Вторая производственная практика проходила в период 29.06.15 по 24.07.15 на предприятии ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Фёдоровскнефть» ЦДНГ-1 в г.Сургуте. Руководитель практики от производства начальник ЦДНГ-1 Шамбаров Александр Викторович. На предприятии мне дали возможность сбора материала для последующего написания курсовой работы.
Во время прохождения практики были собраны следующие материалы: описание района работ, схематический геологический профиль, структурные карты по основным отражающим горизонтам, сводный геологический разрез Фёдоровского месторождения.
1. Изученность района работ
В административном отношении Федоровское месторождение расположено на территории Ульт-Ягунской сельской администрации Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом является п. Ново-Федоровский, находящийся в 1 км южнее границы месторождения, имеющий железнодорожное сообщение — разъезд Почекуйский, расположен в 45 км к юго-востоку от месторождения. Административным центром Сургутского района является г. Сургут, он находится в 50 км к югу от Федоровского месторождения.
ГодСобытие1947 — 1957Геолого-геофизические исследования; геологическая съемка масштаба 1:1000000, аэромагнитная съемка масштаба 1:200000, гравиметрическая съемка масштаба 1:10000001951 г.Начато бурение опорных скважинКонец 50-х годовНачаты планомерные площадные исследования МОВ с целью выявления перспективных на нефть и газ локальных поднятий.1971Открыто Фёдоровское месторождение1973Месторождение введено в эксплуатацию1974Начата организация системы ППД на месторождении1975Была выполнена работа «Комплексный промышленный эксперимент по определению возможности промышленной добычи нефти из оторочки пластов АС 4-8«, утвержденный ЦКР МНП (протокол № 413, октябрь 1975 г.)1981СибНИИНП выполнен «Анализ разработки Федоровского месторождения», в котором определены проектные решения по эксплуатации объекта БС101 (протокол ЦКР МНП № 902 от 18.03.1981).1984В целях вовлечения в разработку объекта АС9 СибНИИНП составлена «Технологическая схема ОПЭ пласта АС9«, утвержденная Главтюменнефтегаз (протокол № 4 от 26.01.1984).1986В «Технологической схеме разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП (протокол № 1184 от 18.02.1986) выделен объект БС1-2 и определены проектные решения по вовлечению в разработку объекта БС15.2009Начата активная разработка горизонта ЮС2: введено в эксплуатацию из бурения 98 добывающих скважин и 21 скважина с боковыми стволами.2009-2010В рамках подготовки геологической основы для проектирования ТО»СургутНИПИнефть» проводился пересчет запасов углеводородов месторождения.2010Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Минприроды России запасы углеводородов переутверждены (протокол от 16.04.2010 №2179).По состоянию на 01.01.2010 г.Пробурено 153 поисково-разведочных и 6685 эксплуатационных скважинПо состоянию на 01.01.2010 гПроведено 3867 промыслово-геофизических исследований в добывающих и 2364 исследования в нагнетательных скважинах.
Филипас 1. Термодинамическое исследование скважин
... термозондирование пласта для определения его параметров. Эти исследования также можно применять и для изучения газовых скважин. 1. Термодинамическое исследование скважин. Известно, что колебания температуры на земной ... температурному градиенту земли Г = dT/dx, имеющему различные значения в различных геологических районах земли (в среднем Г » 0,03 °С/м). При чередовании горизонтальных пластов ...
Вывод : Федоровское месторождение достаточно изучено т.к. на нем проведены различные работы: сейсморазведка 3D; отобран керн; промыслово-геофизические, геофизические, гидродинамические исследования скважин; отобраны и изучены глубинные пробы нефти, разрабатывается с 1973 г. Данное месторождение находится на 4 стадии разработки.
Стратиграфия
В основу стратиграфического расчленения района положены:
—«Региональная стратиграфическая схема палеозойских образований Западно-Сибирской равнины», утвержденная МСК РФ в 2000 г.;
—«Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири», утвержденные МСК РФ в 2004 г.;
—«Региональная стратиграфическая схема мезозойских отложений Западной Сибири», утвержденная МСК в 1991 г.;
—«Унифицированная региональная стратиграфическая схема палеогеновых и неогеновых отложений Западно-Сибирской равнины», принятая на Межведомственном региональном стратиграфическом совещании 28 сентября 2000 года (г. Новосибирск) и утвержденная МСК РФ 2 февраля 2001 года.
