Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство по образования РФ

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Курсовая работа по дисциплине геология и геохимия нефти и газа по теме:

Даниловское месторождение Шаимского нефтегазодобывающего района

Выполнил: студент группы ГН-09

Васильев Роман

Проверил: доцент

Рыльков А.В.

Тюмень 2011 г.



Введение

Шаимский нефтеносный район расположен в западной части Западно-сибирской низменности в пределах Советского, Кондинского, частично Ханты-Мансийского административных районов. Частично сюда входят восточные окраины Гаринского и Таборинского районов Свердловской области. Он выделяется в центральной части Приуральской нефтегазоносной области.

В этих рамках общая площадь Шаимского нефтеносного района составляет 35 тыс. кв. км. По географическому положению он располагается в бассейне реки Конды. На этой территории протекают реки - Конда, Мулымья, Пелым, Большой Тап и др. Судоходной является река Конда. Общая длина её в рамках Шаимского нефтеносного района составляет 829 км. Коэффициент извилистости равен 2,2. Навигационный период составляет 181 сутки и начинается в конце апреля и оканчивается в конце октября.

Общая площадь озёр, болт и заболоченных пойм рек равна 24 750 кв. км (73% от общей территории), в том числе озёр - 2600 кв. км (8,1%), заболоченных пойм рек - 2750 кв. км(8,6%), рек - 600 кв. км (1,9%).

Среднегодовая температура равна - 0,2 - 0,8°С. Наиболее холодным является январь месяц (-18,2 -19,4°С), наиболее теплым - июль (+17,0 -17,6°С).

Нефтегазопоисковые работы в пределах Шаимского района начаты в 1959г. В 1960г. было открыто первое в Западной Сибири - Шаимское (Трёхозерное) месторожедение нефти. В 1964г. в Шаимском районе начата пробная эксплуатация Трёхозерного месторождения.

Резкое увеличение добычи нефти связано с вводом в действие нефтепровода «Шаим - Тюмень». 21 декабря 1965г. нефть с этого месторождения достигла наливной станции города Тюмени, и нефтепровод вступил в строй.

В настоящее время в пределах Шаимского нефтеносного района выявлено зо месторождений, в которых имеется 26 нефтяных, 3 нефтяных с газоконденсатной шапкой и одна газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежи. Кроме того, на одной площади зафиксировано нефтепроявление.

Целью настоящей работы является детальное изучение геологии и геохимии месторождения и разработка или рекомендации о дальнейшем геологическом развитии района.

Основными задачами являются:

1. Изучение литолого-стратиграфического расчленения осадочного разреза;

2. Нефтегазоносность;

3. Тектоника;

4. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов и закономерности в составе их свойств;

5. Разработка рекомендаций по направлению геологоразведочных работ.

1. Особенности геологического развития

1.1 Литолого-стратиграфическое расчленение разреза

Восточно-даниловское нефтяное месторожедение. Фундамент вскрыт всеми скважинами и представлен темно-серыми хлоротизированными спилитами и выветрелыми эффузивными породами основного состава. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 61м. в своде структуры она скрыта. На фундаменте и коре выветривания залегают отложения тюменской свиты, вогулкинской толщи и глинистые породы марьяновской свиты. Выше вскрыты меловые и палеогеновые отложения, неогеновые отсутствуют, и на породах атлымской свиты (нижний олигоцен) залегают четвертичные осадки толщиной до 50 м. Общая толщина осадочного чехла Восточно-Даниловского месторождения 1700-1900 м.

Западно-даниловское нефтяное месторождение. Фундамент вскрыт всеми скважинами и представлен филлитами и эффузивными породами основного состава. По фундаменту развита кора выветривания мощностью до 30 м. На фундаменте и коре выветривания залегают отложения тюменской свиты, вогулкинской толщи и глинястые породы мариановской свиты. Выше вскрыты меловые и палеогеновые отложения, неогеновые отсутствуют, и на породах атлымской свиты (нижний олигоцен) залегают четвертичные осадки толщиной до 50 м. общая толщина осадочного чехла Западно-Даниловского нефтяного месторождения 1690-1910м.

Образования фундамента в пределах изучаемой территории подразделяются на два структурных этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний - сложенный эффузивно-осадочными породами туринской серии, формировавшейся в условиях параплатформенного режима.

В составе образований фундамента изучаемой территории вскрыты верхнепротерозойские (рифейские), ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные и триасовые породы.

Отложения тюменской свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю (шеркалинскую), среднюю (радомскую) и верхнюю.

Нижняя подсвита расчленяется на три пачки.

Нижняя пачка представлена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, в которых определены спорово-пыльцевые комплексы «нижнелейасового» типа. Учитывая положение в разрезе и данные спорово-пыльцевых определений, возраст пачки принимается геттанг-синемюрским. Толщина пачки - до 60 м.

Средняя пачка представлена темно-серыми, серыми и бурыми аргиллитами с прослоями и линзами сидеритов, песчаников и алевролитов, в которых определены спорово-пыльцевые комплексы. Возраст пачки принимается нижнее-плинсбахским (карнийский подъярус). Толщина пачки - до 20 м.

