Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища - Курсовая работа

Нафта і газ широкого вжитку набули тільки в ХХ ст. їх використання мало значний вплив на науково-технічний прогрес нашого віку. Практично немає такої галузі економіки, де б не використовувалась нафта, газ та продукти їх переробки. Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80 країнах, досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд. т. нафти та близько 2трлн. м3 газу. Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу в світі може призвести до швидкого вичерпання їх запасів із надр Землі.Так в 1951 році північніше міста Прилуки проводилася гравіметрична зйомка, якою було виявлено мінімум сили тяжіння. У кінцевому своєму виді Прилуцьке підняття було виявлене, вивчене і підготовлене для глибокого буріння сейсморозвідкою, що проводилася в 1955-56р. по даним сейсморозвідки було складено структурні карти по трьом горизонтам (юра, тріас Tj, карбон Сі) в масштабі 1: 50000, на яких знайшла своє відображення Прилуцька структура. Розміри структури: по великій осі 17 км, по короткій осі-14 км. у 1958-60 рр. на Прилуцькій площі було проведено структурно-пошукове буріння, яке підтвердило наявність Прилуцького підняття, виявленого геофізикою, уточнили його будову по крейдовим С і юрським відкладам. У 1959 році свердловиною №1 було встановлено нафтоносність Прилуцької структури, а в 1960 році в свердловині №4 із візейських відкладів був отриманий фонтан нафти дебітом в 240 т/добу на 10 мм штуцері і таким чином було доведено промислове значення Прилуцького нафтового родовища. Підрахунок запасів нафти і газу по Прилуцькому родовищі було проведено в 1964 році, у цьому ж році по Прилуцькому родовищу було складено та затверджено "Технологічний проект розробки Прилуцького родовища" на основі запасів нафти.У геологічній будові Прилуцького родовища беруть участь відклади девонської О, камяновугільної С, пермської Р, тріасової Т, юрської І, крейдової К, палеогенової Р, неогенової 14, четвертинної систем. Візейський ярус залягає на розмитій поверхні турнею. Нижньовізейські відклади являють собою переважно вапняки та аргіліти з прошарками алевролітів і пісковиків. У верхньому візеї переважають аргіліти, котрі містять прошарки вапняків, пісковиків та алевролітів, до яких приурочені промислові скупчення нафти. Відклади залягають на розмитій поверхні верхнього візею і представлені аргілітами, які містять декілька верств алевролітів та пісковиків.За схемою тектонічного районування фундаменту ця зона відповідає південно-західному крайовому прогину грабена, який з південного заходу межує з моноклінальним схилом Українського кристалічного масиву. Крім того, кристалічне ложе прогину розбите системою поперечних порушень на ряд тектонічних блоків, які утворюють систему горстів і грабенів, що поступово занурюються в південно-східному напрямку. При кореляції розрізу свердловини і - аналізі товщин стратиграфічних комплексів виявлено ряд стратиграфічних та кутових неузгодженостей, а також значна кількість порушень скидового типу. Найбільшими порушеннями, виявленими в межах родовища є порушення І та II, що січуть складку вздовж і впоперек через склепіння по палеозойських відкладах, утворюючи чотири основні блоки: північно-західний, північно-східний, південно-західний і південно-східний. Скид II має північно-західне простягання, проходить через південну частину склепіння і розкритий свердловинами № 4, 12, 22, 27 в московських та башкирських відкладах, а також в свердловинах № 10, 25, 26, 31 в верхньокамяновугільних відкладах.На Прилуцькому нафтовому родовищі виділяють три обєкти розробки: Б (обєднує горизонти Б1 Б2, Б3), С (горизонт С8 9) та В (горизонти Віз, Ви, Ві5, В,6). Поклад в блоці III має площу 259,84 тис. м і середню нафтонасичену товщину 11,16 м. Поклад в блоці III має площу 162,0 тис. м2. Поклад в блоці V має площу 347,16 тис. м2 при середньозваженій нафтонасиченій товщині 9,8 м. У блоці І площа покладу становить 1829,43 тис. м, а середньозважена нафтонасичена товщина - 10,38 м.Загальна товщина горизонту коливається від 27 до 48 м, ефективна нафтонасичена товщина від 10,4 до 12,0 м. З відбором керну пробурено свердловини № 2, 3, 6, 11, 16, 19, 21, 24, 35. Освітленість горизонту керном складає 5,4%. Пісковики і алевроліти залягають в покрівлі і підошві горизонту і розділені між собою пачкою аргілітів товщиною 20-30 м. За даними експериментальних досліджень зразків керну, що відібраний з горизонту С8 9 в свердловині № 35, була проведена оцінка гідродинамічних властивостей колекторів.Властивості нафти в пластових умовах вивчалися на основі глибинних проб (таблиця 1.3). Нафти всіх продуктивних горизонтів родовища мають дуже близькі фізико - хімічні властивості. За зовнішнім виглядом нафта Прилуцького родовища являє собою темно - коричневу, майже чорну, непрозору рідину.

Зміст

Вступ

1. Коротка історія розвідки та розробки родовища

2. Геолого-промислова характеристика покладу

2.1 Стратиграфія

2.2 Тектоніка

2.3 Нафтогазоводоносність. Обєкти розробки

2.4 Колекторські властивості покладу

2.5 Фізико-хімічні властивості флюїдів

2.6 Гідрогеологічна характеристика покладу і його природній режим роботи

2.7 Запаси нафти і газу

3. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин покладу

3.1 Стан фонду свердловин

3.2 Технологічні режими роботи свердловин та їх аналіз

3.3 Конструкція, глибинне та поверхневе обладнання свердловин

3.4 Аналіз результатів гідротермодинамічного, витрато - і дебітометричного дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження та встановлення режимів роботи свердловин і уточнення характеристик пласта

3.5 Аналіз методів дії на привибійну зону пласта

3.6 Аналіз видів та ефективності поточного і капітального ремонту свердловин

3.7 Висновки про стан експлуатації свердловин та рекомендації щодо його покращення

Висновок

Література