В геологическом строении площади Федоровского месторождения принимают участие отложения доюрского комплекса (палеозойский фундамент, промежуточные отложения пермо-триасового комплекса) и отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
Описание разреза Федоровского месторождения ЗСНГП.
Палеозойская группа -Pz
Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Отложения доюрского основания вскрыты в поисково-разведочных скважинах №№61Р, 69Р, 131Р, 202Р, 4202П и 4262П. По керну доюрская толща представлена базальтами темно-серого и темно-бурого цвета, с зеленоватым оттенком, порфиритами базальтового состава и их туфами. Толщина базальтовой серии не установлена.
Особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложениях ...
... и выявление возможных перспектив нефтегазоносности. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В геологической истории развития территории Волго-Уральской области выделяются рифейский, ... которые вследствие некомпенсированного осадконакопления не фиксируются в структурном плане среднефранских отложений. Формирование этих прогибов завершилось в верхнефранское время. В верхнефранское ...
Мезозойская группа ˗ Mz
Доюрские образования со стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы.
Юрская система
Представлена нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел
Нижнеюрские отложения представлены горелой свитой . Литологически свита разделяется на четыре пачки: пласт ЮС11 (песчано-алевритовые отложения), тогурская глинистая пачка, пласт ЮС10 (переслаивание алеврито-глинисто-песчаных разностей морского происхождения) и радомская пачка, сложенная аргиллитами темно-серыми, иногда углистыми.
Средний отдел
Тюменская свита (средняя юра) представлена ритмичным переслаиванием серо-цветных, мелкозернистых, алевритистых, аркозовых песчаников, серых крупнозернистых алевролитов и темно-серых, серых со слабым зеленоватым оттенком аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС2, представленный переслаиванием песчаников темно-серых плотных, тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта доходит до 20 м. К кровле тюменской свиты приурочен отражающий горизонт Т. Толщина свиты достигает 250 м.
Верхний отдел
Представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Васюганская свита
Вскрыта на различных участках месторождения. В основании свиты залегают темные тонко-отмученные, местами битуминозные аргиллиты. Верхняя часть представлена чередованием темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный нефтеносный пласт ЮС1. Толщина свиты достигает 103 м (скв. №97Р).
Георгиевская свита
Представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Толщина свиты от 2 до 7 м.
Баженовская свита
Представлена темно-серыми, черными с коричневым оттенком битуминозными аргиллитами. Примерно на половине территории Федоровского лицензионного участка (в центральной, западной и восточной его частях) строение баженовской свиты характеризуется как аномальное. К подошве баженовской свиты приурочен отражающий горизонт Б (IIа).
Толщина свиты достигает 120 м (скв. №4285Р).
Меловая система
Отложения представлены двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел
Слагается осадками сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней частью покурской свит; верхний отдел представлен средней и верхней частями покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.
Смешанная кладка наружных стен толщиной 510 мм из лицевого кирпича ...
... 2 кирпича; б - в 2,5 кирпича Рис. 4. Многорядная система перевязки швов кладки при примыкании и пересечении стен в 2 кирпича 1.1 Смешанная кладка Смешанной называют кладку, ... ½ кирпича. На рис. 2 приведена кладка стен толщиной в 2 и 2 ½ кирпича при ... случаи. При производстве каменных работ применяются современные краны, подъемники, ... 5, з. При простой теске кирпича (рис. 5, к), употребляемого для кладки ...
Сортымская свита (берриасский и валанжинский ярусы)
Объединяет толщи различного состава, генезиса, морфологии. В основании свиты залегают подачимовские морские глины, которые в пределах исследуемой площади имеют толщину 10-20 м.
В нижней части свиты залегают клиноформные, линзовидные пласты, образующие ачимовскую толщу. Отложения ачимовской пачки представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Ачимовские отложения, распространенные на всей площади Федоровского месторождения, являются продуктивными.Общая толщина ачимовской свиты достигает 211 м.
Верхняя часть сортымской свиты сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями аркозовых песчаников и алевролитов, к которым приурочен нефтеносный пласт БС10.
