Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области - Курсовая работа

.7 Запасы нефти и растворенного газа 2.1 Представлений о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГОВ административном отношении Северо-Салымское месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположена в 70 км западнее г. Рассматриваемое месторождение было открыто в 1978 году, находится оно между крупными разрабатываемыми месторождениями Правдинским и Приразломным. В географическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Глубокие участки болот открыты, мелкие покрыты низкорослым лесом. Северо-Салымское месторождение расположено в зоне вечной мерзлоты.Первый промышленный фонтанный приток нефти получен из коллекторов пласта БС 6 (Qн = 25 м?/сут.) в поисковой скважине № 2, пробуренной в сводовой части Лемпинского поднятия в 1965 г. Основными объектами разведки были определены пласты АС 11, БС 6, БС 7-8, наряду с этим, во многих скважинах были вскрыты и испытаны отложения баженовской свиты. В период с 1979 по 1984 гг. на площади месторождения пробурены 13 поисково-разведочных скважин, из которых восемь дали промышленные притоки из основных объектов разведки. По результатам бурения 15 разведочных и 105 эксплуатационных скважин были подсчитаны запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8 по категории С 1 и С 2 и утверждены. По результатам геолого-разведочных работ выявлены залежи нефти в нижнемеловых отложениях (пласты АС 11, БС 6, БС 7-8), а также получены притоки нефти из пласта ЮС 0 баженовской свиты верхней юры.Она сложена чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхнеюрские отложения в разрезе Северо-Салымского месторождения представлены абалакской и баженовской свитами. Она сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, часто прослоями слабо алевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Нижнемеловой отдел, представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и хантымансийской свитами. Ахская свита (K1ah) представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми известковистыми, алевритистыми, слюдистыми, иногда слабобитуминозными, песчаниками серыми мелкозернистыми, прослоями слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита, и с прослоями темно-серых до черных аргиллитов и аргиллит темно-серый, в различной степени алевритовый, иногда известковистый реже с включениями и прослоями светло-серого и буровато-серого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого алевролита и песчаника.На севере мегавал отделяется от Верхне-Лемпинского мегавала и лемпинского прогиба, на западе от Ханты-Мансийской впадины Нижнее-Демьянской котловиной, на юго-востоке Чупальской седловиной от Демьянского свода и Юганской впадины через Тундринскую котловину. Салымский мегавал осложнен структурами второго порядка: на севере выделяются Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге Верхне-Салымское куполовидное поднятие, разделяются они Милясовской котловиной. Согласно интерпретации сейсморазведочных работ 1982 - 1983г. Северо-Салымское месторождение приурочено к Северо-Салымскому локальному поднятию, которое представляет собой куполообразную складку с размерами 4,5?5 км в контуре изогипсы-2780 м. По отражающему горизонту "А" (условно связывается с кровлей палеозойского фундамента) Северо-Салымское месторождение разбито тектоническими нарушениями на ряд блоков, наиболее высокие отметки горизонта отмечаются в районе разведочных скважин 150Р и 265Р абсолютная отметка (а.о. На северо-востоке от месторождения выделяется впадина с размерами 3?4 км и амплитудой до 30м, отделяющая Северо-Салымское месторождение от мало амплитудного поднятия Промежуточной площади, оконтуривающейся изогипсой-2840 м размерами 6?4км и амплитудой до 10 м.Геологический разрез продуктивных отложений Северо-Салымского месторождения вскрыт 756-ю скважинами. По результатам разведочного и эксплуатационного бурения нефтеносность месторождения установлена в отложениях горизонтов (пластов) БС 7-8, БС 6, АС 111 и ЮС 0. Пласт АС 11 вскрыт бурением на глубине 2240 м. По пласту выделено две залежи: Основная и залежь в районе скв. Поверхность контакта имеет сложную, ломанную структуру, которая обусловлена скорее всего влиянием внутрипластовых капиллярных сил (происходит увеличение переходной зоны за счет изменения фильтрационных характеристик пород, их смачиваемости и пр.) хотя в ряде случаев не исключена погрешность пересчета из относительных отметок (глубин) в абсолютные, так как удлинение по некоторым скважинам превышает 150 - 200м.По результатам проведенных работ в 2008г. выполнен оперативный пересчет запасов УВ Северо-Салымского месторождения, где были переоценены запасы Западно-Милявской и Промежуточной площадей пластов БВ 6 и БВ 7-8 таблица 1.1 Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику измен

Содержание

Введение

1. Геологическое строение Северо-Салымского месторождения

1.1 Экономико-географическая характеристика района

1.2 Геолого-геофизическая изученность

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

Введение

В данной работе освещены региональные особенности коллекторских характеристик пласта АС 11 в Фроловской нефтегазоносной области в различных пластовых резервуарах, закономерности их изменения в разрезе, а так же по площади с учетом структурно-тектонических факторов.

В результате работы будут даны обобщенные выводы, каким образом и почему, продуктивность пласта, даже при близком региональном расположение может быть разной. Будут сделаны заключения, как различные характеристики влияют на породы коллекторы, будут проанализированы результаты определений пористости Кп, проницаемости Кпр и других свойств выполненных в ЦЛ "Главтюменьгеологии" (в настоящее время ОАО "ТЦЛ"), ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр".

А так же в работе будет рассмотрена геологическая модель строения неокомского комплекса от главенствующей горизонтально-слоистой модели до принятой на сегодняшний день клиноформной модели и сделанные на этой основе предположения, что другой вид строения мог повлиять на распределение и морфологию продуктивных отложений, и, как следствие, к иной оценке запасов месторождений так-как фактор, контролирующий геометрию залежей становиться не структурным, а литологическим.

Учет всех полученных результатов повысит достоверность выводов при оценке перспектив нефтегазоносности и выборе направлений поисково-разведочных работ.