Геологическое строение и литологические особенности залежи Мурьяунского нефтяного месторождения Тюменской области
Анализ геологической информации по Мурьяунскому месторождению. Геолого-геофизическая характеристика залежи. Литологические особенности залежи и их формирование. Коллекторские свойства залежи. Особенности продуктивных пластов и их отличительные признаки.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.10.2013 |
| Размер файла | 4,5 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.
В бездействующем нагнетательном фонде числится 2 скважины. Скважины остановлены по технической и технологической причинам. По сравнению с начальными, текущие дебиты скважин по нефти и жидкости выросли, в среднем соответственно с 22 до 29 т/сут и с 34 до 134 т/сут. С 2001 года средний дебит по нефти стабилизировался на уровне 25 - 26 т/сут.
Многофакторный анализ причин низкодебитности скважин показывает, что основными причинами работы скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут являются:
- Геологические причины: значительная доля водонасыщенной толшины в разрезе скважин, маленькие толщи, (или их отсутствие) глинистого раздела между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.
- Технологические причины: выработка запасов и обводнение нагнетаемой водой скважин первых рядов.
В совместной эксплуатации пластов АС9 и АС10 находятся 62 скважины, из них 58 скважин добывающего фонда и 4 - нагнетательного. Действующий добывающий фонд составляет 36 скважин (эксплуатируются ШCН - 10, они расположены на периферии южной части Турынской площади, ЭЦН - 26), бездействующий фонд - 3 скважины, контрольных - 13, ликвидированных - 6. В нагнетательном фонде числятся 4 скважины, находящиеся в отработке на нефть.
На объекте АС5+АС6 числится 31 водозаборная скважина, их них в действующем фонде 19 скважин, бездействующих -12. В поглощающем фонде объекта находится 1 ликвидированная скважина.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В дипломной работе рассмотрены особенности коллекторских свойств Мурьяунского месторождения. Несмотря на то, что месторождение находится на заключительной стадии разработки, по материалам литолого-петрографических и петрофизических свойств коллекторов можно с полной уверенностью обосновать дополнительные перспективы месторождения в дальнейшем.
Анализ изученных материалов по коллекторским свойствам продуктивным пачек месторождения позволил выделить эффективные толщины пород-коллекторов по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических и геологических материалов, с учетом качественных и количественных признаков.
Зависимости между основными фильтрационно-емкостными характеристиками пород были построены для всех продуктивных пластов, с учетом дополнительных керновых данных. Выделение пластов-коллекторов в разведочных скважинах с полным комплексом ГИС проводилось по прямым качественным признакам.
Выделены особенности продуктивных пластов и их отличительные признаки.
Целью данной работы является изучение особенностей коллекторских свойств продуктивных пластов Мурьяунского месторождения.
В процессе достижения цели решались следующие задачи:
- анализ геологической информации по Мурьяунскому месторождению;
- анализ коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения по петрофизическим данным;
- выявление особенностей коллекторских свойств продуктивных пластов.
Актуальность работы в том, что она проведена на заключительной стадии разработки месторождения и обоснования извлечения остаточной нефти из продуктивных пластов месторождения.
· Пласты АС9-АС10 Тянской группы месторождений сформировалась во время крупной морской трансгрессии и представляет собой единый комплекс отложений. Пласт АС10 представлен преимущественно аллювиальными отложениями надводной дельтовой равнины. Пласт АС9 - комплексом прибрежно-морских баровых отложений подводной дельтовой равнины. В пределах обоих пластов Мурьяунское месторождение занимает ее протяженную субширотную южную область.
· Пласт АС10 представлен преимущественно аллювиальными дельтовыми отложениями надводной дельтовой равнины. В западной части залежи распространены русловые отложения с содержанием песчаников 75%. В восточной части залежи распространена зона совместного развития русловых и пойменных (межрусловых) отложений.с содержанием песчаников 53%.
· Пласт АС9 представлен комплексом прибрежно-морских баровых отложений. В районе Мурьяунской площади распространены устьевые бары, с содержанием песчаников - 55%. В районе Турынской площади распространены вдольбереговые бары с содержанием песчаников - 28%.
· Пласт АС7 представлен отложениями регрессивного барового комплекса. Единственная залежь, содержащая 0.002% запасов нефти месторождения, приурочена к одной из песчаных линз.
· Пласты БС71 и БС81 в пределах Мурьяунского месторождения литолого-петрофизическими исследованиями не охарактеризованы. Залежи пластов небольших размеров содержат менее 1% запасов нефти месторождения.
· Пласты Ач3 и Ач4 представлены чередованием песчано-алевролитовых, карбонатных и глинистых прослоев, сформировавшихся в условиях осадконакопления, некомпенсированного прогибанием дна бассейна.
· Пласт ЮС2 сложен породами преимущественно континентально-аллювиального генезиса. Для этих условий характерно формирование невыдержанных по простиранию, часто замещающих друг друга песчаных и глинистых пропластков.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.
