Проблемная эксплуатация залежи нефти. Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения
 Скачать 1.16 Mb.
|
2.1.2 ТектоникаПо результатам поисковых сейсморазведочных работ МОГТ 1985-1989 гг. была выявлена моноклинально-блоковая структура Северный Нуралы. Месторождение Северный Нуралы находится в северо-западной части Акшабулакской грабен-синклинали, расположенной в центральной части Южно-Тургайской впадины. В 2003 г. геологическое строение - в т. ч. структурный план, особенности разрывных дислокаций структуры Северный Нуралы были детализированы по данным объемной сейсморазведки 3Д, проведенной китайской компанией "BGP" по заказу АО "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз". Зона примыкания Акшабулакской грабен-синклинали к Ащисайской горст-антиклинали в районе месторождения осложнена тектоническими разломами второго порядка, которые создают локальные тектонические блоки, к одному из которых приурочено месторождение Северный Нуралы. В данной работе, за структурную основу продуктивного горизонта, приняты структурные построения, выполненные специалистами АО "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз" по результатам переинтерпретации материалов сейсмики 3Д с учетом информации по вновь пробуренным скважинам. По материалам переинтерпретации структурный план исследуемого месторождения по сравнению с результатами интерпретации 2003 года, имеет изменения, в основном, за счет уточнения геометрии разрывных нарушений, которые, в отличие от структурного строения представленного ранее, делят залежь на блоки. Структура Северный Нуралы представляет собой вытянутую в юго-восточном направлении ловушку, разделенную на блоки разрывными нарушениями. К западному и центральному блоку приурочены продуктивные горизонты дощанской свиты среднеюрских отложений. Центральный блок с запада, востока и севера ограничивается разрывными нарушениями (прил.3). Размеры центрального блока по замкнутой изогипсе минус 2125 м составляют 4.4 х 1.9 км. По новым данным скважины №№1, 11 расположены в пределах западного блока, ограниченного со всех сторон тектоническими разломами. Западный блок находится на более высоком гипсометрическом уровне по сравнению с центральным блоком. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе минус 2074 м составляют 3.5 х 1.1 км, при амплитуде 25 м. 2.2 Характеристика нефте-газонасыщенных толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности с учетом данных по новым скважинам (ГИС, керн)На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтеносность в дощанской свите среднеюрских отложений (прил.1,2), в разрезе которой выделяются пласты А, Б и В. Скважины №№13 и 14, расположенные в северном блоке, изолированные от центрального блока тектоническим нарушением, ликвидированы по геологическим причинам, так как по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы. Таблица 2.2.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности
Пласт А. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент распространения составляет 0.36, так как в 9-и скважинах пласт заглинизирован. Коэффициент песчанистости равен 0.41 (табл.2.2.1). Общая толщина пласта А колеблется от 9 (скв. №3-N) до 72.2 (скв. №11) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3.7 м (скв. №2) до 13.2 м (скв. №116) и в среднем составляет 6.7 м (табл.2.2.2). Пласт А опробован только лишь в одной скважине №2, а во вновь пробуренных скважинах опробования не производились. Продуктивные коллекторы по результатам исследования ГИС выделяются в скважинах №№11, 12, 116. Пласт Б. Общая толщина пласта составляет в среднем 38.1 м при изменениях от 22.4 (скв. №3-N) до 68.8 (скв. №9) м. В скважинах №№10 и 13 пласт заглинизирован. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.5 м (скв. №3) до 16 м (скв. №7) и в среднем составляет 10.7 м (табл.2.2.2). Коэффициент распространения пласта Б равен 0.87, коэффициент расчлененности составляет 3.6, коэффициент песчанистости - 0.59 (табл.2.2.1). Таблица 2.2.2 - Характеристика толщин пластов-коллекторов
