Геолого–физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения. Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации. Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти. Анализ чувствительности проекта к риску.
Аннотация к работе
2.6 Геолого - физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения 3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года 5.2 Интерпретация трассерных исследований на объектах АС10 и АС12 южной части Приобского месторождения 5.2.1 Интерпретация результатов закачки трассера тринатрийфосфата от скважины 477Р 5.2.2 Интерпретация результатов закачки трассера роданистого аммония от скважины 12277Лицензионная территория Приобского месторождения ("Приобский блок" или "Приобское месторождение"), занимает площадь 5446 км 2 (1,3 миллиона акров) и находится на расстоянии 65 км восточнее Ханты-Мансийска и 100 км западнее города Нефтеюганска. Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа. Вблизи Приобского месторождения расположены следующие крупные месторождения, находящиеся в стадии разработки: Приразломное (к юго-востоку от Приобского месторождения), Салымское (в 20 км к востоку), Правдинское (в 57 км к юго-востоку). Опытный эксплуатационный участок Приобского месторождения соединен двумя трубопроводами с ЦПП на месторождении Приразломное. Приобское месторождение находится приблизительно на 61° северной широты; климат - резко-континентальный, характеризующийся долгими, холодными и снежными зимами и коротким, но теплым летом.Месторождение открыто в 1982 г. скважиной 151, находящейся на расстоянии 60 км к северо-востоку от г. При испытании этой скважины-первооткрывательницы на сейсмически выявленной структуре были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) с дебитом 14,2 м3/сут при диаметре штуцера 4 мм из интервала 2885-2977 м. Хотя результаты скважин №№ 174 и 175 по баженовской свите были отрицательны, скважина №175 дала приток с дебитом 3,2 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2419-2423 м). В 1984-1985 годах было подтверждено, что объекты поисково-разведочных работ на Приобском месторождении находятся в основном в интервалах готеривских и барремских пород, в связи с неудачными предыдущими работами на баженовскую свиту. В 1985 г. была пробурена и опробована скважина №180, в результате чего был получен дебит 25,9 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2387-2392 м).Для района, на котором располагается Приобское месторождение, характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. Район находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород.Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м. В ее составе выделяются тюменская (J1 2), абалакская и баженовская свиты (J3). Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос. По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры.На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанн
План
Содержание
Задание по дипломному проектированию
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
1.2 История освоения района
2. Геологическая часть
2.1 Литолого - стратиграфический разрез
2.2 Тектоническое строение
2.3 Нефтеносность
Список литературы
Введение месторождение нефть скважина
Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливо-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системой разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.
Современные требования к информативности, точности и достоверности получаемых результатов требуют применения способа, позволяющего эффективно решать задачи по контролю за перемещением нагнетаемой в пласт воды, получать информацию о продвижении жидкости не только у забоев скважин, что обеспечивается геофизическими методами, но и в межскважинном пространстве. Такую информацию можно получить методом прослеживания (трассирования) фильтрации пластовых жидкостей с помощью индикаторов.
Целью дипломного проекта является разработка и внедрение модифицированной технологии трассерных (индикаторных) исследований фильтрационных характеристик залежи и проведение анализа разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения с выдачей рекомендаций по повышению нефтеотдачи данного объекта.