Разработка месторождений компанией ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча"
Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта. Автоматизация добычи нефти и газа в компании ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча".
Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
Вид | отчет по практике |
Язык | русский |
Дата добавления | 27.09.2015 |
Размер файла | 3,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Общие сведения о месторождении
2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления
2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
2.1.1 Тектоника
2.1.2 Трапповый магматизм
2.2 Проект разработки
2.2.1 Стратегия развития проекта
2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды
2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа
3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта
3.2 Состав и свойства пластовых флюидов
4. Техника и технология добычи нефти и газа
4.1 Обоснование выбора рационального способа подъёма жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования
4.1.1 Требования к выбору способов эксплуатации
4.1.2 Обоснование выбора рекомендуемого способа добычи нефти и газа
4.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти и газа в компании ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча»
5. Системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
5.1 Существующее состояние обустройства и основные технические решения
5.2 Кустовые площадки
5.3 Основные решения по системе нефтегазосбора
Заключение
Использованная литература
Введение
месторождение добыча нефть газ
Производственную практику проходили в дочерней компании ОАО НК «Росснефть» - ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча». Компания разрабатывает 2 смежных лицензионных участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения - Центральный блок и Курунгский - со сроками действия лицензионных соглашений до 2041г. и 2032г. соответственно. Месторождение расположено недалеко от магистрального нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО).
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение Республики Саха (Якутия) открыто в 1970г. Запасы углеводородов Среднеботуобинского месторождения были утверждены ГКЗ СССР в 1980 и 1986 г. Тектонические нарушения обусловили блоковое строение месторождения с выделением Центрального, Северных и Восточных блоков.
Целью производственной практики является закрепление теоретических знаний, учебных практик, изучение производственной и технической деятельности нефтедобывающего предприятия, овладения производственными навыками и передовым методам труда.
1. Общие сведения о месторождении
В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Мирнинского и Ленского районов (улусов) Республики Саха (Якутия), в 130 км к юго-западу от г. Мирный и в 140 км к северо-западу от г. Ленска (рис. 1.).
В непосредственной близости от месторождения открыты Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
Инфраструктура. На площади месторождения расположен поселок Таас-Юрях с населением 570 человек. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Харья-Юрэх (34 км), Заря (89 км), Новый (105 км).
В 140 км от месторождения проходит трасса нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО). Диаметр нефтепровода 1220 мм, общая протяженность ВСТО около 4800 км.
По газопроводу «Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный» (диаметр 500 мм, протяженность 175 км) подается газ, добываемый из залежей Северного блока Среднеботуобинского НГКМ ООО «АЛРОСА-Газ».
Грузы, предназначенные для ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча», доставляются до железнодорожной станции Лена (ВСЖД), откуда через речной порт Осетрово по реке Лена отправляются в г. Ленск (950 км). Навигационный период в районе порта составляет 150 сут. Из г. Ленска грузы на площадь месторождения перевозятся автотранспортом по круглогодичной дороге, соединяющей пос. Таас-Юрях с трассой Ленск - Мирный (подбаза находится в 70 км на запад от 135-го километра трассы Ленск-Мирный). По участку подбаза - месторождение (до 100 км) грузы перевозятся с ноября по апрель.
Рис. 1 Обзорная схема района работ
Города Мирный и Ленск связаны между собой автодорогой III класса протяженностью 219 км, по которой ведутся автотранспортные перевозки грузов и людей.
Г. Мирный с населением 37,5 тыс. человек имеет аэропорт, способный принимать самолеты типа ТУ-154, АН-24, ЯК-40 и вертолеты.
Г. Ленск (население 24,5 тыс. человек) является крупным транспортным узлом, имеет аэропорт местных линий, способный принимать самолеты типа ЯК-40, АН-24 и вертолеты.
В период отсутствия зимника доставка людей и малогабаритных грузов осуществляется исключительно вертолетами из г. Ленска или с подбазы. Водные артерии на территории месторождения транспортного значения не имеют. По р. Улахан-Ботуобия возможно плавание на легких весельных, а в период паводка - на моторных лодках.
Электроснабжение поселка Таас-Юрях и Северного блока Среднеботуобинского месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторождения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электроподстанция 35/6. Энергообеспечение нефтяного промысла Центрального блока осуществляется местной газотурбинной электростанцией (ГТЭС).
Рельеф. В геоморфологическом отношении район месторождения расположен в зоне перехода от северо-западных окраин Приленского плато к Лено-Вилюйской равнине. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.
Гидрографическая сеть. Крупнейшей водной артерией, протекающей на территории месторождения, является р. Улахан-Ботуобия, среднегодовой расход воды, в устье которой составляет 120-130 млн. м3/год. Для реки характерно существенное сезонное изменение объемов стока и практически полное промерзание в зимний период.
Гидрография района, помимо р. Улахан-Ботуобия, представлена также р. Таас-Юрях и рядом других более мелких рек. Питание рек в основном снеговое.
