Главная
База знаний "Allbest"
Геология, гидрология и геодезия
Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское
Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское
Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении. Сейсморазведка, интерпретация сейсмических материалов. Геофизические исследования скважин. Организация буровых работ. Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.09.2011 |
| Размер файла | 99,9 K |
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.
Фильтрационная характеристика на этой площади изменяется с запада на восток от проницаемости 0,17 мкм2, в скважине 12 до 0,039 мкм2 в скважине 10 при изменении продуктивности от 104,7 до 20,2 м3/сут. МПа.
3.3 Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина
Шельф Северо-Восточного Сахалина явился своеобразным полигоном среди остальных акваторий для отработки методики поисково-разведочных работ в условиях замерзающих морей (с довольно кратковременным периодом полевых работ 4-4,5 месяцев). В течение 14-летней истории поисков и разведки месторождений нефти и газа в данном районе накоплен богатейший опыт ведения работ.
И.О. Бродом (10) было высказано актуальное и сегодня суждение, что для того,". чтобы не дискредитировать месторождение, места закладки поисковых скважин должны выбираться сугубо осторожно". Месторождение должно быть изучено настолько, чтобы точки, в которых закладываются поисковые скважины, являлись наиболее благоприятными для скопления и сохранения нефти и газа на глубине.
При анализе геологоразведочного процесса в разных регионах можно выделить три основных подхода к заложению скважин, которые сменяли последовательно друг друга. При первом, заложение скважин происходило по методике "от известного", т.е. на границе залежи, достоверно установленной предшествующей скважиной. При применении второго подхода учитываются возможные границы залежей по предполагаемому коэффициенту заполнения ловушек углеводородами. Развитие техники и технологии геофизических исследований позволяет в ряде случаев прогнозировать по прямым признакам положения межфазовых контактов, а, учитывая данные о региональных гидростатических делениях, рассчитывать положение контактов по результатам бурения первых поисковых скважин. Это дало возможность для применения третьего подхода - заложения скважин с учетом возможных границ залежей.
Предполагаемая система поиска и разведки месторождений нефти и газа основана на использовании комплекса геолого-геофизических данных, получаемых при подготовке структуры к поисковому бурению, в процессе поискового бурения, детализации открытого месторождения сейсмическими исследованиями и проведении разведочного бурения. Должен быть произведен прогноз литологического состава стратиграфических комплексов с тенденциями его пространственного изменения, выделены границы пластов, прогноз продуктивности разреза с определением глубинного и площадного положения границ АТЗ. На этапе разведки требуется изучить фазовое состояние УВ месторождения в целом, а при наличии тектонических блоков, структурных и литологических ограничений, определить границы залежей, изменение эффективной толщины, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности. Требуется обоснование положения зон литологических замещений и нижних пределов фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. В связи с тенденцией проводить разведку морских месторождений нефти и газа ограниченным числом скважин, изучение эффективной толщины пластов-коллекторов с их фильтрационно-емкостными свойствами по площади возможно только на основе использования сейсмических данных с подтверждением основных закономерностей их изменения скважинами.
3.4 Обоснование размещения поисковых скважин
При обосновании местоположения первых поисковых скважин используется два методических приема: заложение поисковой скважины в наиболее гипсометрически приподнятой части структуры или заложение поисковой скважины с некоторым смещением от свода.
Первые поисковые скважины для открытия месторождений нефти и газа на шельфе Сахалина планировались и бурились на перспективных структурах в сводах или присводовых частях складок и тектонических блоков. Отдельные поисковые скважины были частично смещены от свода на крыло структуры. Так, поисковая скважина № 1 на Астохском куполе была смещена на 30 м, а скважина № 6 на Пильтунском куполе на 35 м. Данное смещение первой скважины обосновывалось:
1) возможностью прироста промышленных запасов УВ (категории С1);
2) предполагаемым вскрытием нефтяной или газонефтяной зон (за пределами газовых шапок, имеющих небольшие высоты) (Приложение 6).
В пределах зон с предполагаемой повышенной трещиноватостью, расположенных на крыльях структур, осложнением типа "структурного носа", поисковую скважину предлагается закладывать в наиболее приподнятой части, на некотором расстоянии от предполагаемой зоны уменьшения трещиноватости.