Завершается разрез сортымской свиты пачкой аргиллитоподобных темно-серых глин, слабоалевритистых с прослоями алевролитов, которая имеет региональное распространение и в стратиграфической схеме выделена как чеускинская, в толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС101.
В пределах свиты встречена фауна аммонитов и фораминифер берриасского и валанжинского ярусов. Общая толщина сортымской свиты составляет 506-556 м.
Усть-балыкская свита
Представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. В разрез нижней подсвиты входят песчаные пласты БС8, БС9, в верхней выделяются пласты БС1-БС7. Между подсвитами выделяется сармановская пачка (является зональным репером Широтного Приобья), в основном, глинистая, глины аргиллитоподобные от серых до темно-серых, преимущественно однородные. Нефтеносность в отложениях усть-балыкской свиты приурочена к пластам БС1-2.
Усть-балыкская свита представляет толщу переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин валанжин-готеривского возраста толщиной до 240 м.
В верхней части усть-балыкской свиты залегает пимская пачка, которая представлена темно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами и является разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами.
Толщина пимской пачки изменяется от 23 до 30 м.
Сангопайская свита
Объединяет песчаные пласты АС4-АС12, шесть из которых являются продуктивными: АС4-6, АС7-8, АС9. Осадки свиты формировались в условиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах. Подтверждением этому служат состав, окраска пород, а также комплекс органических остатков. Глины серые, зеленовато-серые до зеленых, с неясновыраженной слоистостью, нередко с мелкими зеркалами скольжения, тонкослоистые за счет более светлых алевритовых слойков и намывов углистого материала.
Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, в основном, полимиктовые, косослоистые с включениями и намывами на плоскостях наслоения углистого и растительного детрита, участками глинистого сидерита.
Возраст сангопайской свиты — готерив-барремский.
«Твердые сплавы» и представить его в виде таблицы
... моего реферата: изучение свойств твердых сплавов, области их применения и методы упрочнения. Задачи: 1) изучить материал по данной теме; 2) систематизировать и классифицировать материал по теме «Твердые сплавы» и представить ...
Толщина свиты достигает 140 м.
Алымская свита
Залегает в основании аптского яруса и представлена темно-серыми в средней части почти черными аргиллитами с песчаниками и алевролитами. К кровле алымской свиты приурочен отражающий горизонт М (III).
Толщина алымской свиты достигает 132 м.
Верхний отдел
Сложен представлен средней и верхней частями покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.
Покурская свита
Представлена неравномерным переслаиванием алеврито-песчанистых и глинистых различной толщины пластов и пачек, плохо выдержанных по площади.
Нижняя часть свиты, относящаяся к апт-альбскому ярусам, представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов.
В верхней части покурской свиты, относящейся к сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Пески и песчаники сеноманской толщи имеют серую окраску, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные или рыхлые, в различной степени глинистые. К кровле покурской свиты приурочен отражающий горизонт Г.
Толщина свиты до 843 м.
Кузнецовская свита
Представлена темно-серыми глинами, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Кузнецовская свита является отражающим горизонтом К (IV).
Толщина достигает 29 м.
Березовская свита (коньякский, кампанский, сантонский ярусы)
Подразделяется на две подсвиты: нижнюю — опоковидную и верхнюю — глинистую. Толщина свиты до 145 м.
Ганькинская свита (маастрихский и датский ярусы)
Представлена глинистыми породами темно-серой (нижняя часть разреза) и серой с зеленовато-голубоватым оттенками (верхняя часть разреза) окраской. Толщина свиты достигает 86 м.
Палеогеновая система
Представлена тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым.
Палеоценовый отдел
Представлен Талицкой свитой, которая сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевролитистыми. Толщина до 120 м. Талицкая свита приурочена к отражающему горизонту V.
Эоценовый отдел
Представлен Люлинворской свитой, которая сложена темно-серыми и серыми глинами с гнездами глауконита.
Толщина свиты до 203 м.
Олигоценовый отдел
Представлен тремя свитами: Атлымской, Новомихайловской и Туртасской.
Атлымская свита
Представлена серыми мелкозернистыми песчаниками, преимущественно кварцевыми в нижней части разреза и чередованием глин и песков с прослоями бурых углей в верхней части разреза.
Толщина свиты до 100 м.
Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте ...