2. Желтов Ю.П. Стрижев И.Н.. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. Пособие для - М.: Недра, 1985, 296 стр.
3. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М. Недра 1973, 304 стр.
4. Авторский надзор за разработкой Мурьяунского месторождения, СургутНИПИнефть, 2005.
5. Технологическая схема разработки Мурьяунского месторождения. СургутНИПИнефть, 1995 г.
6. Исаченко В.М., Мишарин В.А., Сонич В.П., Самсоненко Д.В. Технико-экономическая оценка матодов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хоз-во. - 2002. - №8. - с. 20-26.
7. Юрьев А.Н. Кушнир В.И. Королев А.Л. Дополнение к технологической схеме разработки Мурьяунского месторождения СургутНИПИнефть,2007
8. Технологический регламент « Производство работ по гидроразрыву пласта на месторождениях «Сургутнефтегаз» Сургут, 2006г.
9. «Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и новых технологий» РД 153-39.1-0.004-96
10. Проект пробной эксплуатации Тянского месторождения, СургутНИПИнефть 1991.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 1.2 Краткие сведения о результатах работ прошлых лет.
|
Год, организация, проводившая работы, автор отчета |
Метод, масштаб |
Краткие результаты работ |
|
|
1969-1970 гг. Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 11/69-70, Никитин В.М. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
В результате работ выявлены Сыхтымское, Троъеганское и Турынcкое поднятия. Построена структурная карта по отражающему горизонту Б. |
|
|
1970-1971гг. Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 11/70-71, Иванов В.М. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
Оконтурины и подготовлены к глубокому бурению Восточно-Перевальное и Западно-Перевальное локальные поднятия, выявленные работами СЗ МОВ. Детализирована Тромъе-ганская структура. |
|
|
1975-1976гг. Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 6/75-76, Медовой М.М. |
МОВ ОГТ 1:200000 |
Региональные работы. Изучено строение осадочной толщи. Выявлен перегиб. |
|
|
1982-1983 гг. Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 11/82-83, Задоенко А.Н., Кишкурный А.Ф. |
МОВ ОГТ 1:200000 |
Региональные работы (R XVI). Уточнено тектоническое строение региона, выявлено 13 высокоамплитудных перегибов. Изучены структурно-формационные комплексы доюрского основания. |
|
|
1983-1984 гг. Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 14/83-84, сп 71/83-84 Летун Н.Я., Салькова Л.Ф., Игошкин В.П. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
Детализированы и подготовлены к бурению Тромъеганское и Лосевое поднятия. Выявлены Ехампийское, Юкъяунское, Муръяунское поднятия. Спрогназированы зоны развития коллекторов в неокомских отложениях. Построены структурные карты по горизонтам А, Б, Дв, Д1.9, Г. М. |
|
|
1985-1986 гг.Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 14/85-86, Салькова Л.Ф. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
Выявлено Западно-Васалухинское локальное поднятие. Подготовлены к бурению Васалухинское и Мурьяунское локальные поднятия. Детализировано Западно-Кочевское локальное поднятие. |
|
|
1985-1986 гг. Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 71/85-86 Клепиков А.П., Салькова Л.Ф., Стародубцева Н.И. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
Подготовлены к глубокому бурению Ехампийское, Лукъявинское, Муръяунское, Васалухинское поднятия. Построены структурные карты по горизонтам Г, М, ДАС9, ДБС6, ДБС8, ДБС9, Б, Т, А. |
|
1985-1986 гг.Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 18,19,79/85-86 Бочкарева Н.М., Хейфец Г.Р. |
МОВ ОГТ 1:100000 |
Детализированы Северо-Ватлорское, Юкъявинское, Западно- и Восточно-Перевальное, Южно-Перевальное, Малопе-ревальное и Средневат-лорское поднятия. |
|
|
1990-1991 гг. Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика», сп 14/90-91, Салькова Л.Ф. |
МОВ ОГТ 1:50000 |
Выявлены Акунъяунское, Валтойское, Молдановское и Пыяхтойское локальные поднятия. Подготовлены к бурению Акунъяунская, Пытярская и Тыйлорская СЛЛ, а также Пытярское и Тыйлорское ЛП. |
|
|
1990-1992 гг. Министерство топлива и энергетики, Тюменское геофизическое предприятие Тюменнефтегеофизика, сп 1/90-92 Пестрикова И.В., Рябенко Н.П., Абдуллин Р.А. |
МОВ ОГТ 1:25000 |