Обоснование размещения разведочных скважин
Разведочные скважины преимущественно располагались: на крыльях структур, в зонах межфазовых контактов или в полнопластовой части залежей; на переклиналях структур в зонах межфазовых контактов; в пределах зон литологического замещения; в межкупольных зонах для установления взаимосвязи залежей в различных куполах. Разведочные скважины закладываются в участках, имеющих максимальную величину признака по всей совокупности продуктивных пластов с учетом зон резкого изменения градиента эффективной толщины. Кроме учета зон резкого изменения градиента эффективной толщины, должна учитывать необходимость изучения строения залежи на Астохской площади. Нам представляется рациональным заложение первой разведочной скважины (1-Р) в предполагаемую или расчетную зону контакта на участке перехода крыла в переклиналь (прил.). Вторая скважина (2-Р) рекомендуется на противоположном по отношению к своду, участку перехода крыла в переклиналь. Для изучения остальной площади залежей, рекомендуется применение равномерно-высотной системы разведки, заключающейся в том, что после бурения первых двух скважин на межфазовые контакты определяется дополнительное количество скважин для равномерного изучения объема залежей. Для этого проводится условное разделение основной залежи на горизонтальные секторы, по высоте, равные удвоенной мощности пласта. Расчет количества скважин производится по формуле:
,
где Nскв - количество скважин, необходимое для доразведки;
Нзал - высота залежи, м;
h - толщина пласта, м;
б - угол падения пород, в градусах.
Данная формула может быть дополнена расчетами величины межфазовых контактов по методическим рекомендациям Осядько Н.Н. и Бараша Б.И. (14).
где Z - ширина контакта, м;
h - толщина пласта, м;
б - угол наклона пласта, в градусах.
3.5 Организация и проведение буровых работ. Общие сведения
В основу расчетов по организации буровых работ на месторождении с помощью ледостойких стационарных платформ положен опыт строительства 14-ти разведочных вертикальных скважин, пробуренных с СПБУ на данном месторождении.
Имеющийся объем информации позволяет оценить геолого-геофизические условия предстоящего бурения эксплуатационных скважин, разработать технологию бурения, а также определить прогнозные технико-экономические показатели.
Разведочные скважины, как правило, пробурены с использованием с использованием двухколонной конструкции: водозащитная колонна диаметром 763 мм, кондуктор диаметром 340 мм, техническая колонна диаметром 245 мм, эксплуатационная колонна-хвостовик диаметром 178 мм. По мере накопления опыта и получения информации об условиях бурения конструкции скважин упрощались.
Решение задачи по определению графика бурения скважин производилось по программе PLATO. В качестве исходных данных использованы структурные карты с проектным расположением скважин, а также разработки отдела бурения в области строительства направленных скважин кустовым способом с большими углами наклона.
Искомые показатели (сроки окончания скважин) зависят от расположения платформы относительно проектных скважин на месторождении.
Выбор положения платформы производится исходя из двух критериев: минимальная суммарная длина стволов скважин и минимально возможные углы наклона стволов скважин. Для наклонно-направленных скважин пороговым значением угла наклона является 60 град. Превышение этого значения кратно увеличивает трудности каротажных работ (доставка приборов на забой), спуском бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб.
В связи с этим из двух названных выше критериев определяющим является второй, получение минимально возможных углов наклона.
Средняя коммерческая скорость по пробуренным на месторождении разведочным вертикальным скважинам составляет 2513 м/ст. - мес. При расчете цикловой скорости бурения в программу бурения заложены следующие данные. Время освоения в зависимости от величины зенитного угла:
зенитный угол > 60 град. - 10 суток;
60 град. > зенитный угол > 50 град. - 9 суток;
50 град. > зенитный угол > 40 град. - 8 суток;
зенитный угол < 40 град. - 7 суток.
Продолжительность монтажных работ по перемещению установки на ЛСП - 2 суток. Остановки работ по метеоусловиям - 3 суток. Наклонно-направленные скважины предлагается бурить по трехинтервальному профилю, как наиболее простому.
Ввод ЛСП в работу планируется в летнее время, поэтому календарное время бурения в год ввода ЛСП принято 185 суток.