... транспорт Рогожниковское месторождение территориально удалено от действующих объектов производственной инфраструктуры ОАО Сургутнефтегаз. Обслуживается месторождение НГДУ «Быстринскнефть». На 01.01.2010 на месторождении построены: 265 добывающих скважин; 17 нагнетательных скважин; 10 разведочных скважин; 18 ...
Новомихайловская свита
Представлена чередованием глин, песков, алевролитов и бурых углей.
Толщина свиты до 80 м.
Туртасская свита
Сложена сильноглинистыми серыми алевролитами.
Толщина свиты около 40 м.
Четвертичная система
Представлена песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями.
Толщина отложений не превышает 40 м.
Вывод: тип данного разреза терригенный, переслаивание флюидоупоров и коллекторов благоприятно для образования залежей углеводородов.
3. Тектоника
Согласно Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.) площадь месторождения расположена в центральной части Сургутского свода. В тектоническом отношении она приурочена к Федоровской вершине, которая на западе граничит с Быстринским валом, на юго-востоке — с Восточно-Сургутской террасой, а на востоке с Ярсомовским крупным прогибом, разделяющим положительные структурные элементы I-го порядка Сургутский и Вартовский своды. Крупные структурные элементы I-го порядка осложнены более мелкими, такими как Вершинная ложбина — на юге, Савуйская седловина и Тончинский прогиб — на севере (рис. 2).
По отражающему горизонту Б, Федоровский малый вал представляет собой крупную брахиантиклинальную складку II порядка северо-восточного простирания с сильно изрезанными в плане очертаниями, и осложненную положительными структурами III порядка: Вершинное, Северо-Сургутское, Федоровское, Оленье, Варенское, Той-Лорское, Моховое, Восточно-Моховое локальные поднятия.
Результаты геолого-физических исследований свидетельствуют об унаследованности тектонического развития территории, проявляющейся в тождественности структурных планов по различным горизонтам с тенденцией выполаживания структурных форм от древних отложений к более молодым.
4. Нефтегазоносность
Федоровское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение многопластовое, в разрезе нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сангопайской свиты баремского возраста (пласты АС4-8, АС61, АС7-8, АС9), усть-балыкской свиты готеривского возраста (пласт БС1-2), сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста (пласты БС101, БС10, БС14ф, БС15ф, БС16, БС16ф, БС17, БС17ф, БС171ф, БС18, БС18ф, БС19) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС11-2, ЮС13) и тюменской свит (пласты ЮС21, ЮС22).
Всего на месторождении в 21 пласте выявлено 128 залежей нефти и газа.
Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области
... Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В последующие годы доразведка основных залежей проводилась параллельно с эксплуатацией месторождения. Разведочные скважины ... доразведки месторождения (1985-2002 гг.) решались следующие задачи: выявление нефтенасыщенных коллекторов ... Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В 1977 г. по результатам бурения скв.96Р выявлена залежь в коллекторах пласта ...
На месторождении установлены следующие нефтегазоносные комплексы:
·Нижне-среднеюрский
·Келловей-оксфордский
·Берриасский
·Валанжин-готеривский
·Апт-альбский
Характеристика Нижне-среднеюрского НГК:
Данный комплекс включает в себя продуктивные пласты ЮС21 и ЮС22.
Пласт ЮС 2 2 характеризуется низкой расчлененностью разреза, количество проницаемых пропластков в пласте по скважинам изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 14.6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.02 до 1 и в среднем равен 0.282. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 18.4%, проницаемость — 19*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 65.8%.
В пласте выявлены 10 залежей нефти в пределах Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой площадей.
На Федоровской площади выявлены две залежи нефти. Залежь в районе скважины №4291П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2683 м (скв. №10454) до -2727 м (скв. №8888).
Размеры залежи — 4.3х3.5 км, высота около 53 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 2.0 м (скв. №4291П) до 9.3 м (скв. №10454).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.6 м.
Залежь в районе скважины №4275П пластовая, литологически экранированная, вскрыта двумя поисково-разведочными и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2628 м (скв. №4275П) до -2664 м (скв. №6985).
Размеры залежи — 6.2х3.5 км, высота около 48 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 2.4 м (скв. №4266П) до 8.9 м (скв. №1955).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.4 м.
На Моховой площади выявлено пять залежей нефти.
Залежь в районе скважины №6102 пластовая, литологически экранированная, вскрыта двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках -2633 м (скв. №6102) и -2664 м (скв. №6593).
Природные режимы нефтегазоносных залежей
... сохранение газа в растворенном состоянии. Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 7): тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно ...
Размеры залежи — 2.8х2.0 км, высота около 36 м. Скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составляют 2.4 м (скв. №6593) и 5.9 м (скв. №6102).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.3 м.
Залежь в районе скважины №6307 пластовая, литологически экранированная, вскрыта тремя поисково-разведочными и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2623 м (скв. №4270П) до -2696 м (скв. №6320).
Размеры залежи — 11.6х8.9 км, высота около 78 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.2 м (скв. №4270П) до 10.0 м (скв. №6367).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.3 м.
Залежь в районе скважины №4273П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2694 м. Размеры залежи — 1.7х0.9 км, высота около 12 м. Скважина вскрыла нефтенасыщенный до подошвы коллектор, эффективная нефтенасыщенная толщина составила 4.4 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.4 м.
Залежь в районе скважины №4272П пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2671 м (скв. №7375) до -2683 м (скв. №851).
Размеры залежи — 1.2х1.0 км, высота около 16 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0.5 м (скв. №851) до 2.6 м (скв. №4272П).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.1 м.
Залежь в районе скважины №10261 пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и 10 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2659 м (скв. 10261) до -2694 м (скв. 10270).
Размеры залежи — 3.0х3.0 км, высота около 50 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.4 м (скв. №10253) до 6.9 м (скв. №10261).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.7 м.
На Восточно-Моховой площади выявлены три залежи нефти.
Залежь в районе скважины №4204Р пластово-сводовая, вскрыта двумя поисково-разведочными и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках от -2702 м (скв. №7786) до -2718.6 м (скв. №4201Р).
Размеры залежи — 4.1х3.2 км, высота около 39 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №4201Р) до 19.2 м (скв. №4204Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 5.1 м.
Залежь в районе скважины №4285Р пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2692 м (скв. №10356) до -2711 м (скв. №10352).
Размеры залежи — 2.2х1.0 км, высота около 37 м. Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы коллектор. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 8.4 м (скв. №10356) до 16.2 м (скв. №10354).
Нефтеотдача пластов
... ПЛАСТОВ Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента ... создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача ...
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 6.4 м.
Залежь в районе скважины №4287Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2726 м. Размеры залежи — 0.8х0.7 км, высота около 7.6 м. Скважина вскрыла нефтенасыщенный до подошвы коллектор, эффективная нефтенасыщенная толщина составила 3.2 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.5 м.
Залежь пласта ЮС
Продуктивность пласта ЮС21 имеет региональный характер распространения, прослеживаясь без разрыва нефтеносного поля (приконтурные участки водонефтяных зон отсутствуют) на Федоровском, Западно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Родниковом и других месторождениях.
В пределах Федоровского месторождения коллекторы пласта вскрыты на абсолютных отметках от — 2553.4 м (скв. №8237) до — 2807.8 м (скв. №205Р).
Все скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы пласт. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0.4 м (скв. №4268П) до 14.2 м (скв. №4890).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 4.1 м.
Тип коллектора — поровый.
Типы залежей: пластовая, литологически экранрванная; пластово-сводвая; массивная. Размеры залежей в среднем составляют 1,2×0,85 км, высота около 11 м.
Толщина продуктивных пластов в среднем составляет 2 м.
Пластовое давление составляет 26,6 Мпа, давление насыщения — ,8 Мпа. стратиграфический тектонический нефтегазоносный месторождение
Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,57 д.ед.
Характеристика Келловей-оксфордского НГК:
Данный НГК включает в себя пласты ЮС12 и ЮС13. Залежи нефти горизонта распространены на Тойлорской, Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане. Всего выявлены 23 залежи нефти.
Пласт ЮС112 по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 9, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.065 до 1 и в среднем равен 0.372. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 18%, проницаемость — 30*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.3%.
В пределах пласта выявлена 21 залежь нефти.
Залежь в районе скважины №2048П приурочена к Тойлорской площади. Залежь пластово-сводовая, вскрыта тремя поисково-разведочными скважинами и эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2635.2 м (скв. №13173) до -2668.0 м (скв. №13192Гр).