Характерной чертой речной сети является её глубокий врез. Речные долины на равнинах и особенно низменностях - широкие с пологими склонами и поймами. Преобладающие скорости рек в паводок 0,5-1,0 м/с. Долины рек и ручьев заболочены. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек - в конце апреля - начале мая. Наибольшая толщина льда на промерзающих реках составляет 120 см и достигается, как правило, во второй декаде марта.
Около 10 % рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Глубина болот небольшая, с малой мощностью торфа.
Климат района резко континентальный, сухой. Зима продолжительностью семь месяцев. Среднегодовая температура - минус 7,8 °С. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца, января - минус 33,7 °С., а самого жаркого месяца - июля - 17,7 °С. Отрицательные температуры зимой достигают от минус 50 до минус 57 °С. Летом жаркие дни (температура поднимается до 30 °С) сменяются холодными ночами. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 суток.
Осадков в районе немного. В период с апреля по октябрь - 215 мм, с ноября по март - 69 мм. Средняя годовая сумма осадков - 284 мм. Снегопады характерны для октября-ноября. Число суток со снежным покровом - 200 в год. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью к концу зимы достигает 35-50 см.
Ветры несильные, преобладающее направление северно-западное и западное со скоростью 3-4 м/с [1].
Геокриологические условия. На территории месторождения повсеместно распространены многолетнемерзлые породы, залегающие до глубины 400 м. Сезонноталый слой охватывает четвертичные отложения, имеющие повсеместное распространение на территории месторождения.
Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.
Строительные материалы. На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы следующих строительных материалов: кирпичная глина, известняки, гравий, песок, гипс, бутовый камень. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобия.
Г. Мирный вместе с поселками Айхал и Удачный образуют центр алмазодобывающей промышленности России.
Экономика района. Район располагает широким набором природно-экономических ресурсов, богат месторождениями алмазов пиропа, хризолита, газа, нефти, бурого угля и других полезных ископаемых. Ведущее место в экономике занимает алмазодобывающая промышленность, производство строительных материалов, предприятия по ремонту горной и дорожной техники, автопредприятия, пищевая промышленность. В регионе многочисленные котельные работают на нефти и газе.
Коренное население этого района - русские, саха, эвенки, эвены. Плотность населения составляет 0,52 чел. на кв. км.
В настоящее время на Среднеботуобинском месторождении с позиции промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климата и других природных условий существует ограничение по уровню добычи нефти (1 млн. т) до 2018 г. [5].
2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления
2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.
Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2. Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты единичными скважинами: Сбт-17, Сбт-30, Сбт-69, Крн-2771 и Крн-2773. Представлены гранито-гнейсами серыми, красновато-серыми, розовыми, среднекристаллическими с влючениями калиевого полевого шпата и кварца, трещиноватыми, с зеркалами скольжения и прожилками белого ангидрита. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом по керну скв. Сбт-30 составил 1616 млн. лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн. лет). Наибольшая вскрытая толщина - 25 м. Практически во всех скважинах вскрывших фундамент фиксируется кора выветривания гранитоидов.
По литологическому составу она подразделяется на две части: нижнюю преимущественно песчаную и верхнюю, преимущественно глинистую.
Нижняя часть сложена песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые, участками с коричневым и зеленоватым оттенком, кварц-полевошпатовые, разнозернистые, массивные и волнистослоистые, часто нечеткослоистые, с прослоями гравелитов. Алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые. Аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, слоистые, по поверхности наслоения и трещинкам часто развивается ангидрит [1].
Рис. 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений
2.1.1 Тектоника
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение находится в центральной части Мирнинского выступа - положительной структуры I порядка в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы (рис. 3.).
Мирнинский выступ характеризуется северо-восточным простиранием и ориентировочными размерами 19070 км. Его ось погружается в северо-северо-восточном направлении от абсолютных глубин кровли осинского горизонта -1150 м у основания выступа до -1400 м у его северного окончания. В пределах Мирнинского выступа геолого-геофизическими исследованиями выявлен ряд кулисообразно расположенных антиклинальных структур III порядка. К одной из них, наиболее крупной - Среднеботуобинской, приурочено одноименное месторождение.
Структурный план месторождения изучен сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением.
Важной чертой Среднеботоубинского месторождения является наличие блоковой тектоники. В ходе выполнения ООО «Таас-Юрях Нефтегазoдобыча» геологоразведочных работ были выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D в пределах Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгского лицензионного участка. Кроме того, дополнительно проведена интерпретация сейсмических профилей к западу от Среднеботуобинского месторождения. Эти работы позволили существенным образом скорректировать представление о разломной тектонике данной территории.
Принятые границы тектонических блоков и положение разломов на уровне ботуобинского горизонта приведены на рисунке 4. В пределах месторождения выделены четыре крупных тектонических блока, осложненных более мелкими нарушениями.
По кровле ботуобинского горизонта (отражающий горизонт КВ) -1570 м углы падения пластов не превышают 1,5, в основном составляя 0,5-1. Поднятие имеет длину 100, ширину 6-25 км и амплитуду 50 м [1].
2.1.2 Трапповый магматизм
В геологическом строении района месторождения принимают участие интрузивные образования двух формаций: средне-палеозойской и пермо-триасовой.