3.6 Обоснование максимального значения зенитного угла
Значение технически достижимого зенитного угла наклона определяет площадь охвата месторождения с ЛСП. От величины зенитного угла зависит количество необходимых платформ, с помощью которых может быть обеспеченная заданная добыча углеводородов и закачка в пласты.
Величину максимального зенитного угла определяем из условия возможности самодвижения колонн труб на заданную глубину под действием собственного веса. Движущая сила складывается из веса труб в вертикальном участке, в дугу набора угла и в наклонно-направленном участке. Тормозящая сила представляет из себя силы трения колонны и колонны в открытом стволе. По схеме наклонной плоскости движение прекращается при максимальном угле Аmах:
Аmах = аrс tg (1/m),
где m - коэффициент трения трубы о породу.
При обычно применяемых на суше буровых растворах коэффициент трения трубы о породу приблизительно равен 0,5, при этом значение максимального зенитного угла составит 63 град. В данных условиях смазывающие свойства бурового раствора особенно важны. Таким образом, повысить значение максимального зенитного угла можно за счет снижения значения т, а также за счет увеличения длин вертикального участка и дуги набора угла.
Можно определить, что для скважин с вертикальным участком 100 м. И радиусом дуги набора угла 850 м максимальный угол будет равен 67 град. Его дальнейший рост потребует применения специальных смазывающих добавок и буровых растворов на углеводородной основе. На данном этапе, учитывая имеющийся производственный опыт и ограниченные технические возможности, принимаем в расчетах максимальный зенитный угол, равный 67 град. Бурение скважин с углами, близкими к максимальным требует применения в комплекте буровой установки верхнего привода ("вертлюга-ротора"). Использование этого механизму повысит безопасность проведения работ, сократит затраты времени на бурение.
3.7 Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении
Верхняя часть разреза до глубины 700-800м сложена преимущественно песками с включениями гальки и слабосцементированными рыхлыми песчаниками с редкими и незначительными по мощности пластами и пропластками глин. Ожидаются осыпи стенок скважин и дифференцальные прихваты бурильной колонны. Коэффициент аномальности пластовых давлений в продуктивных горизонтах составляет Ка-1,05. Однако плотность бурового раствора будут определять не только пластовые давления, но и встречающиеся в разрезе неустойчивые глинистые породы. По градиентам давлений (пластового, столба бурового раствора и гидроразрыва пород) зон с несовместимыми условиями бурения не ожидается. Конструкцию скважин принимаем двухколонной (не считая водоотделительной), исходя из ожидаемых в процессе бурения осложнений и опыта бурения скважин на площади.
Расчёт длины технической колонны приведен по общепринятым формулам. Расчетная глубина спуска технической колонны равна L = 1034,8 м.
Принимаем среднюю 1 глубину (по вертикал) спуска технической колонны - 1050 м. Для скважины с зенитным углом равным 70 град. L по инструменту равно 1530 м.
Для глубоких скважин (скв.93-2895 м, скв.180-3439 м) глубину спуска технической колонны следует увеличить из условий предупреждения прихватов бурильной колонны по причине значительного выхода открытым стволом из-под башмака предыдущей колонны. В каждом конкретном случае вопрос следует решать индивидуально с опытом бурения предыдущих направленных скважин. Ориентировочно можно принять:
скважина 93 L - 1800м
скважина 180 L - 2000-2300м.
Диаметры эксплуатационных колонн определяют из условия обеспечения оптимального отбора пластовой продукции.
Как показывают расчёты, выполненные по материалам испытания разведочных скважин, для Пильтун-Астохского месторождения удовлетворяют НКТ диаметром 89 мм. Отсюда, руководствуясь имеющейся информацией по условиям бурения, и действующим методам, конструкции скважин могут быть приняты следующими:
Водозащитная колонна диаметром 762 мм - 130 м;
кондуктор диаметром 324 мм - 350 м;
техническая колонна диаметром 245 мм - 800-1200 м (по вертикали);
эксплуатационная колонна диаметром 178мм - до проекта.
Высота подъёма цемента за эксплуатационной колонной в нефтяных скважинах выше башмака технической колонны более 100 м и в газовых скважинах - до устья.