Детально изучено геологическое строение южной части Тянского нефтяного месторождения по отражающим горизонтам А, Т2, Т1, Б, НБС1, НАС9, НАС4, М. Построена карта прогнозных нефтенасыщенных толщин пласта АС9-10. Оконтурена зона аномального строения отложений баженовской свиты. Рекомендовано к бурению 8 разведочных скважин. |
|
|
1994-1995 гг. Роскомнедра, ОАО Хантымансийскгеофизика, Сургутский филиал, Обская геофизическая экспедиция, сп 10/94-95 Ашуркова И.Н. |
МОВ ОГТ 1:50000 |
Детализирована Тромъеганская структура. Подготовлено к разведочному бурению Ехампийское поднятие. Построены структурные карты по отражающим горизонтам А, ТЮ10, ТЮ2, Б, НБС8ач, НБС6, НБС41,2, Нп, НАС10, НАС9, НАС4-5, М, Г. |
|
|
1995-1996 гг. Российская Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/95-96 Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф. |
МОВ ОГТ 1:50000 |
Детально изучено геологическое строение Северо-Тянской площади по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, НАч2, НАч1, НБС9-ач, НБС8, НБС8-НБС82, НБС6, НБС1, АС10, НАС9, НАС4, М, Г. Подтверждено и детализировано Восточно-Лукъявинское поднятие. Закартированы малоразмерные и малоамплитудные локальные поднятия, названные Кутлопьявинской и Северо-Мурьяунской структурами. Закартированы структурно-литологические ловушки в неокомской части разреза. Уточнены границы залежей по пластам в верхнеюрских и меловых отложениях. Рекомендовано бурение 3 скважин. |
|
|
1996-1997 гг. Российская Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/96-97, Департамент обработки и интерпретации, Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф. |
МОВ ОГТ 1:25000 |
Детально изучено геологическое строение площади по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, НАч1, НБС9-ач, НБС8, НБС81, НБС82, НБС6, НБС1, кровле пласта АС10, НАС9, НАС4, М, Г. Выявлены и подготовлены два структурных объекта - Северо-Лукъявинская и Юкъяунская структуры. Уточнены границы залежей по пластам Ю2, Ю1, БС6, АС10, АС9, АС4. Закартированы стрруктурно-литологические ловушки в неокомской части разреза. Рекомендовано бурение 5 разведочных скважин. |
|
|
1997-1998 гг. Российская Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/97-98, Департамент обработки и интерпретации, Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф. |
МОВ ОГТ 1:25000 |
Существенно детализирован структурный план по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, НБС9-ач, НБС8, НБС81, НБС82, НБС7, НБС6, НБС1, НАС9, НАС4, М, Г и продуктивным пластам АС10 и Ю1. Выявлен структурный нос, осложняющий северо-восточный склон Западно-Перевальной структуры. Уточнены границы залежей по продуктивным пластам Ю2, Ю1, БС9-ач, БС8, БС81, БС82, БС7, БС1, АС10, АС9, АС4. Выявлено 5 структурно-литологических ловушек в юрских отложениях (пласты Ю2, Ю0). Рекомендовано бурение 3 разведочных скважин. |
|
|
2000-2001 гг. Российская Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, П 10/97-98, Департамент обработки и интерпретации, Личагина Л.А., Черновец Л.В. |
МОВ ОГТ 1:25000 |
Выявлены, детализированы И подготовлены под глубокое бурение структуры: Западно-Перевальное 4 и 5. Детализировано строение Западно-Перевальной 2. Дан прогноз развития коллекторов пластов ЮС2, ЮС0, БС61 в отложениях ачимовского комплекса. Выявлены: структурно-стратиграфическая ловушка ЮС11, Структурная ловушка пласта ЮС10 и 8 ловушек различного типа пласта ЮС2. Рекомендовано бурение 1 разведочной и 4 поисковых скважин. |
Рисунок 1. Литолого-стратиграфический разрез Мурьяунского месторождения
Рисунок 2
а) б)
а) Cерия крупной косой слоистости в среднемелкозернистом песчанике.
б) Cреднемелкозернистый песчаник обогащенный слабо окатанными и неокатанными горизонтально ориентированными глинистыми интрокластами.
Рисунок 3. Отложения русла и поймы, пласт АС10, скв.1051.
а) б)
а) Мелкая косая слойчатость восходящей ряби течения в мелкозернистом песчанике.
б) Мелкокосослоистые и косослоистые глинистые алевролиты и аргиллиты. Строение глинистых алевролитов нарушено вертикально ориентированными углефицированными остатками корневой системы растений.
Рисунок 4. Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Геолого-статистические разрезы по песчанистости, по проницаемости
Пласт АС9 Зона 1 Зона 2
Рисунок 5 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 4.
Геолого-статистические разрезы по песчанистости, по проницаемости, по насыщенности
Рисунок 6. Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 4.