Средне-палеозойские интрузии представлены дайками долеритов, приуроченных к разломам Вилюйско-Мархинской зоны. Дайки имеют падение близкое к вертикальному, в основном располагаясь на восточном крыле структуры, толщина их достигает 200 м.
Пермо-триасовые интрузии представлены пластовыми телами траппов, незначительно «перескакивающими» на разные уровни. В пределах месторождения интрузии данной формации приурочены к пяти стратиграфическим подразделениям (юрегинской, эльгянской, толбачанской, олекминской и чарской свитам) [1].
Рис. 3 Фрагмент тектонической схемы Сибирской платформы
Рис. 4 Схема расположения разломов и положение тектонических блоков
2.2 Проект разработки
Проект «Таас-Юрях» состоит из Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгскго ЛУ (рис. 5), находящихся в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), в 140 км к северо-западу от г. Ленск.
Месторождение по величине запасов отнесено к крупным, по геологическому строению - к очень сложным. В пределах Центрального блока месторождения расположена крупная газовая шапка.
Месторождение разделено на 5 тектонически экранированных залежей. Центральный блок разделен на 4 тектонически экранированные залежи.
Месторождение запущено в промышленную эксплуатацию - 15 сентября 2013 г. начало сдачи в систему ВСТО - 11.10.2013г.
От месторождения построен нефтепровод до ВСТО с врезкой в районе г. Ленск (длина - 169 км, пропускной способностью 1,0 млн.т./ год).
Рис. 5 Карта региона деятельности «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
Лицензиями на право пользования недрами Центрального блока Среднеботуобинского месторождения (ЯКУ 11143 НЭ, от 12.04.2002г.) и Курунгского ЛУ (ЯКУ 14004 НР от 28.03.2007г.) владеет ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
ОАО «НК «Роснефть» консолидировала 100 % доли участия в ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» 14 октября 2013. Затем в декабре 2014 «НК Роснефть» продала 20% акций одной из крупнейших британских нефтяных компаний «British Petroleum». В дальнейшим шагом развития может являться передача 29% акций китайской компании «Skyland Petroleum», которая проявляет повышенный интерес к месторождению. Эта сделка укрепит дружественные отношения России и Китая и даст большой толчок к развитию месторождения. Также позволит стабилизировать ситуацию с нефтяным кризисом.
В перспективе возможна монетизация газа при получении доступа к газотранспортной системе «Сила Сибири».
В 70-х годах на объекте опробована ядерно-взрывная технология увеличения притоков нефти и газа (выполнено 6 взрывов).
История освоения месторождения:
· 1970 г. - открытие месторождения;
· 1984 г. - начало опытно-промышленной эксплуатации, запущено 3 скважины;
· 2011 г. - начало строительства объектов первой очереди обустройства мощностью до 1 млн. тонн нефти в год;
· Октябрь 2013 г. - начало промышленной эксплуатации месторождения и сдачи нефти в систему ВСТО [4].
2.2.1 Стратегия развития проекта
Стратегия развития проекта предполагает два основных этапа развития наземной инфраструктуры:
Этап 1 - октябрь 2013 г.:
· начало добычи - до 1 млн. т/г.;
· обустройство первых 3-х кустов;
· строительство ЦПС, энергокомплекса (20МВт);
· создание инфраструктуры на месторождении;
· строительство нефтепровода (Ду273, 169км), ПСП, ВЖК - 80 (2 шт.).
Этап 2 - 2018г.:
· увеличение добычи нефти на уровне 5 млн.т/г.;
· обустройство кустовых площадок по мере завершения бурения;
· расширение ЦПС, энергокомплекса;
· строительство системы ППД;
· строительство нефтепровода диаметром 530 мм и вдольтрассового проезда;
· расширение ПСП;
· реализация Газовой программы.
Весь добываемый газ, за вычетом использования на собственные нужды сжигается, утилизации газа более 95 % планируется достичь путём возвратной закачки газа в газовую шапку до 2019г. (ТСР 2014г.) [4].
2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды
Бурение и исследование скважин: на участке пробурено 121 скв. (из них в собственности ТЮНГД - 113скв.), в период 2006-2009 гг. из ранее пробуренных разведочных скважин выполнены работы по бурению боковых горизонтальных стволов (БГС) - 12 шт. Начиная с 2009 г. на месторождении ведется бурение эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием до 750 м - 36 скважин. На каждой кустовой площадке выполняется бурение пилотных стволов с отбором керна.
Строительно-монтажные работы: запущен в эксплуатацию комплекс инфраструктуры первого этапа: кустовые площадки добывающих скважин, линейная часть магистрального нефтепровода «Среднеботуобинское НГКМ - трубопроводная система ВСТО» (169км), ПСП, ЦПС, водозабор, энергокомплекс (20 МВт), линии ВЛ-6кВ (54км). В завершающей стадии СМР находятся: пожарное депо, полигон ТБО и ПО.
Проектно-изыскательские работы: выполняется разработка ПСД по объектам второго этапа - обустройство кустовых площадок, расширение ЦПС и ПСП, строительство нефтепровода Ду530, ГКС. Корпоративным институтом разработана предварительная схема электроснабжения СБНГКМ, подготовлено ТЭО по наземным источникам водоснабжения (рис. 6).
