Файл: Дипломный проект тема Выпускник (Фамилия, имя, отчество) Группа рэ 9.docx
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 164
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Верхняя подсвита формировалась в условиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах. Подтверждением этому служит состав, окраска пород, а также комплекс органических остатков. Довольно редкие комплексы фораминифер встречаются в нижней части верхней
подсвиты. В верхней же части встречаются остатки пресноводных остракод и пелеципод. Вмещающие фауну аргиллитоподобные глины серые, зеленовато-серые до зеленых, с неясновыраженной слоистостью, вверху комковатые, перемятые с зеркалами скольжения. Отличительной чертой песчаников и алевролитов является слабая отсортированность обломочного материала и цемент, в составе которого значительную роль играет каолинит.Возраст вартовской свиты принимается по схеме как валанжин-барремский, причем нижняя подсвита датируется валанжин-готеривской, а верхняя - готерив-барремской. Мощность вартовской свиты достигает 400 м. Алымская свита представлена глинистыми породами темно-серыми, почти черными с прослойками и линзами алевролитов. Мощность свиты 120м.
Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В покурской свите выделяются две подсвиты. Нижняя – наиболее глинистая и верхняя – с преобладанием песчано-алевритовых пород. Фауной отложения не охарактеризованы. На крайнем западном и юго-западном склонах Сургутского свода аналогом возрастным покурской свиты являются две свиты - нижняя, преимущественно глинистая альбского возраста (ханты-мансийская) и верхняя - в основном песчано-алевритовая (уватская), относимая к сеноману. Толщина свиты 800 м.
Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты). Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Глины обогащены фауной фораминифор, иноцерамов, бакулитов и др. Толщина свиты 23 – 26 м.
Березовская свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя посвита сложена голубовато-серыми, плотными, слабоглинистыми опоками и темно-серыми глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена зеленовато-серыми, опоковидными глинами. Толщина свиты 150 – 175 м.
Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящими в мергелит. В породах встречается глауконит, фауна фораминифер маастрихтского яруса. Толщина ганькинской свиты 110 – 120 м.
Палеогеновая система. Палеогеновый отдел (талицкая свита) сложен монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподоб-ными. Толщина свиты 80 – 100 м.
Эоценовый отдел (люлинворская свита) представляет собой толщу глин, в нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся к нижнему-среднему эоцену, толщина отложений свиты 180 – 210 м.
Верхний эоценовый – нижний олигоценовый отделы (тавдинская свита) сложены глинами алевритистыми. Толщина свиты до 180 м.
Средний олигоценовый отдел (атлымская, новомихайловская свиты). Атлымская свита представлена песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты до 50м.
Новомихайловская свита представлена глинами серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, с включениями слабоуплотненных алевролитов и бурых углей. Толщина отложений свиты до 30 – 60 м.Верхний олигоцен (туртасская свита) представлен алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты 40 – 70 м.
Неогеновая система. Отложения неогена развиты не повсеместно и керном не охарактеризованы.
Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений 15 – 30 м. 1.2 Состав и свойства пластовых жидкостей и газа на Южно-Ягунского месторождении
Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.
Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.
Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти
| Показатели | 1БС10 | 2БС10 | 1БС11 | 2БС11 | ЮС1 | |||||||||
| Давление насыщения газом, МПа | 10,42 | 9,73-10,65 | 6,3 | 8,6 | 9,0 | |||||||||
| Газосодержание, м3/т | 69,64 | 56,79-70,32 | 62,12-68,6 | 90,78-107,3 | 106,9 | |||||||||
| Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т | 56,4 | 48,5-57,1 | 48,88-52,6 | 68,98-87,74 | 106,8 | |||||||||
| Обьемный коэффициент | 1,19 | 1,16-1,18 | 1,19-1,22 | 1,251-1,316 | 1,284 | |||||||||
| Плотность, г/см | 0,777 | 0,786-0,799 | 0,754-0,77 | 0,754-0,774 | 0,842 | |||||||||
| Обьемный коэффициент в условиях сепарации | 1,133 | 1,123-1,128 | 1,129-1,14 | 1,151-1,206 | 1,454 | |||||||||
| Вязкость,Мпа·сек | 1,35 | 1,136-1,181 | 1,137-1,19 | 0,74-1,08 | 1,34 | |||||||||
В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.
Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице.
Таблица 1.2 - Физические свойства нефти по пластам.| Пласт | Плотность г/см | Вязкость при 20 | Выход фракции | Содержание | |||
| | | | | серы | парафин. | асфальт. | смол % |
| 1БС10 | 0,872 | 17,19 | 45,1 | 0,86 | 2,19 | 3,49 | 6,68 |
| 2БС10 | 0,866 | 13,06 | 49,6 | 0,84 | 2,25 | 2,59 | 6,54 |
| 1БС11 | 0,861 | 11,29 | 48,1 | 0,78 | 2,24 | 3,26 | 6,74 |
| 2БС11 | 0,854 | 9,05 | 50,1 | 0,68 | 2,38 | 1,24 | 4,84 |
| ЮС 1 | 0,833 | 4,36 | 57,1 | 0,44 | 2,33 | 0,45 | 3,50 |
В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.
Минерализация вод по пластам характеризуется следующими значениями:
БС101 18,2…23,6 г/л, БС102 21,0…21,3 г/л, БС101 19,5…21,1 г/л, БС112 18,4…22,7 г/л.
Хлор-иона содержится 13475 мг/л., натрий-иона 8466 мг/л, кальцый иона 532 мг/л.
Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах:
йод 0,84…4 мг/л, бром 43,6…67,6 мг/л, аммоний 30…75 мг/л.
Растворимый газ в основном состоит:
Метан 82,4…84,6 %, этан 3,37…4,40 %, пропан 1,75…2,19 %, изобутан 0,129…1,154 %, бутан 0,526…0,55 %, азот 4,67…8,28 %, гелий 0,06…0,184%, углекислый газ 1,86 %.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Анализ системы разработки Южно-Ягунского месторожденияПервая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.
В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно- Ягунского месторождения.
Технологической схемой разработки Южно - Ягунского месторождения предусмотрено:
- выделение двух эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11
- применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м.
- общий проектный уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год
- общий проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год
- общий проектный объем закачки воды - 13 млн.м3 /год
В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)
На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:
- выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
- применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;
- ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения
на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;- общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.
При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого - технических совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы объясняется следующими причинами.
1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).
2. Основные пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.
Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой.
4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.
5. Обводненность продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15-20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо-нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.
С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно - Ягунского месторождения.Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения: