Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Курсовой проект

Геодезия и Геология

Другие курсовые по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией
таве башкирского, московского и верхний касимовский+гжельский ярусы. Каменноугольные отложения характеризуются значительным литологическим разнообразием пород (известняками, доломитами, мергелями, ангидритами, песчаниками, глинами и алевролитами), свидетельствующим о многообразии фациальных условий формирования осадков.

Отложения турнейского и визейского ярусов нижнего отдела промышленно нефтеносны. В верхней и средней частях турнейского яруса выделяются продуктивные пласты Т1, Т21, Т22 и Т3 в которых коллекторами являются кавернозно-пористые разности известняков. Известняки органогенно-детритовые, пелитоморфные, неравномерно нефтенасыщенные. По данным скважин, вскрывших отложения турнейского яруса, общая толщина указанных отложений составляет 88-99 метров.

В визейском ярусе выделяются бобриковский горизонт и окский надгоризонт. Выше лежащие пласты окского надгоризонта представлены толщей известняков и доломитов, участками пористых, с прослоями ангидритов. К пористым и проницаемым известнякам окского надгоризонта в пределах Горного месторождения приурочен нефтеносный пласт О4. Толщина разреза надгоризонта 259-324 м.

Пермские отложения в нижней части разреза характеризуются развитием карбонатных пород (ассeльский, сакмарский и артинский ярусы), ангидритами и соленосными образованиями (кунгурский ярус), а преимущественно терригенными породами с подчиненными прослоями и пачками солей, ангидритов и карбонатов в верхней части разреза (уфимский, казанский и татарский ярусы).

Четвертичные отложения континентального генезиса несогласно, с размывом, перекрывают нижезалегающие пермские образования и сложены аллювиальными, песчано-глинистыми несцементированными осадками, иногда суглинками с включениями щебенки и гальки. Толщина до десяти метров.

Таким образом, промышленная нефтеносность Горного месторождения связана с карбонатными отложениями турнейского яруса (пласты Т1, Т21, Т22 и Т3) и окского надгоризонта (О4) визейского яруса нижнего карбона.

 

1.2.2Тектоническая характеристика района

В региональном структурно-тектоническом отношении месторождение приурочено к Покровско-Сорочинской зоне поднятий, контролирующей область сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы (Рисунок 1.3). Тектоническое строение Горного месторождения глубоким бурением изучено по всем маркирующим горизонтам нижнего и среднего карбона, а так же по пермским отложениям, так как большинство разведочных и эксплуатационных скважин пробурено только со вскрытием отложений турнейского яруса и лишь 12 скважин вскрыли карбонатные породы фаменского яруса. Глубинное же строение площади по поверхности кристаллического фундамента и кровле терригенного девона известно лишь по материалам сейсморазведки МОВ и ОГТ, проведенной в 70-х и 80-х годах с учетом данных переинтерпретации этих материалов в 1982 г. и по данным сейсмических работ МОГТ 3D, проведенных в 2005-2006 гг.

Согласно структурным построениям по кровле продуктивных турнейских отложений, выполненных по данным бурения в сопоставлении с материалами сейсморазведки 3D по отражающей границе «Т» (кровля турнейского яруса С1t), Горное поднятие рисуется в виде линейной, валообразной складки меридионального генерального простирания с тремя вершинами: южная (р-н скв.98), центральная (р-н скв.57) и северная (р-н скв. 91 и 104). Горная структура оконтуривается изогипсой -2245 м с размерами 8,1х2,6 км и амплитудами в северной части - 18 м, в центральной - 28 м, а в южной - 39 м.

По вышерасположенным маркирующим горизонтам каменноугольной и пермской систем отмечается в целом соответствие структурных планов с незначительным (на 14 м) уменьшением амплитуды вверх по разрезу.

Наибольшее несоответствие структурных планов отмечается между среднедевонскими и турнейскими отложениями. В основном это связано с инверсионным характером тектонического развития рассматриваемой территории на рубеже нижнего и среднего девона. По фундаменту, среднему и низам верхнего (пашийский горизонт) девона рассматриваемый участок располагался в восточной краевой части погребенного Жигулевско-Оренбургского свода. Начиная с кыновского времени, в целом по Оренбургскому региону знак тектонических движений поменялся на обратный. В частности, район выше названного свода древнего заложения был вовлечен в интенсивное прогибание, обусловившее формирование на его месте некомпенсированной Бузулукской впадины. Кроме того, кардинально изменились региональный источник и генеральное направление сноса обломочного материала: если в среднем девоне осадки преимущественно сносились с запада (Русской платформы) на восток, то в позднем девоне основным источником пород служил растущий каледонский Урал и снос осуществлялся с востока на запад.

 

Рисунок 1.3 - Выкопировка из схемы тектонического районирования месторождений Оренбургской области.