Рисунок 7. Статистическая характеристика послойной неоднородности
Таблица 4.1 Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи
|
(1) |
Параметр(2) |
по пласту |
|||||
|
Количеств(3) |
значение |
Коэф. вариации(7) |
|||||
|
Среднее (4) |
минимальное (5) |
максимальное (6) |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
988 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
728 |
|||||
|
3 |
в водонефтяной зоне |
225 |
|||||
|
4 |
в т.ч. без раздела между нефтью и водой |
44 |
|||||
|
5 |
Толщина общая, м |
981 |
10,15 |
3,80 |
15,30 |
0,11 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
9,15 |
1,20 |
13,00 |
0,23 |
|
|
7 |
в водонасыщенной части |
253 |
4,91 |
0,80 |
13,60 |
0,61 |
|
|
8 |
Толщина эффективная, м |
981 |
5,73 |
0,40 |
12,00 |
0,31 |
|
|
9 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
5,24 |
0,40 |
10,70 |
0,33 |
|
|
10 |
в водонасыщенной части |
253 |
2,48 |
0,40 |
11,20 |
0,87 |
|
|
11 |
Коэффициент расчлененности |
981 |
2,49 |
1,00 |
6,00 |
0,39 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
2,24 |
1,00 |
6,00 |
0,44 |
|
|
13 |
в водонасыщенной части |
253 |
1,40 |
1,00 |
4,00 |
0,47 |
|
|
14 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
981 |
2,30 |
0,30 |
12,00 |
0,77 |
|
|
15 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
2,34 |
0,30 |
9,40 |
0,74 |
|
|
16 |
в водонасыщенной части |
253 |
1,78 |
0,40 |
8,40 |
0,84 |
|
|
17 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
981 |
1,78 |
0,20 |
8,60 |
0,80 |
|
|
18 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
1,82 |
0,20 |
8,60 |
0,78 |
|
|
19 |
в водонасыщенной части |
253 |
1,87 |
0,20 |
8,00 |
0,74 |
|
|
20 |
Коэффициент песчанистости по разрезу (по геологическим границам) |
981 |
0,56 |
0,04 |
1,00 |
0,26 |
|
|
21 |
в нефтенасыщенной части |
953 |
0,57 |
0,04 |
1,00 |
0,28 |
|
|
22 |
в водонасыщенной части |
253 |
0,51 |
0,09 |
1,00 |
0,43 |
|
|
23 |
Коэффициент песчанистости по разрезу (по границам резервуара) |
980 |
0,76 |
0,23 |
1,00 |
0,22 |
|
|
24 |
в нефтенасыщенной части |
950 |
0,78 |
0,23 |
1,00 |
0,21 |
|
|
25 |
в водонасыщенной части |
256 |
0,64 |
0,15 |
1,00 |
0,38 |
|
|
26 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
988 |
0,108 |
0,001 |
0,364 |
0,63 |
|
|
27 |
в нефтенасыщенной части |
950 |
0,113 |
0,001 |
0,364 |
0,35 |
|
|
28 |
в водонасыщенной части |
258 |
0,069 |
0,001 |
0,329 |
0,90 |
|
|
29 |
Коэффициент пористости |
979 |
0,24 |
0,18 |
0,25 |
0,07 |
|
|
30 |
в нефтенасыщенной части |
951 |
0,24 |
0,18 |
0,25 |
0,06 |
|
|
31 |
в водонасыщенной части |
252 |
0,22 |
0,18 |
0,25 |
0,10 |
|
|
32 |
Коэффициент нефтенасыщенности |
944 |
0,61 |
0,31 |
0,69 |
0,10 |
|
|
33 |
Толщина непроницаемого раздела между нефтью и водой |
181 |
2,53 |
0,40 |
6,60 |
0,51 |
|
|
34 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,439 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0,379 |
|||||
|
36 |
в водонасыщенной части |
1,162 |
|||||
|
37 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,226 |
|||||
|
38 |
в нефтенасыщенной части |
0,185 |
|||||
|
39 |
в водонасыщенной части |
0,169 |
|||||
|
40 |
Показатель зональной неоднородности проницаемости |
0,269 |
|||||
|
41 |
в нефтенасыщенной части |
0,244 |
|||||
|
42 |
в водонасыщенной части |
0,953 |
Таблица 4.2 Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи по зонам
|
Параметр |
Зоны |
|||
|
1 |
2 |
|||
|
верхняя и средняя часть слабо расчленены, нижная часть заглинизирована полностью. |
верхняя часть и нижняя часть тоньше, чем в зоне 1, средняя часть заглинизирована |
|||
|
1 |
Толщина общая, м |
10,38 |
9,10 |
|
|
2 |
Толщина эффективная, м |
6,16 |
4,13 |
|
|
3 |
Толщина нефтенасыщенная, м |
5,58 |
3,67 |
|
|
4 |
Коэффициент расчлененности |
2,39 |
2,65 |
|
|
5 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
2,58 |
1,56 |
|
|
6 |
Толщина непроницаемого прослоя (по границам резервуара), м |
1,12 |
2,32 |
|
|
7 |
Коэффициент песчанистости по разрезу (по границам резервуара) |
0,80 |
0,52 |
Таблица 4.3 Мурьяунское месторождение. Пласт АС10. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи
|
(1) |
Параметр(2) |
по пласту |
|||||
|
Количество (3) |
значение |
Коэф. вариации (7) |
|||||
|
Среднее(4) |
минимальное (5) |
максимальное (6) |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
988 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
238 |
|||||
|
3 |
в водонефтяной зоне |
587 |
|||||
|
4 |
в т.ч. без раздела между нефтью и водой |
246 |
|||||
|
5 |
Толщина общая, м |
987 |
26,55 |
19,00 |
34,90 |
0,07 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
17,71 |
1,00 |
31,00 |
0,40 |
|
|
7 |
в водонасыщенной части |
749 |
15,49 |
1,35 |
34,50 |
0,54 |
|
|
8 |
Толщина эффективная, м |
987 |
13,57 |
3,70 |
25,10 |
0,34 |
|
|
9 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
9,28 |
0,40 |
22,80 |
0,59 |
|
|
10 |
в водонасыщенной части |
749 |
7,66 |
0,40 |
21,20 |
0,67 |
|
|
11 |
Коэффициент расчлененности |
987 |
4,58 |
1,00 |
10,00 |
0,37 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
3,30 |
1,00 |
8,00 |
0,50 |
|
|
13 |
в водонасыщенной части |
749 |
2,72 |
1,00 |
9,00 |
0,66 |
|
|
14 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
987 |
2,97 |
0,20 |
22,30 |
1,20 |
|
|
15 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
2,81 |
0,20 |
22,30 |
1,17 |
|
|
16 |
в водонасыщенной части |
749 |
2,82 |
0,20 |
20,80 |
1,06 |
|
|
17 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
987 |
2,47 |
0,10 |
14,80 |
0,83 |
|
|
18 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
2,39 |
0,10 |
13,30 |
0,85 |
|
|
19 |
в водонасыщенной части |
749 |
2,56 |
0,20 |
14,80 |
0,81 |
|
|
20 |
Коэффициент песчанистости по разрезу (по геологическим границам) |
987 |
0,51 |
0,14 |
0,89 |
0,31 |
|
|
21 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
0,52 |
0,07 |
1,00 |
0,38 |
|
|
22 |
в водонасыщенной части |
749 |
0,49 |
0,08 |
0,94 |
0,37 |
|
|
23 |
Коэффициент песчанистости по разрезу (по границам резервуара) |
987 |
0,67 |
0,22 |
1,00 |
0,27 |
|
|
24 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
0,65 |
0,12 |
1,00 |
0,33 |
|
|
25 |
в водонасыщенной части |
749 |
0,69 |
0,16 |
1,00 |
0,31 |
|
|
26 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
988 |
0,141 |
0,001 |
0,364 |
0,670 |
|
|
27 |
в нефтенасыщенной части |
827 |
0,132 |
0,001 |
0,364 |
0,730 |
|
|
28 |
в водонасыщенной части |
751 |
0,163 |
0,001 |
0,364 |
0,600 |
|
|
29 |
Коэффициент пористости |
987 |
0,23 |
0,12 |
0,25 |
0,08 |
|
|
30 |
в нефтенасыщенной части |
825 |
0,23 |
0,12 |
0,25 |
0,08 |
|
|
33 |
Толщина непроницаемого раздела между нефтью и водой |
342 |
2,38 |
0,30 |
11,60 |
0,86 |
|
|
34 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,697 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0,811 |
|||||
|
36 |
в водонасыщенной части |
0,535 |
|||||
|
37 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,477 |
|||||
|
38 |
в нефтенасыщенной части |
0,460 |
|||||
|
39 |
в водонасыщенной части |
0,339 |
|||||
|
40 |
Показатель зональной неоднородности проницаемости |
0,236 |
|||||
|
41 |
в нефтенасыщенной части |
0,315 |
|||||
|
42 |
в водонасыщенной части |
0,254 |
Таблица 4.4 Мурьяунское месторождение. Пласт БС7(1). Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи.