Добыча: фонд добывающих скважин - 54 единицы. Среднесуточная добыча нефти за 2014 год составила 2485 т/сут. Накопленная добыча за 12 месяцев 2014 г - 907,131 тыс. тонн. Среднесуточная добыча нефти в январе 2015 года составляет 2350 т/сут [4].
2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа
Перечень основных объектов:
· Нефтедобывающие кустовые площадки - 7 ед.;
· Площадки одиночных скважин - 7 ед.;
· Скважин нефтегазодобывающих - 54 ед.;
· Скважины водонагнетательные - 2 ед.;
· Внутрипромысловые трубопроводы - 32,5 км;
· Центральный пункт сбора (ЦПС) - ввод в эксплуатацию 28.08.2013 г.;
· Магистральный нефтепровод - ввод в эксплуатацию 01.09.2013 г.;
· Приемо-сдаточный пункт (ПСП) - ввод в эксплуатацию 11.10.2013 г.;
· Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ) - ввод в эксплуатацию 24.11.2013 г.;
· Региональный инженерно-технический центр (РИТЦ) - ввод в эксплуатацию 30.11.2013 г.
Основные текущие показатели добычи нефти и газа на май:
· Суточная добыча нефти и газоконденсата ? 2350 т/сут.
· Суточная добыча попутного нефтяного газа - 1700 тыс. м3/сут.
· Суточная добыча природного газа - 42 тыс. м3/сут.
· Суточная закачка воды в систему поддержания пластового давления - 940 м3/сут.
· Средний суточный дебит нефти одной скважины ? 44 т/сут [4].
Рис. 6 Схема обустройства месторождения
3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта
В 2006-2007 гг. был осуществлен отбор и расширенный комплекс лабораторных исследований керна по пилотным стволам скважин 26 и 70 в лабораториях ИНГГ СО РАН (г. Новосибирск), ОАО "ТомскНИПИнефть» г. Томск, ЗАО НИПИНЕФТЕГАЗ г Тюмень. Дополнительно авторами отчета проведено описание и фотодокументация сохранившихся образцов керна и просмотрены шлифы по керну некоторых скважин /Конторович и др., 2007 ф/.
Открытая пористость определялась методом Преображенского при насыщении образцов моделью пластовой воды или керосином.
Газопроницаемость определялась методом стационарной фильтрации по воздуху на приборе ГК-5.
Остаточная водонасыщенность определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Незначительный объем определений остаточной водонасыщенности выполнен методами капилляриметрии: 25 образцов по скважинам 7,9, 13, 25 /Драгунов и др., 1985, ф/, 15 образцов (Сбт-70-пилот) и 20 образцов (сбт-26-пилот). При использовании капилляриметрии применялись мембраны, имеющие давление прорыва 3,5-4,0 кг/см2.
Выполнено 40 определений прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв.Сбт- 85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО.
Остаточная нефтенасыщенность определялась экстракционно-дистилляционным способом по 752 образцам из ботуобинского горизонта, в т.ч. по 715 образцам, учтенным при обосновании пористости, при этом большая часть этой выборки отобрана в скважинах, пробуренных на ВИЭР и РНО. Для оценки остаточной нефтенасыщенности использованы только 292 образца из скважин, пробуренных на рассолах, асбесто-гелевых и полимерных растворах.
Карбонатность пород оценивалась более чем для 70% выборки образцов, при этом оценивалось отдельно содержание кальцита и доломита
В настоящей работе для анализа ФЕС ботуобинского горизонта использовались данные лабораторных исследований керна по 37 скважинам.
По результатам лабораторных исследований керна коллекторские свойства пород ботуобинского горизонта варьируют в весьма широком диапазоне: открытая пористость изменяется от 0,3 до 23,2%, проницаемость от 0,0210-15 м2 до 7,410-12 м2, остаточная водонасыщенность от 0,3 до 95,7%, в т.ч. по образцам, учтенным в подсчете запасов, открытая пористость изменяется от 2,9 до 23,2%, проницаемость от 0,210-15м2 до 7,410-12 м2, остаточная водонасыщенность от 0,3 до 78,8%.
Для анализа соотношения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности из всего массива образцов были сформировано две выборки:
- выборка № 1 - все образцы, учтенные при подсчете запасов;
- выборка № 2 - образцы по скважинам 26-пилотный ствол и 70-пилотный ствол;
- выборка № 3 - образцы, учтенные при подсчете запасов без скважин 26-пилотниый ствол и 70-пилотный ствол;
Основные статистические показатели ФЕС по сформированным выборкам приведены в табл. 1. На рисунках 7-9 приведены распределения значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности по выборкам 1 и 2.
В таблице 3.4 показано, что при 100% отборе и выносе керна средняя пористость выше на 0,9% (6% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±2 абсолютных %; средняя проницаемость различается менее чем на 2%; остаточная водонасыщенность методом центрифугирования в выборке 2 ниже на 4,9% (35% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±5 абсолютных %.
Остаточная водонасыщенность на керне определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Среднее значение остаточной водонасыщенности по 1012 образцам равно 13,3% (табл. 1).
