Исследование нагнетательных скважин на месторождении



МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«ФИЛИАЛ ТЮМЕНСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЕГАЗОВОГО УНИВЕРСИТЕТА»

 

Кафедра «Разработка и эксплуатация

        нефтяных месторождений»  

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине «Разработка  нефтяных месторождений»

 

 

Тема: «Исследование нагнетательных скважин на месторождении»

 

 

 

 

 

 

Разработал студент  гр. НР-1(2)

Наумов И.В.

Проверил

Трофимов А.С.


 

 

 

 

 

 

 

Нижневартовск, 2009

СОДЕРЖАНИЕ

 стр.

 

ВВЕДЕНИЕ

3

     

1.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

4

1.1

Краткая характеристика района

4

1.2

История открытия месторождения

5

1.3

Вывод

5

2.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6

2.1

Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения

6

2.2

Гидрогеологическая характеристика месторождения

6

2.3

Характеристика продуктивных пластов

8

2.4

Свойства нефти, газа и воды в  пластовых условиях

14

2.5

Вывод

14

3

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

16

3.1

Общие положения

16

3.2

Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин

17

3.2.1

Определение приемистости водонагнетательных скважин

17

3.2.2

Основные требования к технологии исследования профилей приемистости

18

3.2.3

Основные способы определения  забойных давлений в водонагнетательных скважинах

19

3.3

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин

19

3.4

Методы контроля за разработкой  нефтяных месторождений

20

3.4.1

Термометрия

20

3.4.2

Расходометрия

23

3.5

Комплекс и методика проведения исследований

23

3.5.1

Определение технического состояния  водонагнетательной скважины

23

3.5.2

Определение интервалов поглощения и  профиля приемистости платов

24

3.5.3

Методика проведения исследований в скважинах без НКТ

24

3.5.4

Исследование скважин  в которых перфорированные интервалы  перекрыты НКТ

27

3.6

Технические требования на подготовку и оборудование скважин

28

4.

ОХРАНА ТРУДА

31

5.

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

33

6.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

37

 

Библиография

38


 

ВВЕДЕНИЕ

 

Основным методом регулирования  процесса разработки нефтяных месторождений  является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин.

В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические и метрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Общие сведения

 

    1. Краткая характеристика района

 

Самотлорское нефтегазовое месторождение  открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

 Самотлорское нефтегазовое  месторождение находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской  области,  в 750 км к северо-востоку от  г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район  месторождения приурочен к водоразделу  рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабо пересеченный,  с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными  лесами  с  преобладанием  хвойных  пород и тальниковыми  кустарниками, произрастающими    преимущественно    по    берегам   рек   и   озер.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя  годовая температура воздуха  составляет – 30 С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (–250 С). Самым теплым – июль (+200 С). Абсолютный минимум температур –500 С, абсолютный максимум +470 С.

Населенные пункты непосредственно  на месторождении отсутствуют. Ближайшие  населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п.Покур, п.Вата и другие - расположены на берегу р.Оби в 35 км и более километрах от рассматриваемого месторождения .Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов России.

Основными отраслями хозяйства  района являются нефтегазодобывающая  промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности,  лесозаготовки,  автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 250 тысяч человек.

 

1.2. История открытия месторождения 

 

Открытию многочисленных месторождений  нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории.

Сравнительно  планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В  этот период были выполнены следующие  работы:

1. Аэромагнитная съемка  масштаба  1 : 1000000

2. Аэрогравиметрическая  съемка масштаба  1 : 1000000

3. Сейсмозондирование  и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация  результатов этих работ позволила  определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы, и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода  планомерные поиски перспективных  структур методами сейсмических исследований начали проводится с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии  позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Агинскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями .

После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение  передано на баланс Главтюменнефтегаза.

 

1.3 Вывод

 

С экономической точки зрения Нижневартовский  район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района.

В области геологической  изученности район считается  зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам.

 

 

 

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1. Характеристика геологического  строения Самотлорского месторождения

 

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла.

Геологический разрез месторождения  представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского  возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен  сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения  выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, к которым приурочены нефтяные  и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 м.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ1, АВ2-3 и АВ4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ8 и БВ10 соответственно 2130 и 2220 м.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ11 и ЮВ12 (васюганская свита верхней юры), БВ19-20

(ачимовская пачка  мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ6-7, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, и в сеноманском ярусе.

 

2.2. Гидрогеологическая характеристика месторождения

 

Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов - первый (олигоцен-четвертичный), второй (турон-олигоценовый), третий (ант-альб-сеноманский), четвертый (неокомский) и пятый (юрский).

Особенностью разреза  рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж.

