физические свойства и химический состав нефти. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождения.
При низкой оригинальности работы "Изучение геологического строения и нефтеносности Среднеобского нефтегазоносного района на примере Южно-Выинтойского месторождения", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
.1 Общие сведения о геологическом строении и нефтеносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Геологическое строение Нижневартовского нефтегазоносного района, на примере Южно-Выинтойского месторожденияСреднеобская область характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, которые вмещают гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе сложности («сложное» или «очень сложное»), характеризующимся многопластовостью, наличием зон литологического замещения и выклинивания, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств пластов. В геологическом разрезе Нижневартовского свода, включая Южно-Выинтойское месторождение, участвуют терригенные отложения мезокайнозойского осадочного чехла, которые перекрывают сильно метаморфизованные породы палеозойского складчатого фундамента. По данным глубокого бурения разрез отложений осадочного чехла на Южно-Выинтойском месторождении детально изучен в объеме, начиная со среднеюрских отложений (тюменская свита) и кончая четвертичными отложениями Продуктивные залежи установлены в пластах трех нефтегазоносных комплексов: три пласта (БВ7-1, В7-2, БВ7/3-4) в неокомском, один пласт - Ач-2 в ачимовском и один пласт ЮВ1-1 в васюганском.
План
Оглавление
Список сокращений и условных обозначений
Введение
1. Физико-географическая характеристика Нижневартовского нефтегазоносного района
Вывод
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет важное экономическое значение для России, так как на ее территории ежегодно добывается около 70 % всей нефти страны. В пределах провинции выделяются 11 нефтегазоносных областей и 32 нефтегазоносных района. Одной из наиболее значимой по запасам является Среднеобская нефтегазоносная область. Среднеобская нефтегазоносная область подразделяется на Сургутский, Салымский, Нижневартовский, Холмогорский районы. Сама область расположена в центральной части Западно-Сибирского бассейна, включая два крупнейших свода - Сургутский и Нижневартовский. Среднеобская область характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, которые вмещают гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. Второй по запасам нефтегазоносный комплекс - верхнеюрский (васюганский), третий - среднеюрский (тюменский). В этой области осуществляется основная добыча нефти.
Южно-Выинтойское месторождение многозалежное, среднее по величине извлекаемым запасам. Залежи нефти приурочены к поровым пластам-коллекторам «неокомского» (ванденская свита, нижний мел), ачимовского (мегионская свита, нижний мел) и васюганского (васюганская свита, верхняя юра) нефтегазоносным комплексам. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе сложности («сложное» или «очень сложное»), характеризующимся многопластовостью, наличием зон литологического замещения и выклинивания, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств пластов.
В геологическом разрезе Нижневартовского свода, включая Южно-Выинтойское месторождение, участвуют терригенные отложения мезокайнозойского осадочного чехла, которые перекрывают сильно метаморфизованные породы палеозойского складчатого фундамента. Породы фундамента на месторождении не вскрыты. По данным глубокого бурения разрез отложений осадочного чехла на Южно-Выинтойском месторождении детально изучен в объеме, начиная со среднеюрских отложений (тюменская свита) и кончая четвертичными отложениями
В общем, по тектоническому строению на данном участке работ наблюдается совпадении структурных планов, с некоторым выполаживанием структур вверх по разрезу. Доюрское основание расчленено множеством разломов, которые частично прослеживаются в юрских отложениях, а выше по разрезу им соответствуют флексурообразные перегибы. Развитие дизъюнктивной тектоники оказало существенное влияние на строение структурной поверхности по продуктивным горизонтам.
Южно-Выинтойское месторождение расположено в наиболее изученной части Западно-Сибирского артезианского мегабассейна, на территории Среднего Приобья. Западно-Сибирский артезианский бассейн представляет собой впадину, имеющую двухъярусное строение. Нижний ярус - складчатый фундамент, сложенный древними палеозойскими породами, верхний - полого залегающие на фундаменте отложения мезо-кайнозоя.
В разрезе осадочного чехла выделено пять гидрогеологических комплексов (снизу - вверх) - юрский, неокомский, апт-альб-сеноманский, турон-нижнеолигоценовый и олигоцен-четвертичный.