Размеры залежи — 7.6х3.6 км, высота около 36 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.8 м (скв. №13168) до 10.0 м (скв. №2053Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.9 м.
В пределах Федоровской площади выявлено 10 залежей нефти.
Залежь в районе скважины №2009Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке — 2639 м. Размеры залежи — 1.3х0.9 км, высота около 15 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 1.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.2 м.
Залежь в районе скважины №4290П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке — 2582.9 м. Размеры залежи — 0.9х0.6 км, высота около 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 2.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.3 м.
Залежь в районе скважины №3859 пластово-сводовая, вскрыта одной эксплуатационной скважиной на абсолютной отметке — 2588 м. Размеры залежи — 1.9х1.2 км, высота около 17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.3 м.
Залежь в районе скважины №8151 массивная, вскрыта боковыми стволами, пробуренными из скважин №№8153, 8150, 8151. Размеры залежи — 1.6х1.0 км, высота около 9 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.2 м.
Залежь в районе скважины №4276П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2576 м (скв. №4276П) и -2575 м (скв. №6978).
Размеры залежи — 1.0х0.7 км, высота около 3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 1.8 м (скв. №4276П) и 2.0 м (скв. №6978).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.2 м.
Залежь в районе скважины №4291П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и двумя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2613 м (скв. №10463) до -2619.5 м (скв. №4291П).
Размеры залежи — 2.9х1.5 км, высота около 15 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.2 м (скв. №10463) до 4.8 м (скв. №10454).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.6 м.
Залежь в районе скважины №4296Р пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2600.1 м (скв. №4296Р) и -2609 м (скв. №3771).
Размеры залежи — 2.3х1.3 км, высота около 16 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах составили 3.8 м (скв. №3771) и 6.4 м (скв. №4296Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.9 м.
Залежь в районе скважины №4275П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2566.8 м и тремя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи — 1.7х1.3 км, высота около 9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4275П составила 1.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.1 м.
Залежь в районе скважины №4266П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и одной эксплуатационной скважинами на абсолютных отметках -2560.8 м (скв. №4266П) и -2581.1 м (скв. №1937).
Размеры залежи — 1.45х1.0 км, высота около 23 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4266П составила 2.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.9 м.
Залежь в районе скважины №4298П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2604.1 м. Размеры залежи — 2.2х1.1 км, высота около 11 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.0 м.
В пределах Моховой площади выявлено пять залежей нефти.
Залежь в районе скважины №4265П массивная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2598.6 м и двумя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи — 1.6х1.0 км, высота около 14 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4265П составила 5.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.8 м.
Залежь в районе скважины №6307 пластовая, литологически экранированная, вскрыта эксплуатационной скважиной №6307 на абсолютной отметке -2599.9 м и горизонтальной скважиной №631. Размеры залежи — 2.5х2.0 км, высота около 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №6307 составила 6.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.5 м.
Залежь в районе скважины №4890 пластово-сводовая, вскрыта одной эксплуатационной скважиной на абсолютной отметке -2628.2 м. Размеры залежи — 1.1х0.9 км, высота около 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 5.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.4 м.
Залежь в районе скважины №4787 пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и четырьмя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2618.6 м (скв. №4813) до -2652.4 м (скв. №4730).
Размеры залежи — 4.5х3.0 км, высота около 39 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 3.2 м (скв. №4730) до 7.6 м (скв. №4787).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 4.8 м.
Залежь в районе скважины №4272П пластово-сводовая, вскрыта одной поисково-разведочной и тремя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2599 м (скв. №7375) до -2615 м (скв. №851).
Размеры залежи — 2.5х1.6 км, высота около 22 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №7375) до 4.6 м (скв. №6478).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 2.2 м.
В пределах Восточно-Моховой площади выявлено пять залежей нефти.
Залежь в районе скважины №4281П пластово-сводовая, вскрыта тремя поисково-разведочными скважинами и эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2625.8 м (скв. №13255) до -2654 м (скв. №10345).
Размеры залежи — 6.0х3.0 км, высота около 32 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 1.0 м (скв. №10345) до 10.3 м (скв. №10349).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 5.2 м.