|
Параметр |
залежь р-н скв.104Р |
||||||
|
Количество |
значение |
Коэф вариации |
|||||
|
Среднее |
минимальное |
максимальное |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
1 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
1 |
|||||
|
3 |
Толщина эффективная, м |
1 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
0 |
|
|
4 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
0 |
|
|
5 |
Толщина общая, м |
1 |
8,8 |
8,8 |
8,8 |
0 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
8,8 |
8,8 |
8,8 |
0 |
|
|
7 |
Коэффициент расчлененности |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
|
|
8 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
|
|
9 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
1 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
0 |
|
|
10 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
0 |
|
|
11 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
1 |
3,8 |
2,4 |
5,2 |
0,368 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
3,8 |
2,4 |
5,2 |
0,368 |
|
|
13 |
Коэффициент песчанистости по разрезу |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
|
|
14 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,136 |
0,136 |
0,136 |
0 |
|
|
15 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
1 |
0,004 |
0,004 |
0,004 |
0 |
|
|
16 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,004 |
0,004 |
0,004 |
0 |
|
|
17 |
Коэффициент пористости |
1 |
0,227 |
0,227 |
0,227 |
0 |
Таблица 4.5 Мурьяунское месторождение. Пласт БС8(1) Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи
|
Параметр |
залежь р-н скв. 106Р |
||||||
|
Количество |
значение |
Коэф. вариации |
|||||
|
среднее |
минимальное |
максимальное |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
1 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
1 |
|||||
|
5 |
Толщина общая, м |
1 |
10,4 |
10,4 |
10,4 |
0 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
10,4 |
10,4 |
10,4 |
0 |
|
|
8 |
Толщина эффективная, м |
1 |
6,601 |
6,601 |
6,601 |
0 |
|
|
9 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
6,601 |
6,601 |
6,601 |
0 |
|
|
11 |
Коэффициент расчлененности |
1 |
5 |
5 |
5 |
0 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
5 |
5 |
5 |
0 |
|
|
14 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
1 |
1,32 |
0,6 |
2,2 |
0,512 |
|
|
15 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
1,32 |
0,6 |
2,2 |
0,512 |
|
|
17 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
1 |
0,95 |
0,4 |
2,2 |
0,779 |
|
|
18 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,95 |
0,4 |
2,2 |
0,779 |
|
|
20 |
Коэффициент песчанистости по разрезу |
1 |
0,635 |
0,635 |
0,635 |
0 |
|
|
21 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,635 |
0,635 |
0,635 |
0 |
|
|
23 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
1 |
0,002 |
0,001 |
0,004 |
0,5 |
|
|
24 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,002 |
0,001 |
0,004 |
0,5 |
|
|
26 |
Коэффициент пористости |
1 |
0,164 |
0,152 |
0,18 |
0,065 |
|
|
27 |
в нефтенасыщенной части |
1 |
0,164 |
0,152 |
0,18 |
0,065 |
|
|
29 |
Коэффициент нефтенасыщенности |
1 |
0,563 |
0,529 |
0,598 |
0,054 |
|
|
31 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,25 |
|||||
|
32 |
в нефтенасыщенной части |
0,25 |
|||||
|
34 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,25 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0,25 |
Таблица 4.6 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 3. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности пласта
|
Параметр |
Количество |
значение |
Коэф. вариации |
||||
|
среднее |
минимальное |
максимальное |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
5 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
2 |
|||||
|
3 |
Толщина общая, м |
5 |
12,12 |
4 |
19,2 |
0,455 |
|
|
4 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
8,8 |
4 |
13,6 |
0,545 |
|
|
5 |
в водонасыщенной части |
3 |
14,333 |
7,8 |
19,2 |
0,335 |
|
|
6 |
Толщина эффективная, м |
5 |
5,48 |
0,6 |
13,2 |
0,848 |
|
|
7 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
1,2 |
0,6 |
1,8 |
0,5 |
|
|
8 |
в водонасыщенной части |
3 |
8,333 |
3,6 |
13,2 |
0,47 |
|
|
9 |
Коэффициент расчлененности |
5 |
2,8 |
1 |
4 |
0,416 |
|
|
10 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
1,5 |
1 |
2 |
0,333 |
|
|
11 |
в водонасыщенной части |
3 |
3,667 |
3 |
4 |
0,129 |
|
|
12 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
5 |
1,957 |
0,6 |
5,2 |
0,747 |
|
|
13 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,8 |
0,6 |
1,2 |
0,354 |
|
|
14 |
в водонасыщенной части |
3 |
2,273 |
0,6 |
5,2 |
0,658 |
|
|