Пятый водоносный комплекс - трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 метра. Коллекторские свойства низкие (Кпо=15-20%, Кпр=0.01-65х10 -15 м2). Дебиты изменяются от 0.52 до 6.79 м3/сут при депрессии 5.33 и 4.45 МПа и от 21.0 до 65.3 м3/сут (при динамическом уровне 854 метра). Qmax=138.6 м3/сут (васюганская свита).

Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды соленые, хлоркальциевого типа, минерализация 22.8-33.3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL(-) и Na(+). I-1.7-10 мг/л, Br-44.7-67.1 мг/л, NH3(-)-24.0-60.0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода.

Растворенный в воде газ имеет метановый состав. Содержание (в %): CH4-95.5, C2H6-2.3, C3H8-1.3, C4H10-0.5, C5H12-0.2, C6H14-0.1, N2-0.3.

Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров.

Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовской и нижней части алымской свит валанжин-готерив барремского возраста. Кпо=20-30%, Кпр=20-40х10-15 - 1х10х10-12м2. Толщина свиты 580-630 метров. Воды являются напорными. Пластовые воды CL-Ca типа с минерализацией пластов БВ от 20.0 до 33.5 мг/л и вышележащих АВ от 17.0 до 24.0 мг/л. Преобладают CL(-) и Na(+), содержание которых соответственно 10845.0-20161.0 мг/л и 5864.0-10827.0 мг/л.

Ca(++)=334.0 мг/л(АВ4-5) = 2220.0 мг/л (БВ8).

HCO3(-)=586/4 мг/л(БВ1-2) = 85 мг/л (АВ1).

Микрокомпоненты I, Br, NH4, B и SO2.

Подземные воды повсеместно  насыщены углеводородным газом с  содержанием СН4=93%, тяжелых УВ=17%, N=1.6-4.15%, CO2=2.13%, SH4 отсутствует.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской  свиты апт-альб-сеноманского возраста. Отличается от выше и нижележащих  преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Толщина изменяется от 680 до 700 метров.

Водонасыщенные отложения  в рассматриваемом районе характеризуются  высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10-15 м2 - 360-970х10-15 м2. Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения.

Воды напорного апт-сеноманского комплекса CL-Ca типа, бессульфатные с минерализацией 15.3 г/л - 19.2 г/л.

Водоупором сеноманского комплекса является мощная (500-800 метров) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста.

Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров.

Воды комплекса напорно-безнапорные. Дебиты водозаборных скважин на месторождении изменяются от 389 до 717 м3/сут. Комплекс находится в зонах интенсивного и затрудненного водообмена.

Для хозяйственно-питьевого  водоснабжения в рассматриваемом  районе используются воды атлым-новомихайловского  и тавдинского водоносных горизонтов.

 

2.3. Характеристика продуктивных  пластов

 

2.3.1.Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ10

 

Горизонт БВ10 залегает на глубинах 2100 - 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

В настоящее время  в составе горизонта выделяются два пласта БВ100 и БВ101+2.

Пласты БВ100 и БВ101-2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность  залежи пласта БВ100 от залежи пласта БВ101-2.

Основная залежь, содержащая 72.8% запасов  горизонта, приурочена к южной части  структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 24´18.5 км, высота - 125 м.

Северная залежь приурочена к Северу-Белозерной структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10.5´12 км, высота - 75.

В пласте БВ100 разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская.

Северо-Белозерная залежь структурно-литологического типа, содержит 88.5% запасов БВ100. Залежь имеет неправильную  форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ - 1750 м.  ВНК фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 м. Размеры залежи 18´25 км, высота - 110 м. Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 км к северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 3´7 км, высота - 32 м.

В пределах залежей пласт  БВ100 развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами.   Общая толщина пласта  - 15 м.

Объект БВ10 Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью  слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются:

- гидродинамически связанные  коллекторы (ГСК) -  пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК – 0,422 м2.10-12, залегают в кровельной части разреза горизонта;

- прерывистые коллекторы (ПК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза   с песчанистостью 0,3 – 0,6. Проницаемость ПК – 0,109 м2.10-12, залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта;

- сильно прерывистые  коллекторы (СПК), приурочены к интервалам  разреза с песчанистостью 0,3 и  менее. Проницаемость СПК –  0,036 м2.10-12, залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза.

 

По удельному содержанию объема пород того или иного литологического  класса продуктивные пласты подразделяют на 4 типа:

 

1. Средняя песчанистость  Р > 0,7; в разрезе присутствуют  лишь ГСК;

2. 0,5 < Р < 0,7; доля  ГСК изменяется от 0,5 до 1;

3. Средняя песчанистость  0,3 < Р <0,5; доля ГСК от 0,5 до 0,3; преобладают пропластки, относящиеся  к ПК и СПК;

4. Р < 0,3, ГСК в разрезе  отсутствует; преобладает СПК,  на долю которого приходится 50 - 100% объема нефтенасыщенных пород.