Залежь в районе скважины №4205Р массивная, вскрыта одной поисково-разведочной и четырьмя эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2651.7 м (скв. №4205Р) до -2655 м (скв. №13360).
Размеры залежи — 1.9х1.3 км, высота около 11 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 5.6 м (скв. №13360) до 10.4 м (скв. №4205Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.3 м.
Залежь в районе скважины №4208П массивная, вскрыта двумя поисково-разведочными и 19 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2652 м (скв. №13197) до -2676 м (скв. №13153Пн).
Размеры залежи — 4.3х2.2 км, высота около 27.5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.4 м (скв. №13197) до 11.0 м (скв. №13156).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 3.4 м.
Залежь в районе скважины №4211Р массивная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2669.1 м и четырьмя эксплуатационными скважинами. Размеры залежи — 1.7х1.2 км, высота около 7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №4211Р составила 4.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.3 м.
Залежь в районе скважины №4202П массивная, вскрыта двумя поисково-разведочными скважинами на абсолютных отметках -2675.1 м (скв. №4202П) и -2675.6 м (скв. №4206П) и одной эксплуатационной скважиной. Размеры залежи — 3.7х1.3 км, высота около 6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 1.8 м (скв. №4206П) до 4.2 м (скв. №4202П).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.3 м.
Пласт ЮС13 имеет линзовидное строение и распространен только на Федоровской площади, характеризуется низкой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 4, в среднем коэффициент расчлененности равен 1.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.6 м до 3.6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.079 до 0.482 и в среднем равен 0.243. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 17%, проницаемость — 14*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.8% .
В пределах пласта выявлены две залежи нефти.
Залежь в районе скважины №2061Р пластовая, литологически экранированная, вскрыта одной поисково-разведочной скважиной на абсолютной отметке -2685.5 м. Размеры залежи — 1.2х0.8 км, высота около 3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 2.0 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 0.5 м.
Залежь в районе скважины №4266П пластовая, литологически экранированная, вскрыта 7 поисково-разведочными и 10 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от -2555.8 м (скв. №4268П) до -2685 м (скв. №8935).
Размеры залежи — 16.8х12.3 км, высота около 133 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются в диапазоне от 0.6 м (скв. №4275П) до 3.4 м (скв. №3824).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 1.4 м.
Характеристика Берриасского НГК:
Данный НГК включает в себя залежи нефти пластов БС14-19 распространены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане, имеют характерное для ачимовской толщи геологическое строение. Всего выявлено 60 залежей. Геологические разрезы ачимовской толщи представлены на графических приложениях 3.25-3.29.
Комплекс включает в себя залежи нефти пластов БС14-19.
Тип коллектора поровый.
Тип залежи: пластовая, литологически экранированная; пластово-сводовая. Размеры залежи 1,0×1,1 км. Высота около 4 м.
Толщина продуктивных пластов от 1,9 до 3,0 м.
Пластовое давление 23,5 Мпа, давление насыщения 14,8 Мпа. Газовый фактор 100 м3/т.
Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,49 д.ед.
Характеристика Валанжин-готеривского НГК:
Нефтенасыщенные коллекторы пласта БС1-2 распространены на Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадях месторождения. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 10, в среднем коэффициент расчлененности равен 5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 21.7 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.118 до 0.948 и в среднем равен 0.434. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 26%, проницаемость — 433*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 63.3% (табл. 3.1.7).
В пределах пласта выявлены 3 залежи.
Залежь Основная — нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадей. Размеры залежи — 34.0х25.0 км, высота около 68.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1930.6 м (скв. №6119) до — 1994.9 м (скв. №1073).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.3 м (скв. №3657) до 18.4 м (скв. №3433).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.6 м.
Залежь в районе скважины №75Р — нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи — 2.4х2.0 км, высота около 16 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1947.7 м (скв. №3354) до — 1958.8 м (скв. №75Р).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м (скв. №№1965, 1979) до 4.9 м (скв. №3354).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.8 м.
Залежь в районе скважины №723 — нефтяная, массивная, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи — 1.4х0.6 км, высота около 6 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 м (скв. №724) до 5.3 м (скв. №723) (граф. прил. 3.15).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.9 м.
ВНК залежи принят на абсолютной отметке -1951.7 м.
Геологические разрезы пласта БС1-2 представлены на графических приложениях 3.16, 3.17.