Кондуктор 324 мм (в стволе диаметром 394 мм) перекрывает неустойчивые породы вертикальной части ствола скважины. Техническая колонна диаметром 245 мм (в стволе диаметром 295 мм) перекрывает интервал набора кривизны. Глубина спуска ее может колебаться от средней глубины (10501 м) в зависимости от значения отклонения забоя от вертикали, градиента гидроразрыва пород и допустимого выхода из-под башмака колонны до максимального значения - 3000 м.
Диаметр водозащитной колонны (762 мм) позволяет произвести спуск дополнительной колонны, а также в случае необходимости увеличения зазоров между колонной и стенкой скважины прейти на конструкцию скважин с диаметром колонн:
кондуктор диаметром 508 мм (ствол диаметром 660 мм);
техническая колонна диаметром 339,7 мм (ствол диаметром 440 мм);
эксплуатационная колонна диаметром 245 мм (ствол диаметром 311 мм).
3.8 Буровой раствор
На основании геолого-технических условий бурения разведочных скважин на площади, учитывая опыт проводки скважин с СПБУ, для бурения эксплуатационных скважин рекомендуется использовать глиносульфонатный тип бурового раствора. По замерам пластового давления на скважинах 3,4,5,6,7 максимальный коэффициент аномальности равен 1,05, то есть имеем дело с нормальными пластовыми давлениями. Некоторое увеличение плотности бурового раствора при бурении ниже башмака кондуктора вызвано наличием неустойчивых глинистых отложений.
Приготовление бурового раствора предусматривается на основе морской воды. Рекомендуемые рецептуры бурового раствора не являются окончательными. Ведутся работы по созданию более экологически безвредных растворов.
3.9 Обоснование видов и способов бурения
Разработка месторождения с помощью ЛСП диктует необходимость кустового бурения наклонно-направленных скважин. Составлен график ввода скважин в соответствии с очередностью бурения и конструкцией бурового окна, исходя из следующих принципов безопасности:
глубина зарезки наклонного ствола каждой последующей скважины больше, чем у предыдущей. Делается это с целью исключения влияния металла ранее спущенных обсадных колонн на магнитную часть визирных устройств;
каждая скважина наружного ряда (бурового окна) имеет глубину зарезки меньше, чем у любой скважины следующего за ней ряда;
с каждой шахты можно вести проводку вполне определенной скважины, то есть каждой устьевой точке бурового окна соответствует определённая забойная точка.
Обеспечение охвата необходимой площади залежи требует бурения скважин с максимальными зенитными углами 67 град. Максимальный отход от вертикали составляет 2960 м.
Как упомянуто выше, принимается трехинтервальный профиль: вертикальный участок, участок набора угла и прямолинейный наклонный участок. Принятый темп набора угла наклона составляет 0,7 град, на 10 м. Набор угла планируется начинать с глубины 150-100 м, а на скважинах с небольшими отходами от вертикали глубина набора угла возрастает, что обеспечивает более безопасную разводку стволов скважин и более точное попадание забоя в заданный район.
Бурение скважин в интервале набора кривизны до угла 15 градусов осуществляется забойными двигателями-отклонителями. Дальнейший набор угла и бурение прямолинейного наклонного участка предпочтительнее производить роторным способом. Однако при углах наклона более 60 градусов бурение забойными двигателями может быть эффективнее из-за сложности передачи нагрузки на долото.
Таким образом, планируется использовать как роторный, так и турбинный способ бурения.
Учитывая высокую плотность расположения устьев скважин на платформе, необходимо отметить, что безопасное проведение работ невозможно без применения забойных телеметрических систем контроля параметров траектории стволов скважин типа MWD отечественного и зарубежного изготовления.
Использование систем ЗИС или MWD не только повысит безопасность работ на платформе, но и значительно их ускорит.
3.10 Организация буровых работ
По варианту 1
Для разработки месторождения планируется ввод в работу шести ЛСП. Платформа устанавливается в летнее время на точке с координатами, соответствующими оптимальному положению по сумме глубин или по минимальной величине максимальных углов. Поэтому в графике ввода скважин первый год имеет продолжительность 185 рабочих суток.3-х интервальные профили рассчитаны так, что глубина зарезки у них различная, если буровые работы на ЛСП ведутся одной буровой бригадой. Когда на ЛСП предусматривается одновременная работа двух буровых бригад (ЛСП А, С, Е), то скважины разделены на две группы по азимутальному признаку (скважины северных и южных направлений или скважины западного и восточного направления). В этом случае профили рассчитаны для каждой группы отдельно и одну и туже глубину зарезки могут иметь несколько скважин на одной платформе. Однако это вполне допустимо, так как группы скважин будут разделены технологическим разрывом (более 10 м) и влияние колонн на магнитную часть визирных устройств исключается.