 

В соответствии с приведенной  выше классификацией на большей части  площади горизонт БВ10 по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения.

Пласт БВ10 в площади ОДАО "Самотлорнефть" представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0,4 до 4,0 м.

 

 

 

2.3.2. Характеристика геологического  строения продуктивного горизонта БВ8

 

Горизонт БВ8 является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

 

По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ8 выделяют сверху вниз три пласта: БВ80, БВ81-2, БВ83.

К выделенным пластам  приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ81-3 и залежь пласта БВ80.

Залежь пласта БВ81-3  - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27´37.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ81-2 и БВ83.

Пласт БВ81+2 развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров.

Залежь пласта БВ80  относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.5´41 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ81-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

Пласт БВ80 имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ81-2 глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах  здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ80 равна 4,8 метров.

 

 

2.3.3. Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ4-5

 

Основная залежь нефти  горизонта АВ4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27´18.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках - 1670 - 1690 м, газонефтяной контакт на отметке - 1615 м.

Залежь  нефти горизонта  АВ4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 - 12 км.

 

В пределах залежи горизонта  АВ4-5 были выделены следующие типы разреза:

-представленный преимущественно  монолитными песчаниками (толщина  проницаемого прослоя > 4 м);

-представленный чередованием  песчано-алевролитовых и глинистых слоев.

Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ4-5 является значительной - достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м.

 

2.3.4. Характер-ка геологического  строения продуктивного горизонта  АВ2-3

 

Продуктивный горизонт АВ2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ4-5 глинистым разделом толщиной 6 – 10 м и имеет сложное геологическое строение.

Приуроченная к горизонту  залежь нефти, относится к типу пластовых  сводовых. Залежь имеет газовую шапку  размером 15´10.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 32´50 км, высота - 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК.

Газонефтяной контакт  практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 м, обусловленными неоднородностью  пластов и ошибками в определении  удлинении наклонных скважин.

В пределах залежи продуктивная толща  горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один  монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров.

 

2.3.5. Характер-ка геологического  строения продуктивного горизонта  АВ1

 

Горизонт АВ1 отделен от нижележащего горизонта АВ2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта  выделяют два пласта: АВ13 - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ11-2 - представленный в основном своем объеме сильноглинистыми ("рябчиковыми") породами. Общая толщина пласта АВ13 равна 14 м, пласта АВ11-2 - 24 м.

Залежь нефти пласта АВ13 относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35´55 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 17´24 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 - 3 км.

Водонефтяной контакт  залежей  горизонта  АВ1 отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698  м, с небольшим наклоном в восточном направлении. Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке - 1611 м. Пласт АВ13 отделен от вышележащего пласта АВ11-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м.

Залежь нефти пласта АВ11-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ11-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м.

В пределах залежи пласт  АВ11-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 – 0.1 м.

 

2.3.6. Характер-ка геологич-го  строения продуктивных пластов  ЮВ11 и ЮВ12

 

Продуктивные отложения  ЮВ1 залегают на глубинах 2360-2535 метров и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов, общая толщина которых 45 - 50 метров. В разрезе юрских отложений выделено сверху вниз два пласта: ЮВ11 и ЮВ12, имеющие неповсеместное распространение. В пределах развития этих пластов выявлены Самотлорская, Северо-Белозерная, Западно-Черногорская и Черногорская нефтяные залежи пластово-сводового типа.

В пределах Самотлорской структуры разрез представлен двумя  песчаными пластами ЮВ11 и ЮВ12 разделенными пачкой глинистых пород толщиной от 2,5 до 16,5 м. Толщина пласта ЮВ12 достигает 24,5 м, ЮВ11 - 145 м. На северо-запад и юго-восток от свода Самотлорского поднятия происходит глинизация разреза.

 

 

2.3.7. Характеристика геологического  строения продуктивных пластов  БВ19-20 (ачимовская толща)

 

Ачимовская толща залегает на глубинах 2250 - 2365 метров. Общая толщина  ачимовских отложений 85 метров. Промышленная нефтеносность выявлена в верхней части толщи в пластах БВ19-20. К этим пластам приурочены две самостоятельные залежи нефти.

Исследование нагнетательных скважин на месторождении 📙 Курсовая → 🆔 96144

Исследование нагнетательных скважин на месторождении 📙 Курсовая → 🆔 96144

Исследование нагнетательных скважин на месторождении