Верхняя пачка представлена песчаниками с прослоями конгломератов, линзами алевролитов и аргиллитов. Возраст пачки принимается верхнеплинсбахским. Толщина пачки - до 60 м.

Средняя (радомская) подсвита. В западном направлении битуминозные аргиллиты постепенно сменяются серыми аргиллитами, среди которых значительный процент составляют прослои алевролитов и песчаников. Эти образования выделяют в самостоятельную адым-юганскую пачку. Толщина подсвиты достигает 20 м.

Верхняя подсвита расчленяется на три пачки - тетеревскую, даниловскую и убинскую.

Тетеревская пачка представлена светло-серыми и серыми песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники массивные, редко с линзовидной слоистостью, с глинистым и глинисто-карбонатным цементом, с конкрециями сидерита. Возраст принимается условно ааленским. Толщина пачки - до 25 м.

Даниловская пачка представлена аргиллитами и алевролитами с редкими маломощными прослоями песчаников и гравелитов. Породы имеют обычно имеют темно-серую окраску, редко зеленовато-серую, содержат прослои углей толщиной до 0,5м. толщина пачки - 15-45м.

Убинская пачка представлена алевролитами и глинистыми песчаниками. Возраст - бат. Толщина пачки - 20-30 м.

Вогулкинская толща сложена серыми, темно-серыми и зеленовато-серыми песчаниками и алевролитами с прослоями темно-серых слюдистых аргиллитов. Породы характеризуются наличием линзовидно-волнистой слоистости, реже - массивные, с обилием обугленного растительного детрита и обломков раковин пелеципод. Встречаются примеси гравийного материала, прослои гравелитов и линзы сидеритов. Описанные отложения содержат ассоциации фораминифер довольно плохой сохранности и редкие обломки аммонитов, по которым устанавливается келловейский-раннеоксофордский возраст. Толщина - до 15 м.

Марьяновская свита разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита состоит из трех пачек.

Нижняя пачка слагается темно-серыми и черными аргиллитами, содержащими прослои оолитовых сидеритов, горизонты песчаников и алевролитов. Возраст - келловейский. Толщина пачки - до 10 м.

Средняя пачка представлена темно-серыми иногда бурыми аргиллитами, с включениями глауконита с ходами илоедов. Среди аргиллитов встречаются прослои сидеритов, линзы алевролитов. В породах встречаются обломки раковин пелеципод, аммонитов и белемнитов. Возраст - верхний оксфорд. Толщина пачки - 5-10 м.

Верхняя пачка представлена аргиллитами и алевролитами с конкрециями сидерито-мангано-кальцитового состава. Возраст - кимеридж-волжский. Толщина - 7-30 м.

Верхняя подсвита сложена аргиллитами темно-серого и черного цвета, слабоалевритистыми, с массивной структурой. Возраст волжский. Толщина - 20-25 м.

В составе меловых отложений выделяются харосоимская, алясовская, улансынская, леушинская, фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты, а также верхние подсвиты тутлеймской и шаимской свит.

Палеогеновые отложения широко развиты в пределах изучаемого района. Они согласно залегают на меловых отложениях, участками выходят на дневную поверхность. Отложения палеогеновой системы двумя верхними отделами: эоценовым о олигоценовым. Эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис.

Четвертичные образования представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита.

1.2 Тектоника

Шаимский нефтегазоносный район приурочен к Восточно-туринской моноклинали и Верхнекондинскому мегапрогибу Внешнего тектонического пояча Западно-сибирской плиты. Территории исследуемого района повсеместно закрыты четвертичными отложениями, которые затрудняют познание его тектоники. Кроме того, структурный план верхнемеловых и палеогеновых образований, которые имеют некоторое отличие от структурного плана юрских и нижнемеловых толщ, что не позволяет однозначно трактовать тектоническое строение низов платформенного разреза по данным колонковых скважин.

Восточно-даниловское месторождение расположено в Советском районе Тюменской области, в пределах водораздела рек Мулымьи и Конды, в 75 км к северо-западу от Трехозерного месторождения нефти. Оно приурочено к восточному склону Даниловского поднятия, выявленного сейсморазведочными работами МОВ в 1964 году, расположенного в пределах Арантурского куполовидного поднятия Верхне-Кондинского мегапрогиба. Форма его изометричная с преобладанием элементов северо-восточного простирания, размер - 11х22 км, амплитуда по отражающему горизонту «А» равно 160 м. вверх по разрезу амплитуда уменьшается.

Западно-даниловское месторождение нефти с газоконденсатной шапкой расположено в Советском районе Тюменской области, в пределах водораздела рек Мулымья и Конда, непосредственно к западу от Восточно-даниловского месторождения. Оно приурочено к западному склону Даниловского локального поднятия, выявленного сейсморазведочными работами МОВ в 1964 году, расположенного в пределах Арантурского куполовидного поднятия Верхне-кондинского мегапрогиба.

Верхне-кондинский мегапрогиб обособляется юго-восточнее Пелымского выступа. Впервые выделен под именем Верхне-кондинской впадины Г.К.Боярских и другими, но в несколько иных границах.