Вопросы технического снабжения будут рассматриваться с учетом грузоподъемности ЛСП и времени автономной работы.
Жесткие климатические и погодные условия для работы в Охотском море требуют создания специальных морских буровых установок, позволяющих работать практически при любых метеоусловиях.
При строительстве скважин в кусте предусмотрена следующая очередность работ:
монтаж буровой установки;
бурение и крепление скважины;
перфорация;
спуск НКТ;
установка АФ, освоение;
переход на другую точку.
Работы по бурению, креплению и освоению скважин проектируется производить с обеспечением экологической безопасности для окружающей среды. На это направлен ряд технологических рекомендаций при бурении на шельфе.
4. Охрана окружающей среды
Гидрологический, гидрохимический, гидробиологический и микробиологический режим морской среды в районе Пильтун-Астохского месторождения исследовались путем экспедиционных наблюдений в течение 1988-91 гг. Полученные результаты показывают, что прибрежные воды характеризуются как экологически благополучные. Насыщенность вод кислородом хорошая, содержание нефтяных углеводородов и фенолов не превышает предельно допустимых концентраций.
Гидробиологические исследования показывают, что по величине измеренной объемной первичной продукции - 80 мг С/м3 час, по величине рассчитанной дневной поверхностной первичной продукции - 2000 мг С/м3 день, а также по содержанию хлорофилла обследованные акватории характеризуются высокой первичной продукцией и сравнимы с высокопродуктивными эвтрофными водами. Исследования углеводородоокисляющих бактерий в поверхностном слое донных осадков и поверхностном горизонте водной толщи показывает, что в сообществе планктонных бактерий не сформирована ферментная система окисления углеводородов парафинового ряда, следовательно, один из важнейших механизмов самоочищения морской среды от нефти (микробиологическое окисление) в условиях северо-восточного шельфа Сахалина практически отсутствует.
В рыбохозяйственном отношении прибрежные воды в районах обустройства месторождения являются местом нереста и нагула промысловых видов рыб: горбуши, сельди и наваги. Реки, впадающие в обширные эвригальные заливы северо-восточного побережья Сахалина, в своем верхнем и среднем течении являются нерестилищами лососевых видов рыб, в основном горбуши. По данным многолетних наблюдений заполняемость нерестилищ горбушей составляет 0,65 шт/м2.
Анализ источников загрязнения и возможных объемов загрязняющих веществ в условиях нормальной эксплуатации объектов морской нефтегазодобычи показывает, что природоохранные мероприятия и сооружения, отвечающие техническим правилам ведения работ при бурении скважин, правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, правилам охраны вод от загрязнения при разработке морских месторождений нефти и газа, обеспечивают сохранность окружающей природной среда. Загрязнение окружающей среды в условиях эксплуатации нефтегазопромысловых объектов может произойти лишь в результате катастрофических сбросов нефти или других загрязняющих веществ, возникающих из-за повреждения технологического оборудования или нарушения правил их технической эксплуатации. Предельные объемы загрязнений в указанных случаях не превышают геометрические размеры оборудования или емкостей.
Совокупность научных и практических проблем возникает из-за возможности появления аварийных ситуаций. Как показывает мировой опыт разработки морских нефтегазовых месторождений, неуправляемые Поступления флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы) продолжают представлять наибольшую опасность для стационарных платформ и ПБУ, являются основной причиной углеводородного загрязнения морской среды в процессах бурения и эксплуатации скважин.
Для Пильтун-Астохского месторождения максимальный дебит фонтанирующей скважины по нефти составит 500-700 т/сут., по газу до 12 млн. м3 сутки, в том числе 600-800 т/сут. жидких углеводородов. Время открытого фонтанирования, исходя из возможностей использования технических выбросов (летний и зимний периоды), оцениваются до 7 суток летом и 20-50 суток в зимний период. При этих условиях вероятный объем выбросов жидких углеводородов может составить летом до 5000 т, зимой - до 40 тыс. т.