Наряду с региональными тектоническими особенностями локальная структурная контрастность, по всей видимости, обусловлена не только тектоническими процессами, но и литолого-седиментогенным фактором, следствием которого является формирование отдельных куполов поднятий за счет дифференцированности степени уплотнения карбонатных осадков рифового генезиса - биостромов и глинистых разностей.

 

1.2.3Геологическая характеристика и нефтеносность разреза

Горное нефтяное месторождение открыто в 1976 г. Месторождение многопластовое и многокупольное, расположенное области сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях турнейского и визейского ярусов нижнего карбона. В пределах месторождения выявлено 11 залежей нефти в пластах: О4, Т1, Т21, Т22 и Т3 .

Продуктивный пласт О4 выделен лишь на основании данных ГИС, керна и данным опробования. В процессе бурения скважин, возможно, продуктивные пласты опробовались пластоиспытателем. Так, в скважине 3 производилось испытание следующих пластов: О1+О2, О4, О5, О6 и Б0. Однако из всех перечисленных объектов, кроме пласта О4, притока получено не было, что свидетельствует о преобладании в их разрезе плотных разностей пород и об отсутствии активного пластового флюида. В последующем при бурении скважин опробовались, в основном, известняки турнейского яруса (пласты Т1 , Т21, Т22 и Т3) и окского надгоризонта (пласт О4), в которых были установлены признаки нефтенасыщения.

Таблица 1.1 - Характеристика нефтяных залежей Горного месторождения

КуполПластРазмеры залежиАбс. отм. ВНК, мПределы изменения толщин, мСредне-взвешен-ная толщина, мТип залежидлина, кмширина, кмвысота, мОкский надгоризонтСеверныйО44.92.518.219882,3-10,05.6пл.сводовыйЮжныйО42.52.2525.819884,8-9,46.2пл.сводовыйТурнейский ярусСеверныйТ14.92.53022452,6-25,67.8массивныйЮжныйТ132.2526.922401,9-22,110.1массивныйСеверныйТ214.752.12522700,9-3,82.2пл.сводовыйЮжныйТ2121.920.322702,0-3,42.7пл.сводовыйСеверный (р-н 100)Т221.51.2518.322721,0-8,03.4пл.сводовыйСеверный (р-н 62)Т221.651.111.622701,6-8,43.8пл.сводовыйСеверный (р-н 59)Т221.41.32022801,9-8,75.3пл.сводовыйЮжныйТ222.41.921.122753,7-14,97.8пл.сводовыйЮжныйТ32.61.911.32291.21,6-17,85.5массивный

1.2.4Залежь нефти пласта Т3

Пласт Т3 выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный.

В пределах Южного купола пласт Т3 вскрыт тринадцатью скважинами. По данным глубокого бурения структура представляется в виде куполовидного поднятия с размерами 2,6х1,9 км, высотой 11,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Т3 изменяется от 1,6 до 17,8 м (Таблица 1.1). Средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС - 12 % и 89 % соответственно. Водонефтяной контакт по ГИС прослеживается в скважинах 64 (-2290,3), 95 (-2291,2), 102 (-2289,3), 105 (-2290,2), 106 (-2290,2). В скважине 65 кровля пласта Т3 вскрыта на абсолютной отметке -2290,8, по ГИС пласт в этой скважине водонасыщен. ВНК по залежи принят на а.о. -2291,2 м. В промышленной эксплуатации находятся скважины 64-II ствол, 95, 98, 102, 105, 106. При опробовании пласта (скважина 95) в колонне из интервала перфорации 2516,0-2521,0 м (а.о. -2276,1- 2581,1 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 39 м3/сут. Скважины 95, 98, 105 и 106 работают совместно с пластами Т1 и Т2.

 

1.3Состав и свойства пластовых флюидов

 

.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов

В целом, по Горному месторождению физико-химические свойства нефти и растворенного газа исследованы по 6 пробам из 6 скважин.

В период разведки месторождения отобраны глубинные и поверхностные пробы из пласта Т1 в скважинах 3, 4 и 13. К настоящему времени в отложениях турнейского яруса на Южном куполе отобраны две глубинные пробы: одна в скважине 60 из пласта Т2 и одна в скважине 95 из пласта Т3. На Северном куполе в скважине 81 отобрана рекомбинированная проба из пласта Т1. Таким образом, учитывая многопластовость месторождения, на каждый из продуктивных пластов приходится единичное количество исследований пластовой нефти:

-пласт Т1 - 1 глубинная проба (Южный купол), 2 глубинные и 1 рекомбинированная пробы (Северный купол);

-пласт Т2 - 1 глубинная проба (Южный купол);

-пласт Т3 - 1 глубинная проба

Похожие работы

< 1 2 3 4 5 6 > >>