На тектонической схеме 1964 года под редакцией Н.Н.Ростовцева прогиб на юго-западе замыкался изогипсой - 500 м. на предлагаемой схеме эта структура представляет собой узкую депрессию, которая на юго-западе ограничивается палеозойским обрамлением, а на северо-востоке раскрывается в сторону надымской впадины. По поверхности фундамента прогиб прослеживается на 400 км. Ширина его меняется в плане от 40 км на юге до 120 км на севере. Длинная ось его погружается от отметок ноль метров до 2350 м, угол наклона оси 0°14? до 0°24?. Амплитуда погружения в средней части мегапрогиба - 300 м. он несколько наклонен в юго-западном направлении, причем западный борт положе восточного. Северная часть структуры выполнена образованиями тюменской свиты толщиной до 100 м, на породах которой залегают отложения от верхней юры до современных. Южная половина мегапрогиба заполнена осадками неокомского и более молодого возраста. Мегапрогиб хорошо вырисовывается на картах, построенных по поверхности фундамента и кровли тюменской свиты. На картах по более высоким горизонтам эта депрессионная зона представляет собой моноклиналь, слабопогружающуюся в восточном направлении. Мегапрогиб осложняется незамкнутыми валами и куполовидными поднятиями. Наиболее изученным является Арантурское куполовидное поднятие.

Арантурское куполовидное поднятие расположено в центре северной части прогиба. Имеет изометричное, почти округлые очертания, являясь приподнятой зоной, ограниченной с двух сторон небольшими депрессионными участками. Поднятие по кровле тюменской свиты оконтуривается с юго-запада изогипсой - 1850 м, с северо-востока - 2000 м. структура наклонена в северо-восточном направлении. Амплитуда поднятия 200-250 м, длина - 50 км, ширина - 40 км, углы падении - 0°51? - 1°42?. Поднятие находится в поле сплошного распространения пород тюменской свиты. Толщина свиты изменятся 0т 0 до 80 м. на наиболее приподнятых участках поднятия образований тюменской свиты осуществляют. Арантурское куполовидное поднятие в верхних горизонтах платформенного чехла прослеживается слабо. На картах магнитного поля оно выражается серией положительных аномалий и выделяется на общем довольно четко.

Восточно-Туринская моноклиналь. Восточнее Туринского выступа обособляется крупное Восточно-Туринская моноклиналь меридионального простирания. На севере и северо-западе она сочленяется с Шаимским незамкнутым мегавалом, на юге и востоке - граничит с Тюменским незамкнутым мегапрогибом и Ханты-Мансийской впадиной. Моноклиналь протягивается с севера на юг на расстояние 300 км и с запада на восток - на 50-80 км.

Поверхность фундамента в пределах этой структуры погружается с запада на восток от отметок - 1200-1400 м до - 2200-2300 км. Углы наклона составляют 0°40? - 1°20?. Моноклиналь находится в пределах осадков тюменской свиты, толщина которых незначительна. Эта структура испытывала погружение, начиная с верхнее-юрского времени. Наибольшее прогибание фиксируется в меловую и в палеогеновую эпохи. Приподнятые участки моноклинали отставали в процессе прогибания. Они были вовлечены в общее опускание в конце верхнеюрского, начале нижнемелового времени.

Южная часть моноклинали в юрско-валанжинское время испытывало более быстрое опускание, нежели северное. На общем моноклинальном фоне отмечается довольно расчленённый рельеф поверхности фундамента. В её пределах обособляется несколько положительных структур, которые разделены между собой депрессионными зонами. Оси основных структур (леушинский и Больше-Тапский структурные носы) имеет преимущественно восточное простирание. Присводовые части их характеризуются сокращенным разрезом вследствие выпадения из разреза нижних горизонтов чехла - юрских и частично берриас-валанжинских. Разделяющие прогибы выполнены верхне-среднеюрскими породами. Тюменская свита обычно развита лиь в депрессионных зонах в виде отдельных полей, протягивающихся от основного поля развития свиты в Ханты-Мансийской впадине.

1.3 Нефтегазоносность

Залежи нефти в рассматриваемом районе приурочены к отложениям тюменской свиты, вогулкинской толщи и трещиноватым породам фундамента. Наиболее емким коллектором являются породы вогулкинской толщи, которая распространена в западной части Шаимского мегавала и по склонам высокоамплитудных локальных поднятий. Вогулкинская толща расчленяется на три пласта (пачки), которым присвоены индексы сверху вниз - П?, П? и П?. в кровле тюменской свиты песчаный пласт или группа сближенных пластов индексируются Ю?. Трещиноватые породы фундамента и коры выветривания, гидродинамически связанные с основными продуктивными пластами П?-? или Ю?, условно объединяются в пласт Пф.

Восточно-даниловское нефтяное месторождение. На породах фундамента и коры выветривания залегают отложения тюменской свиты, вогулкинской толщи и глинястые породы марьяновской свиты. Выше вскрыты отложения мела и палеогена. Неогеновые отложения отсутствуют и на породах атлымской свиты (нижний олигоцен) залегают четвертичные осадки толщиной до 50 м. общая толщина осадочного чехла в пределах Восточно-даниловского месторождения равна 1700-1900 м. в пределах месторождения залежь нефти выявлена в одном пласте, в отложении верхней и средней юры вскрытых на глубинах от 1714 м до 1820 м. нефтяная залежь приурочена к пласту Ю?-П.