По результатам опробования скважин и промыслово-геофизическим исследованиям в пределах Южно-Выинтойского месторождения установлено 5 продуктивных пластов нефти. Месторождение относится к многопластовым. Продуктивные залежи установлены в пластах трех нефтегазоносных комплексов: три пласта (БВ7-1, В7-2, БВ7/3-4) в неокомском, один пласт - Ач-2 в ачимовском и один пласт ЮВ1-1 в васюганском. Основными продуктивными отложениями является меловой горизонт БВ7. Подчиненную роль имеют залежь верхнеюрского горизонта ЮВ1-1 и ачимовской толщи-Ач-2.
По величине дебитов пласты являются средне и низкодебитные. По площади продуктивности залежи разделены на средние (10-50 км2) и мелкие - менее 10 км2. По извлекаемым запасам нефти месторождение отнесено к категории средних (10-30 млн. т). По сложности геологического строения месторождение относится к сложным, характеризующимся наличием зон литологических замещений, выклинивания, невыдержанности толщин и коллекторских свойств пластов. По фазовому состоянию все залежи нефтяные.
Коллекторские свойства на месторождении довольно низкие. Эффективная пористость изменяется от 17 до 20 %. Вязкость и плотность в условиях пласта зависит от содержания растворенного газа. Плотность нефти зависит в основном от содержания смол и парафинов. Количество светлых фракций зависит от плотности нефти и изменяется от 25 до31% по объему. Содержание серы не превышает 1%.
Основные методы ГТИ, газовый каротаж, геохимические исследования шлама при бурении горизонтальных стволов порой могут быть малоинформативными. Следовательно, к данным ГТИ следует относиться очень внимательно и рассматривать их в комплексе с учетом всех особенностей проводки скважины. Варианты устранения или уменьшения воздействия факторов, влияющих на проведение исследований, можно разделить на три направления: 1. Уменьшение влияния технических и технологических факторов.
2. Изменение и разработка новых методик проведения ГТИ.
3. Усовершенствование оборудования и программного обеспечения.
Таким образом, была достигнута цель работы - анализ основных черт геологического строения и нефтегазоносности Южно-Выинтойского месторождения расположенного в Среднеобской нефтегазоносной области, по результатам геолого-технологических исследований.
В результате геолого-технологических исследований на Южно-Выинтойском месторождении был изучен геологический разрез скважины, также выявчяись все продуктивные пласты, характер их насыщения по результатам ЛБА и был проведен контроль основных технологических параметров бурения с целью безаварийного строительства скважины.
Для увеличения нефтеотдачи автор работы предлагает проводить горизонтальное бурение, а также гидроразрыв пласта, что может привести к положительному эффекту при разработке месторождения.
Таким образом, цель и задачи, поставленные в самом начале проводимых работ, автор считает выполненными.
Список литературы
1. Атлас "Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа". Атлас составлен и подготовлен к изданию ГП ХМАО "Научно-аналитический центр рационального недропользования им В.И.Шпильмана". Ханты-Мансийск. 2004 г. - с.143
2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела, Уфа 2001г.
4. «Исследование керна и разработка петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС и подсчета запасов неокомских и юрских отложений Ватьеганского и юрских отложений Повховского месторождений». Отв. исполнитель В.И. Петерсилье, Москва, 1997 г.
5. НИР «Комплексное лабораторное изучение кернового материала по разведочным и эксплуатационным скважинам АООТ «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз» (договор 248), труды АООТ «СИБНИИНП», Тюмень, 1996г.
6. НИР «Петрофизическое обеспечение количественной интерпретации и подсчете запасов на месторождениях АООТ «ЛУКОЙЛ-КНГ» (договор 329), труды ЗАПСИБНИИГЕОФИЗИКА, Тюмень, 1998 г.
8. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С. , Викторин В.Д. Издание в 2 т. / под ред. В.Е. Гавуры. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г. - Т. 1. - 280 с.
9. Сидоренко А.В. Гидрогеология СССР, том XVI, Западно-Сибирская равнина. М., изд-во «Недра», 1970, 368 стр.
10. Кучерявенко Д.С. Геологическое строение и нефтеносность Ачимовского клиноформного комплекса. Дисс., Москва, 2007.
11. Осыка А.В. Условия формирования ачимовской толщи на месторождениях Среднего Приобья.
Размещено на .ru
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
