Спасибо большой Автору за работу! Сдали все с 1го раза и в срок, никаких проблем не было!
Информация о работе
Подробнее о работе
Беркет Ключевское месторождение
- 31 страниц
- 2017 год
- 314 просмотров
- 1 покупка
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
Введение
Беркет-Ключевское месторождение расположено в республике Татарстан на территории Альметьевского и Черемшанского районов с развитой инфраструктурой. Месторождение входило в состав Сиреневской группы месторождений и первая схема разработки была утверждена в 1970 г. Беркет-Ключевское месторождение относится к Волго-Уральскому нефтегазоносному бассейну и располагается на западном склоне Южно-Татарского свода.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского, верейского горизонтов среднего каменноугольного возраста, тульского, бобриковского, турнейского возрастов нижнего каменноугольного возраста и кыновского, пашинского возрастов верхнего девона. Выделено и введено в разработку 44 залежи нефти. Все продуктивные отложения в разрезе месторождения отличаются неоднородностью по площади и разрезу.
Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым, сернистым, парафинистым и высоковязким в отложениях каменноугольной системы. 60% утвержденных запасов нефти категории С12 сосредоточены в карбонатных породах каменноугольной системы. Степень выработанности запасов нефти по горизонтам различна: бобриковский – 56,9%, турнейский – 31%, тульский – 23,3%. Девонские отложения практически не разрабатываются, работают всего две скважины. Месторождение находится на первой стадии разработки.
Цель настоящей работы изучение нефтегазоности турнейских отложений на территории Беркет-Ключевского месторождения по данным лабораторного определения свойств пород по керну скважины 1420.
Нефтегазоность тернейского горизонта была открыта в 1961 г. и уже в 1972 г. начинается разработка горизонта. Средняя глубина залегания горизонта на месторождении составляет 1117,9 м (Нефтегазоносность…, 2007). Отложения образуют массивную залежь, тип коллектора трещинно-поровый. Общая площадь нефтеносности составляет 17393,83 м3. Горизонт характеризуется максимальными разведанными запасами категорий А, В, С1 на территории месторождения.
Оглавление
Введение 2
1. Геолого-геофизическая изученность. 4
2. Тектоника 6
3. Стратиграфия. 11
3. Нефтегазоносность турнейских отложений Беркет-Ключевского месторождения. 20
Вывод 26
Вывод
Изучение территории Беркет-Ключесвского месторождения началось еще в 60-х годах прошлого века. Для разработки было рекомендовано три основных эксплуатационных объекта – тульско-бобриковский, турнейский и кыновско-пасшкий горизонтв. По состоянию на 2006 г. на месторождении пробурено 100 скважин, в том числе эксплуатационных – 85, нагнетательных – 12. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Пластовое давление по турнейскому горизонты в среднем составляет – 6,4 Мпа, а дефецит давления составляет 5,1 Мпа. Коэффициент нефтеизвлечения достигает значения 0,141. Степень выработонности запасов нефти в турнейском горизонте составляет 31%, средний дебит по нефти – 3,5 т/сут.
Беркет-Ключевское месторождение относится к категории сложных, насчитывая по разрезу три продуктивных горизонта, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего каменноугольного периода (Средняя глубина пласта по месторождению, Н1122 м) и карбонатные породы девонского периода (Средняя глубина пласта по месторождению, H1130 м) и среднего каменноугольного периода (Средняя глубина пласта по месторождению, H840 м).
На Беркет-Ключевском месторождении выявлено 12 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М171-248 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти турнейских отложений относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.
Средняя глубина залегания турнейского горизонта на месторождении составляет 1117,9 м. Отложения образуют массивную залежь, тип залежи определеяется геологическим строением месторождения и тектонических деформаций нефтематеринских пород. Тип коллектора трещинно-поровый, определяется литологическим составом отложений – известняки трещиноватые, с вертикальной и хаотичной трещиноватостью. Общая площадь нефтеносности турнейского горизонта составляет 17393,83 м3.
Нефтегазаность отложений турнейской свиты изучена по керну скважину 1420. По данным бурения в данной скважине отложения турнейской свиты встречаются в интервале глубин с 1203,9 м до 1211,0. Отложения однородные по составу – известняки неравномерно средне нефтенасыщенные. Извястняки характеризуются микро- и макро-трещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой.
Можно расчленить отложения турнейского горизонта на семь слоев по микронеоднородности, выделенных на основе трех параметров: коэффициент открытой пористости, определённый по гелию, абсолютная проницаемость, определяемая по воздуху и объемная битумонасыщенность.
Наибольший интерес представляют три выделенных слоя, характеризующихся максимальными значениями. Слой с глубины 1204,2 м до 1205,2 м характеризуется резким скачком коэффициента открытой пористости и максимумом битумонасыщенности. А также горизонт с глубины 1208,25 м до 1209,7 м самый мощный выделенный горизонт, характеризуется повышенными значениями битумонасыщенности и при этом малым значением проницаемости по азоту, что вероятно свидетельствует и о низкой битумопроницаемости. Можно сделать вывод, что наиболее битумонасыщенный слой наиболее сложный для разработки. Последний слой с глубины 1209,7 м до 1211,0 м характеризуется плавным снижением битумонасыщенности и при этом увеличением проницаемости. Содержание битума по-прежнему достаточно высокое, но при более высокой проницаемости, выше средней по слою.
Список литературы:
Иванова М.Н., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. Для вузов. – М.: Недра, 1985. – 422 с.
Лозин Е.В. Глубинное строение и нефтегазаносность Волго-Уральской области и смежных территорий. Литосфера, 2002, №3, с. 46-68
Нефтегазаносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. Проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т.2. – Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2007. – 524 с.
Новикова С.П., Галимова З.Ш. Особенности тектонического районирования Беркет-Ключевского месторождения и его влияние на характер нефтеносности разреза. Георесурсы, 2010 №3(35), с. 15-18
Потемкин Г.Н. Особенности геологического строения и оптимизация освоения нефтегазового потенциала девонских терригенных отложений южной части Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Дисс. канд. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. http://www.gubkin.ru/diss2/files/Dissertation_Potemkin_GN.pdf
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