Залежь пласта Ю?-П (верхняя, средняя юра) залегает на глубине 1714-1824 м. пласт Ю? развит в пределах западного склона поднятия и представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость песчаников равна 10-15 % и в южном направлении уменьшается до 5-10 %. Песчаники занимают подчиненное положение. Их количество увеличивается к склонам поднятия, за счет появления более древних отложений. На склоне структуры отложения тюменской свиты выклиниваются на отметках - 1650-1800 м. в зоне выклинивания преобладают глинясто-алевролитовые породы. Суммарное содержание песчаников в разрезе свиты изменяется от 0 до 40 %. Вогулкинская толща представлена всеми тремя пластами. Пласт П? развит узкой полосой вдоль зоны выклинивания вогулкинской толщи и представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов. Пласт П? выклинивается к своду поднятия на отметках - 1650-1700 м.

От крыльевых к сводовым разрезам количество песчаников увеличивается от 10 до 90 %.

Пласт П? распространен к центральной и северной части залежи. Он выклинивается по направлению к своду структуры на отметках - 1640-1690 м. к зоне выклинивания суммарное количество песчаников увеличивается до 70 %. На юго-западе песчаники почти полностью замещаются глинястыми породами. Пласт П? развит там же, где и пласт П?. на далеких крыльх и в южной части поднятия песчаники замещаются глинястыми породами. В северном направлении и к зоне выклинивания суммарное количество песчаников увеличивается до 90-100 %. Пласт выклинивается на отметках - 1600-1650 м.

Коллекторские свойства песчаников вогулкинской толще довольно изменчивы. Открытая пористость их равна 15-32%. Проницаемость 0,1-180 мд. Ухудшение коллекторских свойств происходит в направлении к зонам замещения песчаников глинястыми породами, т.е. в южном и западном направлениях. Покрышкой залежи являются глинястые породы морьяновской и харосоимской свит толщиной 70-96 м.

Дебиты нефти через 10 мм штуцер равны 48-204 м?/сутки, пластовое давление 172 атм. Дебиты нефти увеличиваются к северной части ловушки за счет улучшения коллекторских свойств пород. Водо-нефтяной контакт определен на абсолютной отметке 1740 м. высота залежи - 110 м. коэффициент заполнения ловушки близок к 1.0. залежь нефтяная, приуроченная к склону локального поднятия, пластов - массивного осложненная литолого-стратиграфическим экраном по восстанию продуктивных пород и литологическим экраном по простиранию, мало-средне- и высокодебитное, с коллекторами порового типа. Нефть в пласте П-Ю? нафтенового (29-35 %) - метановая (45-51 %). Температура в пределах залежи изменяется от 70 до 75° С.

Западно-даниловское месторождение. На породах фундамента и коры выветривания залегают отложения тюменской свиты, вогулкинской толщи и глинястые породы марьяновской свиты. Выше вскрыты отложения мела и палеогена. Неогеновые отложения отсутсвуют и на породах атлымской свиты (нижний олигоцен) залегают четвертичные осадки толщиной до 50 м. общая толщина осадочного чехла в пределах западно-даниловского месторождения равны 1691-1908 м, в отложениях верхней и средней юры, вскрытых на глубинах от 1691 м до 1850 м и 1908 м. нефтяная залеж приурочена в пласту Ю?-П. в наиболее приподнятой части в пределах южного и юго-западного структурных осложнений имеются газоконденсатные шапки.

Залежь пласта Ю?-П (верхняя, средняя юра) залегает на глубине 1690-1815 м. пласт Ю? развит в пределах склонов поднятия, выклиниваясь на абсолютных отметках 1625-1650 м. он представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Проницаемые породы пласта Ю? гидродинамически связанны с породами вогулкинской толщи, образуя единый резервуар. Вогулкинская толща представлена всеми тремя пластами (П?-?), коллекторские свойства которых ухудшаются в южном направлении. Покрышкой залежи являются глинястые породы мариановской и харосимской свиты толщиной 60-95 м.

Дебиты нефти через 6 мм штуцер равны 50-84 м?/сутки. В отдельных скважинах дебиты нефти при динамическом уровне 1170-1370 м составляют всего 1,2-3,6 м?/сутки. Водо-нефтяной контакт определен на абсолютной отметке - 1708 м. высота залежи нефти составляет около ста метров, газоконденсатной шапки около 20-15 м. коэффициент заполнения ловушки нефтью и газом близок к 1,0. Залежь нефтяная с газоконденсатной шапкой, приуроченная к локальному поднятию, пластово-массивного типа, осложненная литолого-стратиграфическим экраном вверх по восстанию пласта Ю?-П, средне- и малодебитная с коллекторами порового типа.



2. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

2.1 Физико-химическая характеристика нефтей и конденсатов

Месторождение	Восточно-Даниловское
Пласт	П?_?
Глубина залегания пласта, м	1661-1908
Колличество анализов	12
Плотность, г/см?	0,851
Пластовая температура, °С	71
Содержание, % вес.	сера	0,43
	азот	0,14
	силикагелевые смолы	5,68
	парафины	4,12
	асфальтены	0,98
Температура плавления парафинов, °С	50,3
Начало кипения, °С	78,0
Фракционный состав, % объемн.	до 100°С	-
	до 200°С	20,0
	до 250°С	33,1
	до 300°С	41,2

2.2 Физико-химические свойства попутных газов

Месторождение	Восточно-Даниловское	Западно-Даниловское
Пласт	Пф	П?_?	Ю?
Глубина залегания пласта, м	1769-1803	1728-1800	1762-1772
Количество анализов	1	6	1
Пластовая температура,°С	75	75	-
Состав газов, % объем.	CH?	68,2	77,33	53,76
	C?H?	4,82	3,90	4,42
	C?H?	11,58	4,06	5,99
	C?H??	9,60	3,78	6,82
	C?H??	3,06	1,88	3,58
	C?H??	0,57	0,38	0,88
	?(C?-C?)	29,63	14,00	21,69
	H?	0,001	0,025	0,26
	CO?	0,82	0,59	1,13
	N?	1,35	8,05	23,16
	Ar	-	-	-
	He	0,007	0,013	-
Газовые коэффициенты	CH?/?(C?-C?)	2,30	5,50	2,47
	(С?H?+C?H??)/ /(C?H?+C?H??)	0,37	0,74	0,62

В соответствии с классификацией В.А.Успенского под нефтью понималась природная смесь углеводородов, смол и асфальтенов, содержащая не более 35% асфальтеново-смолистых веществ, находящаяся в породах-коллекторах в свободном состоянии.

Представляется целесообразным разбить классификацию нефтей, по крайней мере, на две подклассификации - по физико-химическим характеристикам и по углеводородному составу.

Для классификации нефтей по физико-химическим характеристикам были выбраны следующие признаки: плотность, содержание выкипающих до 300°С («светлых») фракций, содержание серы, содержание асфальтеново-смолистых веществ, содержание твердых углеводородов.

Каждое свойство было разбито на интервалы.

Аналогично была построена классификация нефтей по углеводородному составу

Ниже описана классификация нефтей по физико-химическим характеристикам и углеводородному составу, отвечающая задачам геохимических исследований.

В ее основу положена классификация нефтей, предложенная в 1967г. А.Э. Конторовичем.

A. По физико-химическим характеристикам:

1. Плотность (с420)

0?с?0,8

1?0,8< с*0.84

2?0,84< с*0.88

3?0,88< с*0.92

4? с>0.92

Где: 0-очень легкие нефти; 1-легкие нефти; 2-со средней плотностью нефти; 3-тяжелые нефти; 4- очень тяжелые нефти.

2. Содержание светлых фракций (q300)

0? q300?25%

1?25< q300?50%

2?50< q300?75%

3?75< q300?100%

Где: 0- нефти с низким содержанием светлых фракций; 1- нефти со средним содержанием светлых фракций; 2- нефти с высоким содержанием светлых фракций; 3- нефти с весьма высоким содержанием светлых фракций.

3. Содержание серы (S)

0? 0?S?0.5%

1?0.5< S?1%

2?1< S?3%

3?S>100%

Где: 0-малосернистые нефти; 1- нефти средней сернистости; 2- сернистые нефти; 3-высокосернистые нефти.

4. Содержание асфальтово-смолистых веществ (AS)

0? 0?AS?10%

1?10<AS?20%

2?20<AS?35%



Где: 0-малосмолистые нефти; 1- смолистые нефти; 2- высокосмолистые нефти.

5. Содержание твердых углеводородов (парафинов-П)

0? 0?П?5%

1?5<П?10%

2?П>10%

Где: 0- малопарафинистые нефти; 1- парафинистые нефти; 2- высокопарафинистые нефти.

B. По углеводородному составу:

0?ц=0

1?0< ц ?25

2?25< ц ?50

3?50< ц ?75

4?75< ц <100

Где: ц= qMe, qNn, qAr

Существенно метановая 411

Существенно ароматическая 114

Существенно нафтеновая 141

Метановая 311

Нафтеновая 131

Ароматическая 113

Нафтено - метановая 321;221

Ароматическо - метановая 312;212

Метаново- нафтеновая 231;221

Метаново - ароматическая 213

Ароматическо - нафтеновая 132;122

Нафтеново - ароматическая 123

Ароматическо - нафтеново - метановая 222

Нафтеново - ароматическо - метановая 222

Ароматическо - метоново - нафтеновая 222

Нафтено - метаново - ароматическая 222

Метаново - нафтеново - ароматическая 222

Метаново - ароматическо - нафтеновая 222

В соответствии с данной классификацией нефть на Даниловском месторождении относится к классу:

1. Легких нефтей;

2. Малосернистых нефтей;

3. Малосмолистые нефти;

4. Малопарафинистые нефти.

5. 