15 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
5 |
2,554 |
0,6 |
10,8 |
1,003 |
|
|
16 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
5,067 |
2,2 |
10,8 |
0,8 |
|
|
17 |
в водонасыщенной части |
3 |
1,8 |
0,6 |
4,2 |
0,592 |
|
|
18 |
Коэффициент песчанистости по разрезу |
5 |
0,452 |
0,044 |
0,825 |
0,547 |
|
|
19 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,136 |
0,044 |
0,45 |
1,695 |
|
|
20 |
в водонасыщенной части |
3 |
0,581 |
0,427 |
0,825 |
0,31 |
|
|
21 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
5 |
0,001 |
0,001 |
0,002 |
0,299 |
|
|
22 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,002 |
0,001 |
0,002 |
0,333 |
|
|
23 |
в водонасыщенной части |
3 |
0,001 |
0,001 |
0,002 |
0,269 |
|
|
24 |
Коэффициент пористости |
5 |
0,164 |
0,159 |
0,176 |
0,026 |
|
|
25 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,168 |
0,159 |
0,176 |
0,051 |
|
|
26 |
в водонасыщенной части |
3 |
0,164 |
0,16 |
0,174 |
0,021 |
|
|
27 |
Коэффициент нефтенасыщенности |
2 |
0,503 |
0,404 |
0,593 |
0,188 |
|
|
28 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,089 |
|||||
|
29 |
в нефтенасыщенной части |
0,111 |
|||||
|
30 |
в водонасыщенной части |
0,072 |
|||||
|
31 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,016 |
|||||
|
32 |
в нефтенасыщенной части |
0,06 |
|||||
|
33 |
в водонасыщенной части |
0,012 |
|||||
|
34 |
Показатель зональной неоднородности проницаемости |
0,055 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0,037 |
|||||
|
36 |
в водонасыщенной части |
0,046 |
Таблица 4.7 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач4. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности залежи
|
Параметр |
Количество |
значение |
Коэф. вариации |
||||
|
среднее |
минимальное |
максимальное |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
16 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
2 |
|||||
|
3 |
в водонефтяной зоне |
3 |
|||||
|
4 |
в т.ч. без раздела между нефтью и водой |
0 |
|||||
|
5 |
Толщина общая, м |
16 |
26,763 |
2,8 |
46,4 |
0,452 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
23,68 |
14,4 |
32,3 |
0,308 |
|
|
7 |
в водонасыщенной части |
14 |
22,129 |
2,8 |
46,4 |
0,557 |
|
|
8 |
Толщина эффективная, м |
16 |
9,656 |
1,2 |
17,801 |
0,495 |
|
|
9 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
9,14 |
7,3 |
12,199 |
0,204 |
|
|
10 |
в водонасыщенной части |
14 |
7,771 |
1,2 |
17,801 |
0,604 |
|
|
11 |
Коэффициент расчлененности |
16 |
8,313 |
1 |
20 |
0,632 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
6 |
4 |
11 |
0,435 |
|
|
13 |
в водонасыщенной части |
14 |
7,357 |
1 |
20 |
0,775 |
|
|
14 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
16 |
1,162 |
0,4 |
6 |
0,725 |
|
|
15 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
1,523 |
0,4 |
6 |
0,769 |
|
|
16 |
в водонасыщенной части |
14 |
1,056 |
0,4 |
3,8 |
0,648 |
|
|
17 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
16 |
2,122 |
0,4 |
17,6 |
1,245 |
|
|
18 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
2,517 |
0,4 |
11,2 |
1,156 |
|
|
19 |
в водонасыщенной части |
14 |
1,998 |
0,4 |
17,6 |
1,26 |
|
|
20 |
Коэффициент песчанистости по разрезу |
16 |
0,361 |
0,05 |
0,722 |
0,437 |
|
|
21 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
0,386 |
0,249 |
0,722 |
0,421 |
|
|
22 |
в водонасыщенной части |
14 |
0,351 |
0,05 |
0,63 |
0,431 |
|
|
23 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
16 |
0,003 |
0,001 |
0,006 |
0,571 |
|
|
24 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
0,004 |
0,001 |
0,006 |
0,39 |
|
|
25 |
в водонасыщенной части |
14 |
0,002 |
0,001 |
0,006 |
0,616 |
|
|
26 |
Коэффициент пористости |
16 |
0,176 |
0,159 |
0,19 |
0,057 |
|
|
27 |
в нефтенасыщенной части |
5 |
0,181 |
0,159 |
0,19 |
0,046 |
|
|
28 |
в водонасыщенной части |
14 |
0,173 |
0,159 |
0,19 |
0,056 |
|
|
29 |
Коэффициент нефтенасыщенности |
5 |
0,542 |
0,435 |
0,632 |
0,133 |
|
|
30 |
Толщина непроницаемого раздела между нефтью и водой |
3 |
1,867 |
0,8 |
3,8 |
0,734 |
|
|
31 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,326 |
|||||
|
32 |
в нефтенасыщенной части |
0,152 |
|||||
|
33 |
в водонасыщенной части |
0,379 |
|||||
|
34 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,17 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0,147 |
|||||
|
36 |
в водонасыщенной части |
0,177 |
Таблица 4.8
Мурьяунское месторождение. Пласт ЮС2 Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности пласта
|
Параметр |
Количество |
значение |
Коэф. вариации |
||||
|
среднее |
минимальное |
максимальное |
|||||
|
1 |
Количество скважин |
9 |
|||||
|
2 |
в т.ч. в нефтяной зоне |