Кроме того выполнялись определения остаточной водонасыщенности прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО. Диапазон изменений от 2-5 до 30-33%. Определения на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, дали значение Ков равное 11,8% по 38 образцам.
Средние значения остаточной водонасыщенности методами капилляриметрии, полученные по трем выборкам образцов: по данным отчета 1985г., из скважины 26 и из скважины 70, соответственно составляют 17,9% (25 образцов), 11,3% (20 образцов) и 5,9% (15 образцов), в среднем по всем исследованным образцам -12,7%.
Таким образом, определения остаточной водонасыщенности прямым методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, методами центрифугирования, выполненные в лабораториях ЛЭИС, ВНИГНИ, Главтюменьгеологии и ЯКТЭ, и методами капилляриметрии характеризуются хорошей сходимостью.
Таблица 1
Статистические характеристики ФЕС пород ботуобинского горизонта по выборкам
Показатели |
Пористость (%) |
Проницаемость (Ч10-15м2) |
Остаточная водонасыщенность (%) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Выборка №1 (все скважины, включая 26 и 70) |
||||
Количество определений |
1709 |
1445 |
1012 |
|
Среднее значение |
15,1 |
546,3 |
13,3 |
|
Минимальное значение |
2,9 |
0,2 |
0,3 |
|
Максимальное значение |
23,2 |
7400 |
78,8 |
|
Мода |
- |
285 |
10 |
|
Медиана |
15,4 |
313,4 |
11,5 |
|
Стандартная ошибка |
0,08 |
20,6 |
0,25 |
|
Стандартное отклонение |
3,4 |
782 |
7,9 |
|
Ассиметрия |
-0,77 |
5,1 |
2,0 |
|
Эксцесс |
0,80 |
46,1 |
9,0 |
|
Выборка №2 (26 и 70) |
||||
Количество определений |
89 |
89 |
89 |
|
Среднее значение |
15,9 |
537 |
8,8 |
|
Минимальное значение |
10,2 |
6,6 |
0,3 |
|
Максимальное значение |
20,9 |
3128 |
27,5 |
|
Мода |
15,0 |
- |
13,7 |
|
Медиана |
15,7 |
324 |
8,1 |
|
Стандартная ошибка |
0,3 |
69,8 |
0,5 |
|
Стандартное отклонение |
2,7 |
658 |
4,9 |
|
Ассиметрия |
0,07 |
2,1 |
0,7 |
|
Эксцесс |
-0,43 |
5,0 |
1,3 |
|
Выборка №3 (все кроме 26 и 70) |
||||
Количество определений |
1479 |
1247 |
961 |
|
Среднее значение |
15,0 |
546 |
13,7 |
|
Минимальное значение |
2,9 |
0,2 |
0,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Максимальное значение |
23,2 |
7400 |
78,8 |
|
Мода |
15,2 |
285 |
9,4 |
|
Медиана |
15,3 |
305 |
11,9 |
|
Стандартная ошибка |
0,09 |
23,0 |
0,3 |
|
Стандартное отклонение |
3,5 |
810,6 |
8,0 |
|
Ассиметрия |
-0,78 |
5,2 |
2,0 |
|
Эксцесс |
0,70 |
46,0 |
9,0 |
Массовые исследования остаточной нефтенасыщенности в керне выполнены методом экстрагирования (Сокслета). Всего имеются результаты по 435 образцам, в том числе 290 образцов из нефтенасыщенной части разреза. На рисунке 10 приведено распределение данной величины раздельно для нефтенасыщенной, водонасыщенной и газонасыщенной частей разреза.
Среднее значение остаточной нефтенасыщенности по нефтенасыщенной части пласта по всем скважинам - 27,6% (табл. 3.6) соответствует принятым значениям остаточной нефтенасыщенности по исследованиям коэффициента вытеснения по нескольким лабораторным опытам (см. ниже), в скважинах, пробуренных не на ВИЭР или РНО остаточная нефтенасыщенность в керне ниже 22,7% (табл. 2).
Для газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов значения остаточной нефтенасыщенности отличаются, выше ГНК и ниже ВНК остаточная нефтенасыщенность составляет 8% (табл. 2) [2].
Таблица 2
Средние значения остаточной нефтенасыщенности для газо, нефте- и водонасыщенных интервалов
Газ* |
Нефть |
Нефть* |
Вода* |
||
Количество определений |
88 |
290 |
96 |
57 |
|
Среднее значение |
8,0 |
27,6 |
22,7 |
7,7 |
|
Минимальное значение |
1,1 |
2,0 |
2 |
2,0 |
|
Максимальное значение |
48,6 |
71,5 |
69,8 |
34,8 |
|
Мода |
7,9 |
19,5 |
20,8 |
7,7 |
|
Медиана |
5,7 |
24,2 |
20,9 |
6,3 |
|
Стандартная ошибка |
0,9 |
0,8 |
1,4 |
0,7 |
|
Стандартное отклонение |
8,4 |
13,8 |
13,8 |
5,2 |
* - для скважин, пробуренных на асбесто-гелевых растворах, рассолах, полимерах
Рис. 7 Распределение пористости по керну ботуобинского горизонта
Рис. 8 Распределение проницаемости по керну ботуобинского горизонта
Рис. 9 Распределение остаточной водонасыщенности по керну ботуобинского горизонта
Рис. 10 Гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности, определенной экстрагированием
3.2 Состав и свойства пластовых флюидов
По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 1 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 650-839 кг/ м3 (среднее значение - 807,8), вязкость динамическая 3,62-16,4 мПаЧс (среднее - 7,49), газосодержание 53,87-104,09 м3/т (среднее - 83,0), давление насыщения 7,06-14,17 МПа (среднее - 12,16), коэффициент объемной упругости 10,87-37,67 1/МПаЧ10-4 (среднее 20,02).