3. Закономерности в составе и свойствах пластовых флюидов

3.1 Особенности изменения свойств нефтей по разрезу месторождения

Восточно-даниловское нефтяное месторождение. Плотность нефти уменьшается от южных участков ловушки к северным независимо от структурного положения и водонефтяного контакта от 0,854 до 0,843 г/см?. газовый фактор равен 65 - 70 м?/м?. в северном направлении содержание убывает от 0,47 до 0,42 %, твердых парафинов от 4,92 до 3,30 %, силикагелевых смол от 5,83 до 5,65 %. Количество асфальтенов уменьшается от водонефтяного контакта к приподнятым участкам залежи с юга на север от 1,25 до 0,72 %. Температура в пределах залежи изменяется от 75 до 70°С.

Западно-даниловское нефтяное месторождение. Плотность нефти в 0,867 - 0,850 г/см?. содержание серы изменяется от 0,56 до 0,43 %, твердых парафинов от 4,34 до 3,87 %, силикагелевых смол от 6,40 до 4,61 %, асфальтенов от 1,21 до 0,41 %. Какой-либо определенной закономерности изменения этих компонентов к водонефтяному контакту или к газоконденсатной шапке подметить не удалось.

3.2 Корреляционный анализ состава и свойств нефтей

нефтеносный геологический разведочный флюид

Плотность, г/см3	Сера
0,905	1,3	0,863	0,94
0,893	1,19	0,884	1,32
0,895	1,37	0,879	1,41
0,87	1,24	0,818	1,14
0,894	1,39	0,85	1
0,894	1,32	0,848	1,16
0,888	1,88	0,854	1,19
0,883	1,26	0,848	1,19
0,885	1,2	0,845	1,18
0,884	1,04	0,86	0,84
0,885	0,9	0,867	0,8
0,893	1,29	0,858	0,76
0,899	1,33	0,877	1,06
0,889	1,28	0,867	1,04
0,892	1,28	0,872	1,14
0,887	1,1	0,864	1,08
0,877	1	0,8688	1,14
0,897	1,55	0,864	1,15
0,862	0,95	0,875	1,16
0,861	0,99	0,88	1,16
0,866	1,02	0,881	1,13
0,87	0,9	0,879	1,36
0,86	0,95	0,883	1,27
0,888	1,2	0,879	1,36
0,865	1,02	0,872	1,25
0,865	1,14	0,869	1,28
0,868	1,17	0,884	1,38
0,864	1,14	0,889	1,1
0,868	1,06	0,879	1,16
0,86	1,07	0,933	1,97
0,873	1,16	0,845	1,18
0,87	1,26	0,848	1,19
0,868	0,95	0,867	1,01

