hf,j по практике бурение. ОЗБ 2н91н Бычуткин П.А практика. Отчет по Технологической практике обучающийся группы озб2н91н Бычуткин П. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
НЕСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ  «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело» ОТЧЕТ По Технологической практике Выполнил: обучающийся группы ОЗБ-2н91н Бычуткин П.А. ___________ _____________________ (число) (подпись) Проверил: преподаватель Пинигина Е.П ___________ _____________________ (число) (подпись) Ханты-Мансийск 2022 Основные геолого-физические характеристики Приобского В статье кратко охарактеризована характеристика Приобского нефтяного месторождения, которая является одним из самых крупных в России. Представлены основные черты геологического строения, нефтегеологического районирования и нефтеносности месторождения. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году. Каждое месторождение территории ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции обладает большим потенциалом, но особый научно-практический интерес представляет Приобское месторождение, так является одним из самых крупных и занимает первую позицию по среднесуточной добыче в России . Геологические запасы оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд тонн. Приобское имеет ряд характерных особенностей: крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное. В региональном тектоническом плане Приобское месторождение, согласно тектонической карте центральной части ЗападноСибирской плиты [шпильман], расположено в пределах Фроловской мегавпадины, между Сыньеганской террасой и Салымским мегавалом. Из крупных структур Фроловская мегавпадина граничит: с Сургутским сводом на востоке, Помутской мегатеррасой на севере, Красноленинским сводом на западе . Фроловская мегавпадина объединяет в себе серию впадин (котловин): Вынглорскую, Тундринскую, Ханты-Мансийскую. Существенную роль в строение мегавпадины играют карбонатные породы девона, из которых получены высокие дебиты нефти. Особенностью формирования мезозойского чехла в пределах структуры является развитие валанжин-готеривских клиноформных линз, падающих на запад и восток. На территории структуры проходит осевая зона неокомского бассейна. Территория месторождения представляет собой по отражающему горизонту «Б» моноклиналь, погружающуюся с запада на восток с а. о. — 2720 м до а. о. — 2920 м и осложненную локальными поднятиями (Селияровское, Светлое, Западно-Сахалинское, Крестовое, Западно-Горшковское, Восточно-Селияровское, Южно-Горшковское, Горшковское). По отражающему горизонту «Б» локальные поднятия имеют размеры от 3х3 км до 16х7 км, амплитуду от 25 до 75 м.  Рис. 1. Схематическая тектоническая карта Фроловской мегавпадины Месторождение приурочено к Фроловской нефтегазоносной области, Приобского нефтегазоносного района ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Нефтеносность месторождения связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями, охватывающими значительные по толщине отложения осадочного чехла, от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими и относятся к категории сложнопостроенных, что обусловлено особенностями формирования песчаных тел, к которым они приурочены [1]. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90 % разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин (рис.2). Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза, доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела. Данные тела полностью заполнены нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз.  Рис. 2. Блок-схема Приобского нефтяного месторождения: 1 — песчаные и алеврито-песчаные нефтяные пласты, 2 — глины, 3 — плотные региональные глинистые пачки В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов (пласты группы «AC»): АС123, АС122, АС112–4, АС111, АС110, АС101–2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют. По данным [1] в стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхневартовской свиты. Литологически верхневартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Эффективные нефтенасыщенные толщин варьируют в пределах от 0,4 до 55,7 м, в среднем по залежи составляя 13 м. На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщ: В зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова; В зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Основные геолого-физические характеристики Приобского месторождения: – глубина залегания продуктивных пластов 2400–2600 м; пластовая температура 88–90°С; – проницаемость коллекторов — низкая; – нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая; – вязкость пластовой нефти 1,4–1,6 мПа*с. Приобское нефтяное месторождение удаленное, труднодоступное, 80 % территории которого находится в пойме реки Обь и почти всегда подвергается затоплению в паводковый период. Месторождению присуще сложное геологическое строение песчаных тел по площади и разрезу. Для коллекторов характерны низкая проницаемость и песчанистость. Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на то, что невозможно освоить месторождения без активного вмешательства на продуктивные пласты коллектора и без использования методов интенсификации добычи. |