По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 2 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 750-828 кг/м3 (среднее значение - 803,2), вязкость динамическая 5,72-11,98 мПаЧс (среднее - 8,86), газосодержание 71,75-100,78 м3/т (среднее - 82,39), давление насыщения 11,38-14,45 МПа (среднее - 12,18), коэффициент объемной упругости 10,87-14,73 (среднее 13,33).
Растворенный газ при однократном разгазировании состоит в среднем: из метана 72,403%, этана 11,779%, пропана 7,138%, i-бутана 1,019%, n-бутана 2,819%, пентаны+высшие 2,498%, гелия 0,067%, углекислого газа 0,08, азота 2,199%.
Растворенный газ при дифференциальном разгазировании состоит в среднем: из метана 81,839%, этана 5,453%, пропана 2,39%, i-бутана 0,128%, n-бутана 0,575%, пентаны+высшие 0,869%, гелия 0,285%, углекислого газа 0,055, азота 8,405%.
Компонентный состав дегазированной нефти представлен в среднем: метаном 0,389%, этаном 0,3%, пропаном 0,632%, i-бутаном 0,36%, n-бутана 1,295%, пентаны+высшие 97,023%.
Компонентный состав пластовой нефти представлен в среднем: метаном 39,539%, этаном 5,449%, пропаном 3,361%, i-бутаном 0,641%, n-бутана 1,853%, пентаны+высшие 46,98%, гелия 0,075%, углекислого газа 0,048, азота 2,052%.
При исследовании нефтей залежи 1 пласта плотность составляет 807-910,8 кг/м3 (в среднем 865,5 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (3,87-76,67 МПа, в среднем 36,17 МПа. Нефть сернистая (0,02-1,55%, в среднем 0,80%), средне и высокосмолистая (5,75-34,35%, в среднем 17,87%), парафинистая (0,27-3,79%, в среднем 1,91%). Температура застывания нефти -22,7 С.
Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 5 до 42%, в среднем 18,47%; до 300С - от 21 до 56%, в среднем 38,45%. Температура начала кипения нефти +79,8 С.
При исследовании нефтей залежи 2 пласта Бт плотность составляет 879,4-889 кг/м3 (в среднем 882,2 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (44,36-104,01 МПа, в среднем 71,89 МПа. Нефть сернистая (0,01-0,94%, в среднем 0,55%), средне и высокосмолистая (14,96-42,1%, в среднем 27,4%), парафинистая (2,04-3,8%, в среднем 2,64%). Температура застывания нефти -17 С.
Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 12 до 20%, в среднем 14,53%; до 300С - от 34 до 42%, в среднем 38%. Температура начала кипения нефти +99,8 С.
Образцы нефти ботуобинского горизонта отобранной для детального исследования товарно-эксплуатационных характеристик нефти и нефтяных фракций были обезвожены.
Содержание хлористых солей в обезвоженной пробе составило 97 мг/литр.
Наличие сероводорода и меркаптанов по ГОСТ Р 50802-2003 было определено хроматографическим методом с пульсирующим пламенно-фотометрическим детектором (PFPD) и составило в сумме менее 0,1 млн-1.
Давление насыщенного пара по Рейду (100F) составляет 126 мм.рт.ст.(16,8 кПа).
В составе нефти концентрация металлов составила (ppm на остаток выше 350 С/4.0 ppm в пересчете на нефть): натрий(Na) - 170/87; ванадий (V) - 10/6; никель(Ni) - 11/6.
Выходы бензиновых дистиллятов, фракции: НК-70, 70-100, 100-120, 120-150, 150-200 оС, составляют 1,6%, 1,8%, 1,6%, 3,1% и 7,3% масс, соответстсвенно. Содержание широких бензиновых фракций 28-120 и 28-180 - 4,9% и 12%.
Выходы керосиновых и дизельных дистиллятов, фракции: 120-150, 150-180, 180-210, 210-240, 240-270, 270-300, 300-330, 330-360, определены как 3,1%, 4,0%, 5,1%, 6,1%, 7,0%, 7,8%, 8,2% и 8,3%, соответственно.
Потенциальное содержание базового масла из остатка выше 350оС с индексом вязкости 85 составляет 53,2% в пересчете на остаток выше 350 оС и 25,4% в пересчете на нефть.
Выход остатка выше 300 оС составляет - 61,5%, выше 350 оС - 47,8%, выше 380 оС - 39,6%, выше 450 оС -22,7%.