1 |
|||||
|
3 |
в водонефтяной зоне |
1 |
|||||
|
4 |
в т.ч. без раздела между нефтью и водой |
0 |
|||||
|
5 |
Толщина общая, м |
9 |
20,022 |
11,6 |
31,8 |
0,285 |
|
|
6 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
12,65 |
6,1 |
19,2 |
0,518 |
|
|
7 |
в водонасыщенной части |
8 |
19,363 |
5,5 |
31,8 |
0,378 |
|
|
8 |
Толщина эффективная, м |
9 |
4,889 |
1,6 |
10,4 |
0,515 |
|
|
9 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
2 |
2 |
2 |
0 |
|
|
10 |
в водонасыщенной части |
8 |
5 |
1,6 |
10,4 |
0,491 |
|
|
11 |
Коэффициент расчлененности |
9 |
3,556 |
2 |
5 |
0,378 |
|
|
12 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
2 |
2 |
2 |
0 |
|
|
13 |
в водонасыщенной части |
8 |
3,5 |
2 |
5 |
0,35 |
|
|
14 |
Толщина проницаемого прослоя, м |
9 |
1,375 |
0,4 |
7,4 |
0,91 |
|
|
15 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
1 |
0,6 |
1,4 |
0,283 |
|
|
16 |
в водонасыщенной части |
8 |
1,429 |
0,4 |
7,4 |
0,928 |
|
|
17 |
Толщина непроницаемого прослоя, м |
9 |
3,405 |
0,4 |
13,2 |
1,031 |
|
|
18 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
3,6 |
0,4 |
12 |
1,131 |
|
|
19 |
в водонасыщенной части |
8 |
3,291 |
0,4 |
13,2 |
1,028 |
|
|
20 |
Коэффициент песчанистости по разрезу |
9 |
0,244 |
0,092 |
0,591 |
0,732 |
|
|
21 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,158 |
0,104 |
0,328 |
0,797 |
|
|
22 |
в водонасыщенной части |
8 |
0,258 |
0,092 |
0,727 |
0,878 |
|
|
23 |
Коэффициент проницаемости, кв.мкм(дарси) |
9 |
0,005 |
0,001 |
0,01 |
0,665 |
|
|
24 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,003 |
0,001 |
0,005 |
0,667 |
|
|
25 |
в водонасыщенной части |
8 |
0,005 |
0,001 |
0,01 |
0,648 |
|
|
26 |
Коэффициент пористости |
9 |
0,171 |
0,154 |
0,183 |
0,053 |
|
|
27 |
в нефтенасыщенной части |
2 |
0,164 |
0,154 |
0,175 |
0,064 |
|
|
28 |
в водонасыщенной части |
8 |
0,171 |
0,158 |
0,183 |
0,05 |
|
|
29 |
Коэффициент нефтенасыщенности |
2 |
0,556 |
0,529 |
0,58 |
0,046 |
|
|
30 |
Толщина непроницаемого раздела между нефтью и водой |
1 |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
0 |
|
|
31 |
Показатель общей неоднородности проницаемости |
0,442 |
|||||
|
32 |
в нефтенасыщенной части |
0,444 |
|||||
|
33 |
в водонасыщенной части |
0,42 |
|||||
|
34 |
Показатель послойной неоднородности проницаемости |
0,337 |
|||||
|
35 |
в нефтенасыщенной части |
0 |
|||||
|
36 |
в водонасыщенной части |
0,311 |
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Геолого-геофизическая изученность месторождения Восточный Челекен в Туркменистане. Геологическое и тектоническое строение. Литологические особенности залежи и их формирование. Палеогеографические реконструкции бассейна осадконакопления. Нефтегазоносность.
дипломная работа [3,7 M], добавлен 10.11.2015Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Характеристика геологического строения месторождения: магматические породы, метаморфизм, структурно-тектонические особенности. Вскрытие и подготовка месторождения. Внутришахтный транспорт и подъемные установки. Проектирование массового взрыва в руднике.
дипломная работа [129,2 K], добавлен 26.11.2010Оценка начальных запасов нефти в пласте. Распределение пластового давления по глубине залежи, не затронутой разработкой. Характер распределения температуры по глубине залежи. Производительность нефтяных скважин, оценка коэффициента их продуктивности.
методичка [1,0 M], добавлен 14.08.2013Нефтяные и газоконденсатные месторождения в мире. Чиконтепек как супергигантские нефтегазовые залежи в Мексике. Месторождение Аль-Гавар в Саудовской Аравии. Шельф Боливар как нефтяные месторождения в Венесуэле. Самотлорское нефтяное месторождение.
реферат [132,7 K], добавлен 03.03.2016Краткая геологическая и гидрогеологическая характеристика Веретенинской залежи. Подсчет запасов полезного ископаемого и объем вскрыши в контурах карьера. Процесс вскрытия месторождения, организация буровзрывных, взрывных, выемочно-погрузочных работ.
курсовая работа [119,9 K], добавлен 09.09.2014Анализ практики применения комбинированной технологии на рудниках. Геология месторождения, параметры залегания рудной залежи. Запасы карьерного поля. Горное оборудование, применяемое при разработке. Преимущества комбинированной разработки месторождения.
курсовая работа [74,0 K], добавлен 14.10.2012Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Анализ разработки залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеродов Пур-Тазовской области. Проектирование размещения скважин на Харампурском месторождении с учетом дизъюнктивных деформаций юрской залежи. Выявление степени разломов осадочного чехла.
автореферат [844,7 K], добавлен 03.12.2010