Следует заметить, что экологические последствия загрязнения морской среды при выбросе газоконденсатной скважины будут существенно ниже по сравнению с фонтанированием нефтяных скважин, поскольку содержание в газоконденсатах легких фракций, испарение которых в условиях охотоморского шельфа происходит в течение суток, составляет до 80% (вес.), а в нефтяных их содержание в два раза меньше.
Аварийные разливы нефтяных углеводородов могут быть локализованы и собраны с помощью боновых заграждений и специальных технических средств, в период открытой воды. Однако в настоящее время в мировой практике отсутствуют апробированные технические средства локализации и ликвидации нефтяных разливов в ледовых условиях, в том числе при разливах на ненадежный ледовый покров или в подледных разливах.
В настоящее время СахалинНИПИморнефть с привлечением специализированных организаций РАН и других ведомств, проводит комплекс научных исследований, направленных на прогнозирование возможных экологических последствий при освоении Пильтун-Астохского месторождения и обоснование мероприятий по предотвращению их негативного воздействия.
Заключение
В результате проведённых исследований можно сделать следующие выводы:
1. В стратиграфическом разрезе Пильтун-Астохского месторождения участвуют песчано-глинистые отложения неогенового и четвертичного возраста, в составе которых выделены пласты-коллекторы, с углеводородным заполнением.
2. В тектоническом отношении месторождение входит в состав Одоптинской зоны, которая в свою очередь, входит в состав Восточно-Сахалинского антиклинория.
Сложное строение пластов-коллекторов наряду, с наличием зон глинизации, обусловило особенности формирования залежей углеводородов в продуктивной толще нижненутовского подгоризонта.
4. Залежи Пильтун-Астохского месторождения являются пластово-сводовыми, тектонически и литологически экранированными.
5. Определяющим фактором по формированию залежи являлось наличие литологических экранов, ограничивающих залежи по латерали.
6. Анализ отдельных сейсмических фаз дает возможность установить сложное - линзовидное строение коллекторов основной продуктивной толщи XVII-XXIV пластов, природу образования отдельных линз и зон глинизации.
7. Залежи размещены на трех участках (Пильтунском, Южно-Пильтунском и Астохском).
8. На Пилътунском участке выделены три блока (1а, I и II), разделенные разрывами. Всего по участкам открыто (или прогнозируется по ГИС) две нефтяные, 6 газовых, 11 газоконденсатнонефтяных, 7 газоконденсатных, 8 нефтегазоконденсатных залежей.
9. Сейсмические данные указывают на существование стратиграфических несогласий и неразведанных амплитудных аномалий.
Таким образом, новые залежи могут также быть обнаружены в еще неразбуренных зонах и в более глубоких горизонтах уже разбуренных зон, по аналогии с месторождениями Одопту-море, Аркутун-Дагинским и Окружным. Нижележащие отложения осадочного чехла на Пильтун-Астохском месторождении в дальнейшем будут являться объектами поискового бурения на нефть и газ.
Месторождение является базовым для строительства первой ледостойкой стационарной платформы (ЛСП) на шельфе Сахалина.
Рекомендуется: бурение 2-х разведочных скважин 1-Р и 2-Р на Астохской площади. Техническая часть проводки скважин приведена в разделе 3.5.
Список использованной литературы
б) рукописная
а) опубликованная
1. Брод И.О. Материалы по методологии поисков и разведок нефти и газа. Л. Госгеолразведиздат, 1932. - 31 с.
2. Бараш Б.И. и др., Определение межфазовых и водяных контактов в процессе поисково-разведочных работ. ВНИИОЭНГ. НТИ. Нефтегазовая геология и геофизика, 1968. - Вып.17. - с.12-16.
3. Ковальчук B. C. и др. Особенности строения ловушек нефти и газа в верхнемиоценовых отложениях Сахалинского осадочного бассейна по данным сейсморазведки и ГИС. Современные методы геологической интерпретации геофизических данных при решении задач поисков и разведки залежей нефти и газа.М. ИГРГИ, 1989. - с.65 - 55
б) рукописная
4. Агеев В.Н. и др. Отчет по объекту 31/81-е "Обработка и анализ сейсмических данных с целью изучения геологического разреза и выделения залежей нефти и газа на шельфе дальневосточных морей". Трест "Дальморнефтегеофизика". Южно-Сахалинск, 1982.