Расчет коэффициента корреляции по формуле Дементьева

№	Плотность, г/см3	Сера	Xi-Xcp	Yi-Ycp	(Xi-Xcp)2	(Yi-Ycp)2	(Xi-Xcp)*(Yi-Ycp)
1	0,905	1,3	0,031245455	0,127272727	0,000976	0,016198	0,003976694
2	0,893	1,19	0,019245455	0,017272727	0,000370	0,000298	0,000332421
3	0,895	1,37	0,021245455	0,197272727	0,000451	0,038917	0,004191149
4	0,87	1,24	-0,003754545	0,067272727	0,000014	0,004526	-0,000252579
5	0,894	1,39	0,020245455	0,217272727	0,000410	0,047207	0,004398785
6	0,894	1,32	0,020245455	0,147272727	0,000410	0,021689	0,002981603
7	0,888	1,88	0,014245455	0,707272727	0,000203	0,500235	0,010075421
8	0,883	1,26	0,009245455	0,087272727	0,000085	0,007617	0,000806876
9	0,885	1,2	0,011245455	0,027272727	0,000126	0,000744	0,000306694
10	0,884	1,04	0,010245455	-0,132727273	0,000105	0,017617	-0,001359851
11	0,885	0,9	0,011245455	-0,272727273	0,000126	0,074380	-0,003066942
12	0,893	1,29	0,019245455	0,117272727	0,000370	0,013753	0,002256967
13	0,899	1,33	0,025245455	0,157272727	0,000637	0,024735	0,003970421
14	0,889	1,28	0,015245455	0,107272727	0,000232	0,011507	0,001635421
15	0,892	1,28	0,018245455	0,107272727	0,000333	0,011507	0,00195724
16	0,887	1,1	0,013245455	-0,072727273	0,000175	0,005289	-0,000963306
17	0,877	1	0,003245455	-0,172727273	0,000011	0,029835	-0,000560579
18	0,897	1,55	0,023245455	0,377272727	0,000540	0,142335	0,008769876
19	0,862	0,95	-0,011754545	-0,222727273	0,000138	0,049607	0,002618058
20	0,861	0,99	-0,012754545	-0,182727273	0,000163	0,033389	0,002330603
21	0,866	1,02	-0,007754545	-0,152727273	0,000060	0,023326	0,001184331
22	0,87	0,9	-0,003754545	-0,272727273	0,000014	0,074380	0,001023967
23	0,86	0,95	-0,013754545	-0,222727273	0,000189	0,049607	0,003063512
24	0,888	1,2	0,014245455	0,027272727	0,000203	0,000744	0,000388512
25	0,865	1,02	-0,008754545	-0,152727273	0,000077	0,023326	0,001337058
26	0,865	1,14	-0,008754545	-0,032727273	0,000077	0,001071	0,000286512
27	0,868	1,17	-0,005754545	-0,002727273	0,000033	0,000007	1,56942E-05
28	0,864	1,14	-0,009754545	-0,032727273	0,000095	0,001071	0,00031924
29	0,868	1,06	-0,005754545	-0,112727273	0,000033	0,012707	0,000648694
30	0,86	1,07	-0,013754545	-0,102727273	0,000189	0,010553	0,001412967
31	0,873	1,16	-0,000754545	-0,012727273	0,000001	0,000162	9,60331E-06
32	0,87	1,26	-0,003754545	0,087272727	0,000014	0,007617	-0,000327669
33	0,868	0,95	-0,005754545	-0,222727273	0,000033	0,049607	0,001281694
34	0,863	0,94	-0,010754545	-0,232727273	0,000116	0,054162	0,002502876
35	0,884	1,32	0,010245455	0,147272727	0,000105	0,021689	0,001508876
36	0,879	1,41	0,005245455	0,237272727	0,000028	0,056298	0,001244603
37	0,818	1,14	-0,055754545	-0,032727273	0,003109	0,001071	0,001824694
38	0,85	1	-0,023754545	-0,172727273	0,000564	0,029835	0,004103058
39	0,848	1,16	-0,025754545	-0,012727273	0,000663	0,000162	0,000327785
40	0,854	1,19	-0,019754545	0,017272727	0,000390	0,000298	-0,000341215
41	0,848	1,19	-0,025754545	0,017272727	0,000663	0,000298	-0,000444851
42	0,845	1,18	-0,028754545	0,007272727	0,000827	0,000053	-0,000209124
43	0,86	0,84	-0,013754545	-0,332727273	0,000189	0,110707	0,004576512
44	0,867	0,8	-0,006754545	-0,372727273	0,000046	0,138926	0,002517603
45	0,858	0,76	-0,015754545	-0,412727273	0,000248	0,170344	0,006502331
46	0,877	1,06	0,003245455	-0,112727273	0,000011	0,012707	-0,000365851
47	0,867	1,04	-0,006754545	-0,132727273	0,000046	0,017617	0,000896512
48	0,872	1,14	-0,001754545	-0,032727273	0,000003	0,001071	5,74215E-05
49	0,864	1,08	-0,009754545	-0,092727273	0,000095	0,008598	0,000904512
50	0,8688	1,14	-0,004954545	-0,032727273	0,000025	0,001071	0,000162149
51	0,864	1,15	-0,009754545	-0,022727273	0,000095	0,000517	0,000221694
52	0,875	1,16	0,001245455	-0,012727273	0,000002	0,000162	-1,58512E-05
53	0,88	1,16	0,006245455	-0,012727273	0,000039	0,000162	-7,94876E-05
54	0,881	1,13	0,007245455	-0,042727273	0,000052	0,001826	-0,000309579
55	0,879	1,36	0,005245455	0,187272727	0,000028	0,035071	0,000982331
56	0,883	1,27	0,009245455	0,097272727	0,000085	0,009462	0,000899331
57	0,879	1,36	0,005245455	0,187272727	0,000028	0,035071	0,000982331
58	0,872	1,25	-0,001754545	0,077272727	0,000003	0,005971	-0,000135579
59	0,869	1,28	-0,004754545	0,107272727	0,000023	0,011507	-0,000510033
60	0,884	1,38	0,010245455	0,207272727	0,000105	0,042962	0,002123603
61	0,889	1,1	0,015245455	-0,072727273	0,000232	0,005289	-0,00110876
62	0,879	1,16	0,005245455	-0,012727273	0,000028	0,000162	-6,67603E-05
63	0,933	1,97	0,059245455	0,797272727	0,003510	0,635644	0,047234785
64	0,845	1,18	-0,028754545	0,007272727	0,000827	0,000053	-0,000209124
65	0,848	1,19	-0,025754545	0,017272727	0,000663	0,000298	-0,000444851
66	0,867	1,01	-0,006754545	-0,162727273	0,000046	0,026480	0,001099149
Сум	57,6678	77,4	2,22045E-14	2,08722E-14	0,019788	2,741109	0,131480182
Сред	0,873755	1,172727

Где: Xi- значение плотности; Xср- среднее значение плотности;

Yi- значение содержания серы; Yср- среднее значение содержания серы;

Формула Дементьева:

rрас=2.42399

3.3 Оценка различий и сходства в свойствах нефтей геологических объектов

Пласт	Плотность, г/см3	(Xi-Xcp)2		Пласт	Плотность, г/см3	(Xi-Xcp)2
П?_?				Ю?_?
1	0,905	0,000169		1	0,888	0,000009
2	0,893	0,000001		2	0,883	0,000004
3	0,895	0,000009		3	0,885	0,000000
4	0,87	0,000484		4	0,884	0,000001
5	0,894	0,000004		5	0,885	0,000000
6	0,894	0,000004		6	0,893	0,000064
Сумма	5,351	0,000671		7	0,899	0,000196
среднее	0,892			8	0,889	0,000016
				9	0,892	0,000049
				Сумма	7,998	0,000339
				среднее	0,885

tN+n-2=2.9467 (определяется по таблице)