В декабре 2006 года были отобраны глубинные пробы нефти в скважинах Сбт-1018, Сбт-1021. В апреле 2009 года в скважине Сбт-53 также проводился отбор глубинных проб. Впервые удалось получить пробы, данные которых, соответствовали условиям залегания нефти. Дополнительные свойства и характеристики пластовых флюидов и жидкостей представлены в таблицах 3-8 [2].
Таблица 3
Свойства пластовой нефти ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения
Наименование |
Численные значения |
||
диапазон |
Принятые |
||
1 |
2 |
3 |
|
Пластовое давление, МПа |
14.05-14.33 |
14.19 |
|
Пластовая температура, 0С |
10.5-16.0 |
12 |
|
Давление насыщения, МПа |
7.06-14.45 |
12.17 |
|
Газосодержание, м3/т |
53.87-104.09 |
82.7 |
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
0.92-1.12 |
1.02 |
|
Р1=7.0МПа Т1=15оС |
13.92-13.95 |
13.94 |
|
Р1=3.0МПа Т1=15оС |
18.77-20.32 |
19.55 |
|
Р1=1.0МПа Т1=15оС |
12.29-12.80 |
12.55 |
|
Р1=0.2МПа Т1=15оС |
7.10-7.25 |
7.18 |
|
Р1=0.1МПа Т1=15оС |
4.16-4.20 |
4.18 |
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
650-839 |
806 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа*с |
3.62-16.4 |
8.17 |
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 |
12.3-37.67 |
17.08 |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С: |
0.934-1.0586 |
0.980 |
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С: |
862.8-879.1 |
869.9 |
Таблица 4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Средне-Ботуобинского месторождения вендские отложения, ботуобинский пласт (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||
скважин |
проб |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Плотность при 200С,кг/м3 |
15 |
28 |
807-910.8 |
877 |
|
Вязкость, мПа*с при 20оС при 50оС |
13 |
22 |
3.87-104.01 |
58.55 |
|
Молярная масса, г/моль |
- |
- |
- |
- |
|
Температура застывания, оС |
4 |
4 |
(-17)-(-33) |
-19.83 |
|
Массовое содержание, % |
|||||
Серы |
13 |
22 |
0.01-1.55 |
0.68 |
|
Смол силикагелевых |
13 |
23 |
5.75-42.1 |
23.93 |
|
Асфальтенов |
12 |
23 |
0.19-12.39 |
4.04 |
|
Парафинов |
14 |
22 |
0.27-3.8 |
2.37 |
|
Воды |
2 |
2 |
0.1-10 |
5.05 |
|
Механических примесей |
1 |
1 |
0.016 |
0.016 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|||||
Ванадий |
1 |
1 |
10 |
10 |
|
Никель |
1 |
1 |
8 |
8 |
|
Температура плавления парафина,оС |
7 |
10 |
41-55 |
51.74 |
|
Температура начала кипения,оС |
15 |
27 |
40-154 |
90.76 |
|
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % |
|||||
до 100ОС |
12 |
14 |
1.0-29.0 |
3.20 |
|
до 150ОС |
13 |
18 |
2.5-22.0 |
8.17 |
|
до 200ОС |
15 |
27 |
5.0-42.0 |
15.91 |
|
до 250ОС |
13 |
20 |
11.0-38.0 |
24.47 |
|
до 300ОС |
14 |
22 |
21.0-56.0 |
37.23 |
|
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002 " |
2.3.1.1. |
Таблица 5
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра |
Пласт ботуобинский |
|||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
||||
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Молярная концентрация компонентов, % |
||||||
-сероводород |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-двуокись углерода |
0.08 |
- |
0.055 |
0.047 |
0.048 |
|
-азот+редкие |
2.199 |
- |
8.405 |
2.041 |
2.052 |
|
в т.ч.гелий |
0.067 |
- |
0.285 |
0.075 |
0.075 |
|
-метан |
72.403 |
0.389 |
81.839 |
39.433 |
39.539 |
|
-этан |
11.779 |
0.3 |
5.453 |
5.455 |
5.449 |
|
-пропан |
7.138 |
0.632 |
2.39 |
3.372 |
3.361 |
|
-изобутан |
1.019 |
0.36 |
0.128 |
0.643 |
0.641 |
|
-норм. бутан |
2.819 |
1.295 |
0.575 |
1.859 |
1.853 |
|
-изопентан |
0.741 |
0.965 |
0.216 |
0.782 |
0.78 |
|
-норм.пентан |
0.904 |
1.705 |
0.291 |
1.25 |
1.246 |
|
-гексаны |
0.607 |
4.678 |
0.247 |
2.777 |
2.771 |
|
-гептаны |
0.167 |
4.675 |
0.08 |
2.428 |
2.422 |
|
-октаны |
0.055 |
5.407 |
0.024 |
2.621 |
2.615 |
|
-остаток С9+ |
0.024 |
79.593 |
0.011 |
37.218 |
37.146 |
|
Молекулярная масса |
22.49 |
- |
- |
- |
188.3 |
|
Плотность |
- |
- |
- |
- |
- |
|
газа, кг/м3 |
0.98 |
- |
0.805 |
- |
- |
|
газа относительная |
- |
- |
- |
- |
- |
|
(по воздуху), доли ед. |
0.813 |
- |
- |
- |
- |
|
нефти, кг/м3 |
- |
869.9 |
0.668 |
- |
808.4 |
Таблица 6
Свойства газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения
Наименование параметра |
Численные значения (средние) |
|
1 |
2 |
|
1. Газ газовой шапки |
||
Давление пластовое, МПа |
14.2 |
|
Температура пластовая, 0К |
285 |
|
Давление начала конденсации, МПа |
- |
|
Давление максимальной конденсации, МПа |
4.9 |
|
Давление псевдокритическое, МПа |
4.57 |
|
Давление приведенное |
3.15 |
|
Температура псевдокритическая, 0К |
201.02 |
|
Температура приведенная |
1.41 |
|
Коэффициент сверхсжимаемости (Z) |
0.748 |
|
Объемный коэффициент |
0.0052 |
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
0.762 |
|
Вязкость в условиях пласта, МПа*с |
0.0176 |
|
Теплоемкость, Дж/0С |
- |
|
Коэффициент Джоуля-Томсона, 0С/атм |
- |
|
Содержание конденсата, г/м3 |
||
сырого (нестабильного), КГФ |
- |
|
стабильного (дебутанизированного) |