5. Агеев В.Н., Хведчук И.И. Рекомендация по оптимальному заложению скважины 3 и 5 на Пильтун-Астохском нефтяном месторождении на основе прогнозирования продуктивности геологического разреза, Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1987.
6. Баранова НА. и др. Отчет по объекту 26/74-Д "Детальные сейсморазведочные работы на Пильтун-Астохском участке шельфа Северо-Восточного Сахалина". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1975.
7. Берсенев В.П. и др. Отчет по теме 21/82 "Анализ и обобщение результатов морских геохимических исследований на шельфе о. Сахалин". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1983.
8. Горохов А.В. и др. Отчет по объекту 16/87 "Детальные сейсморазведочные исследования на Пильтун-Астохском участке шельфа Сахалина". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1988.
9. Горохов А.В. и др. Объект 14/88 "Прогнозирование продуктивности геологического разреза на основе сейсморазведки и геофизических исследований скважин на шельфе Дальневосточных морей". Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1990.
10. Куликов H. R. и др. Цитологическое и петрофизическое изучение нефтегазоносных отложений о. Сахалин, Охотского моря, Татарского пролива. СахалинНИПИморнефть, Оха, 1990.
11. Ковальчук и др. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа месторождения Одопту-море. Фонды "СахалинНИПИморнефть", 1984.
12. Ковальчук и др. Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата категории С1 и С2 месторождения Астохское. Фонды "СахалинНИПИморнефть", 1987.
13. Ковальчук B. C. и др. Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата категорий С1 и С2 месторождений Астохское, Пильтунское и Южно-Пильтунское (шельф Северо-Восточного Сахалина) и рекомендации по размещению разведочных скважин с целью их доразведки.
14. Хведчук И.И. и др. Обоснование по оптимальному заложению поисковых скважин 1 - 2 на Пильтун-Астохском АТЗ с целью открытия залежей нефти и газа XXI - XXIV пластов. Трест "Дальморнефтегеофизика", Южно-Сахалинск, 1986.
15. Харахинов В.В. и др. Изучение тектонических условий нефтегазоносности перспективных районов о. Сахалина и шельфов акваторий Дальнего Востока. Оха. "СахалинНИПИморнефть", 1984. - С.300.
16. Харахинов В.В. и др. Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ на шельфе Сахалина и разработка рекомендаций на постановку дальнейших работ на нефть и газ. Отчет по теме. Оха. "СахалинНИПИморнефть", 1991.
17. Отчетный баланс запасов нефти, горючих газов и конденсата за 1989 г. ПО "Сахалинморнефтегаз", 1990.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Географо-экономическая характеристика Центрально-Алданского золотоносного района; его геологическое строение. Проектирование работ разведочных, горнопроходческих и буровых на месторождении рудного золота Рябиновое. Геофизические исследования скважин.
курсовая работа [298,5 K], добавлен 19.04.2012Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.
дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010Анализ и интерпретация материалов 3D-сейсморазведки на примере сейсморазведочных работ на Ново-Аганском месторождении в Тюменской области. Особенности характеристик волнового поля в районе геологических работ и определение перспективных объектов.
дипломная работа [9,7 M], добавлен 18.10.2013Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.
шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011Краткие физико-географические сведения о Федоровском месторождении, история его освоения, геологическое строение и физические свойства горных пород. Анализ путей совершенствования геофизических методов геоинформационных систем для горизонтальных скважин.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.09.2010Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ.
контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013Тектоническое и геологическое строение, нефтеносность территории месторождения. Расчёт параметров системы наблюдений. Проведение сейсмических работ и интерпретация полученных данных. Обработка компонент волнового поля. Анализ интерференционных систем.
дипломная работа [6,6 M], добавлен 10.01.2015Анализ работы, фонда и оптимизация скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ "Когалымнефть" ЦДНГ-1. Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ. Подземное и устьевое оборудование, способы добычи нефти.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 13.07.2010