Из того, что <

3.4 Оценка влияния геологических факторов на изменение свойств нефтей

	Kt1	Kt2
	20-90	90-130
KH1	700	690	680	390	410	420
	590	550	750	395	365	510
	640	610	680	440	450	455
KH2	185	195	210	95	85	75
	235	245	250	105	118	98
	205	200	190	88	77	65



Составляем таблицу квадратных значений

класс по глубине	параметры	классы по проницаемости	Для групп Kt
		Kt1	Kt2
Кн1	Zij	9	9	18
	Xij	5890	3835	9725
	(Xij)2	34692100	14707225	94575625
	(Xij)2Z	3854677,78	1634136,111	5254201,389
	X2ij	3885700	1649075	5534775
KH2	Zij	9	9	18
	Xij	1915	806	2721
	(Xij)2	3667225	649636	7403841
	(Xij)2Z	407469,444	72181,77778	411324,5
	X2ij	412225	74326	486551
Для групп KH	ZKпр	18	18	36
	XKпр	7805	4641	12446
	(XKпр)2	60918025	21538881	154902916
	(XKпр)2Z	3384334,72	1196604,5	4302858,778
	X2Kпр	4297925	1723401	6021326

Где: Z- количество данных;

Xij-значение;

Xij- сумма значений;

(Xij)2-квадрат сумм значений;

X2ij-сумма квадратов.

1. Определяем варьирование.

2. Определяем число степеней свободы.

3. Расчитываем дисперсию.

4. Определяем коэффициент достоверности расчетный

5. Сравниваем расчетный коэффициент достоверности с табличным.

Расчетные:



QKH=824,9076

QKt=168,3395

Qij=15,04857

Табличные:

4,17 - 0,5% точности

7,56 - 0,01% точности

13,29 - 0,001% точности

QKH >13.29 - с высоким уравнем точности можем утверждать, что глубина влияет на спонтанную поляризацию

QKt>13.29 - с высоким уравнем точности можем утверждать, что температура влияет на спонтанную поляризацию

Qij>13.29 - с высоким уравнем точности можем утверждать, что глубина и температура совместно влияет на спонтанную поляризацию



4. Рекомендации по проведению дальнейших геолого-разведочных работ

Малоперспективные земли занимают полосу шириной 40 км до 100км, охватывающую восточные части Пелымского и Туринского выступов, южную часть Восточно-туринской моноклинали. На территории малоперспективных земель складчатое основание перекрывается осадками от неокома и выше. На ряде участков отмечаются песчано-алевритовые породы юрского возраста. Толщи, в которых можно предполагать наличие условий для скопления углеводородов, тесно связаны с районами, обрамления низменности. Однако, дать окончательный вывод о полном отсутсвии промышленных скоплений нефти и газа здесь пока не представляется возможным, ибо основная часть территории еще не разведана.

Основным объектом поисков залежей нефти и газа в Шаимском нефтеносном районе являются юрские отложения. Из общего количества разбуренных ловушек (36), в юрских отложениях залежи или признаки нефти содержатся в 30 (83%).

С точки зрения оценки перспектив нефтегазоносности неокомские и нижнеаптские отложения наибольший интерес представляют в зонах сочленения пород алясовской и фроловской свит.



Заключение

В данной курсовой работе мы изучили геологию и геохимию Даниловского месторождения.

Даниловское месторождение является многопластовым: П?, П?, П?, Ю?, Ю?, Ю?. Месторождение разрабатывается с 1964 г. В настоящее время на месторождении эксплуатируется 3 объекта.

Так же:

- дали детальное стратиграфическое описание,

- описание тектонического строения,

- описание зоны расположения,

- детальное описание нефтегазоносности.

Всего разрабатываемые залежи содержат 95% начальных балансовых запасов нефти по месторождению. В категорию В+С1 входит 78% запасов разрабатываемых залежей, в категорию С2 - 22%.

Объект Пф (вогулкинская толща) является основным эксплуатационным объектом Даниловского месторождения. К пластам вогулкинской толщи приурочено 80% геологических и 56% извлекаемых запасов нефти.

Доля категории С2 по ней составляет 23%.

На Даниловском месторождении на 01.01.05 пробурено всего 1080 скважин фонда, в том числе 802 добывающих, 267 нагнетательных, 11 скважин специализированного фонда.

На 1.01.2005 г. действующий фонд скважин характеризуется невысокой обводненностью (43.9% обводнены до 10%), что характерно для первой-второй стадии разработки и широким диапазоном распределения дебитов жидкости, что свидетельствует о неоднородности вводимых запасов.

Динамика добычи нефти и добычи жидкости в целом по месторождению характеризуется увеличением объемов добычи.



Список литературы

1. А.К. Багаутдинов, Г.К. Белевич и др. Геология и разработка крупней-ших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Том 2; Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ»,1996.

2. И.И.Нестеров. «Шаимский нефтеносный район» Труды ЗАПСИБНИГНИ вып. 43, Т., 1971.

3. Ф.К.Салманов, И.И.Нестеров. Нефтяные и газовые месторождения Сибири. Москва, «Недра»,1971.

Размещено на Allbest.ru