17.5 |
|
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат |
||
Плотность (станд. условия), кг/м3 |
669.8-750.7(697.4) |
|
Вязкость (станд. условия), МПа*с |
- |
|
Молекулярная масса, г/моль |
- |
|
Температура выкипания 90% объемного конденсата, 0C |
- |
Таблица 7
Компонентный состав газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения
Наименование параметра |
Газ |
Конденсат |
Состав пластового газа |
||||
сепарации |
дегазации |
дебутаниза-ции |
Дебутанизи-рованный (стабильный) |
сырой |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Молярная концентрация компонентов, % |
|||||||
-водорода |
0.06 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-двуокись углерода |
0.11 |
0.06 |
- |
- |
0.04 |
0.21 |
|
-азот+редкие |
2.95 |
0.66 |
- |
- |
0.44 |
3.17 |
|
в т.ч.гелий |
0.45 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-метан |
89.28 |
49.58 |
- |
- |
31.35 |
88.65 |
|
-этан |
4.8 |
20.27 |
- |
- |
12.78 |
4.91 |
|
-пропан |
1.78 |
18.32 |
- |
- |
11.55 |
1.91 |
|
-изобутан |
0.48 |
9.5 |
- |
- |
5.99 |
0.55 |
|
-норм.бутан |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-изопентан |
0.09 |
1.61 |
- |
- |
37.85 |
0.6 |
|
-норм.пентан |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-гексаны |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-гептаны |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
-октаны |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
-остаток С9+ |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Молекулярная масса, г/моль |
- |
- |
- |
- |
- |
||
Давление (Р), Мпа |
14.4 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Температура (t), 0C |
12 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Плотность, кг/м3 |
- |
||||||
-в стандартных условиях (0.1МПа, 200C) |
0.805 |
- |
- |
- |
- |
0.7605 |
|
-в рабочих условиях (при Р, t) |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Выход на 1000кг пластового газа, кг |
- <... |
Подобные документы
Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014Сведения о месторождении Кашаган в Каспийском море. Сроки начала добычи нефти. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, гидрогеологическая и термобарическая характеристика района. Мощность осадочных образований. Коллекторские свойства пород.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 30.05.2013Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение геофизических параметров Васюганской свиты верхнеюрского возраста. Определение коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 02.10.2012Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.
курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008Геолого-геофизическая изученность района. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения. Тектоническое строение, газоносность, и физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Прогнозная оценка количества ресурсов горючих газов.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 10.11.2015Геологическое строение района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза. Тектоника и нефтегазоносность. Геологические задачи, решаемые геофизическими методами. Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов.
курсовая работа [783,0 K], добавлен 16.02.2016Нефтегазоносный бассейн Персидского залива. Географо-экономическое расположение месторождения Гавар. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Поставка нефти специальными судами-перевозчиками. Состояние запасов нефти на Ближнем Востоке.
реферат [3,3 M], добавлен 11.12.2014Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.
отчет по практике [28,4 K], добавлен 26.04.2012Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 11.12.2013Разработка Вынгаяхинского месторождения газа. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Проницаемость и начальная газонасыщенность. Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 10.05.2015Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010Литолого-стратиграфическая характеристика, нефтегазоносность и состав пластовых флюидов IV горизонта. История геологического развития структуры. Формирование залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения и их разрушение в условиях диапиризма.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 07.09.2012Геологическое строение Ямбургского месторождения: краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение зон возможного гидратообразования сеноманской залежи, расчет расхода ингибитора. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 17.09.2011Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.
дипломная работа [693,9 K], добавлен 14.09.2014Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района. Климатические условия месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов.
дипломная работа [756,3 K], добавлен 03.09.2010Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, дебитометрия.
дипломная работа [618,4 K], добавлен 14.05.2013