Файл: Пермский национальный исследовательский политехнический университет.docx
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 767
Скачиваний: 17
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1.Общие сведения о месторождении
Геолого-физическая характеристика месторождения
Верхний отдел Баженовская свита
Структурно-тектоническая характеристика
Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химические свойства воды
2.2Анализ текущего состояния разработки и фонда скважин
28х14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8х3,5 км., отделенная от основной неглубоким прогибом.
Пласт АС4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта АС4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по площади и разрезу. В пределах залежи выявлено полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полулинз, а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел
типа русловых врезов. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.
Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса.
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре 3 порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала – структуры 2 порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.
Структура по кровле горизонта БС10 (в пределах изогипсы 2400м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших куполовидных поднятий.
Основное поднятие выделяется по изогипсе 2370м, имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу.
Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 110м (наивысшая, отметка кровли 2309м, оконтуривающая изогипса- 4200м). Размеры структуры – 20х44км по БС10 и 33х48,5км по БС10-11. Совместно с горизонтом АС4 размеры Мамонтовской структуры составляют – 37х48,5км.
Описываемая территория в нефтегазоносном отношении располагается в пределах южной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской области. Промышленнаянефтегазоносность установлена в неокомских отложениях. В разрезе рассматриваемой территории выделяются частично ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК). На Рисунке 1 представлен геологический профиль по линии разрезания в центральной части
Мамонтовского месторождения. Коллекторы пластов ачимовской толщи сложены
песчано-алевритовыми породами полимиктового и аркозового состава. Пористость составляет в среднем 16 % , проницаемость обычно низкая
, 7-20 мД (0,07-0,20х10-7м2). Ловушки преимущественно структурно литологического типов, характеризуются высокими коэффициентами заполнения. Нефтегенерирующими являются вмещающие глинистые породы суперрегиональной покрышки.
Неокомский НГК приурочен к отложениям валанжина, готерива, и баррема. Он включает пласты БС1-11 и АС4-12. Эти пласты образуют обширные покровы. Породы-коллекторы накапливались на мелководьях морских бассейнов и представляют собой подводные части обширных дельтовых областей неокомских осадочных бассейнов. При этом с востока на запад происходит региональное замещение пластов.
Типы залежей в основном пластово-сводовые и структурнолитологические. Пористость коллекторов 17-25%, проницаемость100-400 мД(0,1-0,4х10-6м2). Средние дебиты нефти составляют 20-40 м3/сут, обычно скважины фонтанирующие на первом этапе эксплуатации.
Рисунок 1 - Геологический профиль Мамонтовского месторождения 1-нефть; 2-вода; 3- непроницаемые пропластк
В целях изучения физико-химич еских свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведѐн большой объѐм исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменьгеологии, институтов Гипротюменьнефтегаз ,СибНИИНП, ОАО
―РН-Юганскнефтегаз‖.
На Мамонтовском месторождении характер изменения свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окружѐнных краевой водой. Почти во всех случаях по мере уменьшения глубины устойчиво снижаются пластовые давления и температура.
От свода к ВНК снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастают плотность и вязкость нефти.
Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость 9-15 мПа*с с незначительным газосодержанием 36 - 56 м3/сут, давлением насыщения 6,9 - 9,7 МПа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые, тяжѐлые (807-845кг/м3). Пластовые воды напорные, термальные, солѐные, практически безсульфатные. Газ, растворѐнный в подземных водах, метанового состава. Температура подземных вод изменяется по разделу от 74 до 830С.
В таблицах 1.5 – 1.5.4 приведены основные физико - химические свойства нефти и газа.
Таблица 1.5 - Физические свойства пластовой нефти.
Таблица 1.5.1 - Анализ контрольных проб нефти
Таблица 1.5.2 - Анализ нефти на газосодержание
Таблица 1.5.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (молярная концентрация,%)
Пласт АС4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта АС4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по площади и разрезу. В пределах залежи выявлено полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полулинз, а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел
типа русловых врезов. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.
Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса.
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Структурно-тектоническая характеристика
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре 3 порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала – структуры 2 порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.
Структура по кровле горизонта БС10 (в пределах изогипсы 2400м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших куполовидных поднятий.
Основное поднятие выделяется по изогипсе 2370м, имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу.
Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 110м (наивысшая, отметка кровли 2309м, оконтуривающая изогипса- 4200м). Размеры структуры – 20х44км по БС10 и 33х48,5км по БС10-11. Совместно с горизонтом АС4 размеры Мамонтовской структуры составляют – 37х48,5км.
-
Продуктивные пласты
Описываемая территория в нефтегазоносном отношении располагается в пределах южной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской области. Промышленнаянефтегазоносность установлена в неокомских отложениях. В разрезе рассматриваемой территории выделяются частично ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК). На Рисунке 1 представлен геологический профиль по линии разрезания в центральной части
Мамонтовского месторождения. Коллекторы пластов ачимовской толщи сложены
песчано-алевритовыми породами полимиктового и аркозового состава. Пористость составляет в среднем 16 % , проницаемость обычно низкая
, 7-20 мД (0,07-0,20х10-7м2). Ловушки преимущественно структурно литологического типов, характеризуются высокими коэффициентами заполнения. Нефтегенерирующими являются вмещающие глинистые породы суперрегиональной покрышки.
Неокомский НГК приурочен к отложениям валанжина, готерива, и баррема. Он включает пласты БС1-11 и АС4-12. Эти пласты образуют обширные покровы. Породы-коллекторы накапливались на мелководьях морских бассейнов и представляют собой подводные части обширных дельтовых областей неокомских осадочных бассейнов. При этом с востока на запад происходит региональное замещение пластов.
Типы залежей в основном пластово-сводовые и структурнолитологические. Пористость коллекторов 17-25%, проницаемость100-400 мД(0,1-0,4х10-6м2). Средние дебиты нефти составляют 20-40 м3/сут, обычно скважины фонтанирующие на первом этапе эксплуатации.
Рисунок 1 - Геологический профиль Мамонтовского месторождения 1-нефть; 2-вода; 3- непроницаемые пропластк
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Свойства пластовых жидкостей и газов
В целях изучения физико-химич еских свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведѐн большой объѐм исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменьгеологии, институтов Гипротюменьнефтегаз ,СибНИИНП, ОАО
―РН-Юганскнефтегаз‖.
На Мамонтовском месторождении характер изменения свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окружѐнных краевой водой. Почти во всех случаях по мере уменьшения глубины устойчиво снижаются пластовые давления и температура.
От свода к ВНК снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастают плотность и вязкость нефти.
Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость 9-15 мПа*с с незначительным газосодержанием 36 - 56 м3/сут, давлением насыщения 6,9 - 9,7 МПа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые, тяжѐлые (807-845кг/м3). Пластовые воды напорные, термальные, солѐные, практически безсульфатные. Газ, растворѐнный в подземных водах, метанового состава. Температура подземных вод изменяется по разделу от 74 до 830С.
В таблицах 1.5 – 1.5.4 приведены основные физико - химические свойства нефти и газа.
Таблица 1.5 - Физические свойства пластовой нефти.
| Параметры | АС4 | АС5-6 | БС8 | БС10 | БС11 |
| Давление насыщения газом РН, кгс/см2 | 82 | 76 | 82 | 94 | 92 |
| Газосодержание R м3/т | 41,7 | 42,3 | 41,5 | 60,5 | 60,5 |
| Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3/т | | 32,5 | 34,4 | 51,7 | 48,24 |
| Объѐмный коэффициент | 1,117 | 1,113 | 1,099 | 1,178 | 1,189 |
| Плотность нефти г/см3 | 0,824 | 0,825 | 0,841 | 0,799 | 0,795 |
| Вязкость нефти сП | 9.14 | 10,85 | 8,14 | 12,44 | 10,2 |
| Температура насыщения парафином °С | 29,7 | 29,6 | 38,5 | 30,3 | 30,3 |
Таблица 1.5.1 - Анализ контрольных проб нефти
| | Вода % | Хлор мг/л | Соли % | Мех.примеси | Вязкость |
| УПСВ ДНС 7 | 2 79 | 226 9226 | 0,03 0,97 | 0,04 0,16 | 16,87 18,82 |
Таблица 1.5.2 - Анализ нефти на газосодержание
| | Ратм | t 0С | Vпробы ,мл | Vгаза ,мл | Vнефти ,мл | плотность по воздуху |
| ДНС 7 УПСВ | 8 12 | 36 34 | 375 376 | 728 1126 | 355 360 | 1,898 1,759 |
Таблица 1.5.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (молярная концентрация,%)
| Наименование | Газ, выделев- шийся из нефти в стандартны условиях | Смесь газа многоступенчатог разгазирования в стандартных усл. | Нефть разгазированна однократно в стандартных условиях | Нефть после многоступенчатог разгазирован-ия при усл. сепараци | Пластова нефть |
| Двуокись углерода | 0,21 | 0,26 | - | 0 | 0,07 |
| Азот | 1,46 | 1,45 | - | 0 | 0,55 |
| Метан | 68,8 | 75,8 | 0,2 | 0,03 | 26,03 |
| Этан | 6,22 | 6,55 | 0,13 | 0,3 | 2,39 |
| Пропан | 11,43 | 9,56 | 1,38 | 3,18 | 5,35 |
| Изобутан | 2,01 | 1,17 | 0,6 | 1,11 | 1,13 |
| Нормальный бутан | 5,57 | 3,14 | 2,63 | 4,15 | 3,75 |
| Изопентан | 1,37 | 0,63 | 1,6 | 1,98 | 1,52 |
| Нормальный пентан | 1,7 | 0,82 | 2,79 | 3,29 | 2,4 |
| Изогексан | 0,57 | 0,6 | 2,15 | 85,9 | 1,56 |
| Нормальный гексан | 0,49 | 2,41 | 1,69 | ||
| Остаток (С7 + высшие) | 0,17 | 86,11 | 53,56 | ||
| Молекулярная масса | 26,15 | 25,95 | 256 | 244 | 167 |
| Плотность при стандартных условиях кг/м3 | 1,087 | 0,954 | 876 | - | 799 |