Пласт В. Толщина пласта В изменяется от 7 м (скв. №3-N) до 64.1 м (скв. №4) и в среднем составляет 44.7 м. Эффективная толщина изменяется от 2.3 м до 31.2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.3 м (скв. №11) до 31.2 м (скв. №12). Коэффициент распространения пластов равен 0.58. Коэффициент песчанистости по пласту составляет в среднем 0.57, коэффициент расчлененности 5.2 (табл.2.2.1). Коэффициент пористости изменяется от 0.10 до 0.21 долей единиц, составляя в среднем 0.14 (табл.2.2.3). Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по ГИС, рассчитаны как средневзвешенные величины, а в целом по пласту - как среднеарифметические величины между средневзвешенными значениями в скважинах (табл.2.2.3). Таблица 2.2.3 - Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов
После составления проекта ПЭ с отбором керна пробурены скважины №№1, 8, 9, 10 [9-12] и 116. Из скважины №116 отобрано 36.1 м керна с глубины 1902-1911.5, 2014-2032.4 и 2210.3-2220 м при выносе керна от проходки 97%. Керн на исследовании. Из скважин №№1, 8, 9 и 10 вынос керна составил 111.07 м. Освещенность исследованным керном отложений, вскрытых скважинами №№1, 8, 9, 10 представлена в таблице 2.2.4. Таблица 2.2.4 - Освещенность керном по скважинам месторождения Северный Нуралы
Исследования керна проводились в лаборатории Core Laboratories LLP. Выполнено фотографирование среза керна в дневном и в ультрафиолетовом свете, петрографическое изучение, определены состав пород, плотность зерен, пористость, газопроницаемость, выполнено краткое описание исследованных образцов. Для измерения объема зерен использовали прибор Ultrapore 300TM, принцип действия которого основан на применении закона Бойля. Пористость рассчитана, исходя из объема образца и объема пор (Vпор=Vобр-Vзерен). Объем образца определен методом погружения в ртуть. Плотность зерен рассчитана по весу сухого образца и объема зерен. Проницаемость пород для азота определена с помощью автоматического прибора для измерения проницаемости, при использовании кернодержателя Хесслера, при давлении 2.76 МПа и соответствии потока газа закону Дарси. Минералогический состав пород изучен методом рентгеноструктурной дифракции. Вид исследований и количество выполненных определений по скважинам представлены в таблице 2.2.5 Таблица 2.2.5 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10
Для продуктивных отложений вид исследований и количество выполненных определений представлены в таблице 2.2.6. Таблица 2.2.6 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из продуктивных отложений
Отложения, вскрытые скважиной №8 на глубине 2516-2533.7 м ("PZ-PT”), представлены песчаниками светло-серыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо и очень хорошо сцементированными, алевритистыми, слоистыми, от грубозернистых в нижней части до мелкозернистых в верхней части циклов осадконакопления. Отложения продуктивного пласта Б представлены 56 исследованными образцами пород из скважины №9. На глубине 2173.6-2174.15 и 2181.1-2182.7 м отложения представлены аргиллитами почти черными, очень хорошо сцементированными, алевритистыми, иногда песчанистыми, слоистыми, с закрытыми трещинами. Отложения на глубине 2174.15-2176.90 м и 2182.7-2184.3 м, представлены песчаниками светло-серыми, разнозернистыми и среднезернистыми, средне и хорошо отсортированными, хорошо сцементированными, иногда содержащими каверны. На глубине 2176.9-2181.1 м прослой алевролита светло-серого, хорошо отсортированного, хорошо сцементированного. Емкостно-фильтрационные свойства исследованных литологических разностей пласта Б представлены в таблице 2.2.7. Таблица 2.2.7 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта "Б”
Отложения продуктивного пласта В представлены керном из скважин №№9 и 10. Породы из скважины №9, представлены песчаниками светло-серыми, светло-зеленовато-серыми, на глубине 2220-2228 м и 2235-2239 м мелкозернистыми, хорошо сцементированными, алевритистыми, часто отмечается присутствие битума. Песчаники с глубины 2228-2235 м светло-серые, среднезернистые, хорошо отсортированные, хорошо сцементированные, часто содержат кальцит, с прослоями битуминозных песчаников (2228-2230 м, 2230.5-2231.5 м). Породы из скважины №10 представлены песчаниками светло-оливковыми, мелко-тонкозернистыми, редко среднезернистыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо сцементированными. В подчиненном значении содержатся конгломераты светло-оливковые, мелкообломочные, хорошо сцементированные. Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В представлены в таблице 2.2.8. Таблица 2.2.8 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||