Пласт БС101 имеет сложное геологическое строение, отличается значительной литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях.
В пределах Федоровской площади пласт имеет сложное линзовидное строение. В восточной части площади выделяются обширные зоны отсутствия коллекторов. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.3. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 7.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.026 до 0871 и в среднем равен 0.312. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 23%, проницаемость — 100*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 61% .
На Федоровской площади выявлены 9 залежей нефти.
Залежь 1 — нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи — 15.0х6.5 км, высота около 55.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2137.8 м (скв. №7223) до — 2196.6 м (скв. №3680).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№1623, 2238, 6024) до 9.0 м (скв. №3610).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м.
Залежь 2 — нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи — 2.5х1.5 км, высота около 28.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2170 м (скв. №3888) до — 2189.7 м (скв. №3898) (граф. прил. 3.18).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №2206) до 4.0 м (скв. №2198) (граф. прил. 3.19).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.4 м.
Залежь 3 — нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи — 3.7х2.5 км, высота около 24.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2159.6 м (скв. №8115) до — 2196.4 м (скв. №1711) (граф. прил. 3.18).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 м (скв. №7411) до 7.1 м (скв. №1669) (граф. прил. 3.19).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.6 м.
Также на Федоровской площади выявлено 6 небольших по размеру залежей нефти, примыкающих к зоне неколлектора. Две залежи в районах скважин №1631 и №2195 — литологически экранированные, четыре в районах скважин №№7402, 1808, 1842, 64Р — пластовые, литологически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0.6х0.4 до 1.2х0.65 км, высоты — от 3 до 15 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0.3 до 1.2 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -2154.0 до -2175.0 м.
На Восточно-Моховой площади пласт по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте по скважинам изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 12.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.051 до 1 и в среднем равен 0.381. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 25.2%, проницаемость — 436*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 66.9% .
На площади выявлены 3 залежи нефти.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2160.2 м (скв. №3240) до — 2207.0 м (скв. №7722) (граф. прил. 3.20).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№3046, 3530) до 11.1 м (скв. №2612).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.3 м.
Залежь 2 — нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи — 6.0х2.5 км, высота около 16.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2159.7 м (скв. №782) до — 2176.1 м (скв. №3732).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.1 м (скв. №3743) до 9.4 м (скв. №200Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.4 м.
Залежь 3 — нефтяная, пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи — 3.8х1.8 км, высота около 19.5 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2152.5 м (скв. №7438) до — 2171.7 м (скв. №97Р).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. №1383б) до 9.8 м (скв. №7438).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.0 м.
Геологический разрез пласта БС101 представлен на графическом приложении 3.22.
Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади, нефтеносен на Федоровской, Моховой, Восточно-Моховой площадях. В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 24, в среднем коэффициент расчлененности равен 7.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 26.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 0.906 и в среднем равен 0.469. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 24.6%, проницаемость — 317*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 68% .
В пределах пласта выявлены три залежи нефти.
Залежь 1 — нефтяная, пластово-сводовая, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Моховую и Восточно-Моховую площади, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи — 47.0х38.0 км, высота около 80.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2175.7 м (скв. №1822) до — 2252.2 м (скв. №3444).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м (скв. №№72Р, 3752, 3784, 7086) до 35.7 м (скв. №511).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 9.7 м.
Залежь 2 — нефтяная, массивная, расположена на северо-западе от залежи 1, в пределах Федоровской площади. Размеры залежи — 3.1х2.2 км, высота около 15 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -2294.8 м (скв. №9016) до — 2314.3 м (скв. №9000).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №9004) до 8.6 м (скв. №2009Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.3 м.
Значение ВНК залежи принято на абсолютной отметке -2316.0 м.
Залежь в районе скважины №4488Р — нефтяная, массивная, расположена на севере от залежи 1, в пределах Восточно-Моховой площади. Размеры залежи — 2.0х1.3 км, высота около 6 м.
Залежь вскрыта одной скважиной №4488Р на абсолютной отметке -2248.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине — 3.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.6 м.
Значение ВНК залежи принято на абсолютной отметке -2253.7 м.
Геологический разрез пласта БС10 представлен на графическом приложении 3.22.
Залежи нефти пластов БС14-19 распространены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане, имеют характерное для ачимовской толщи геологическое строение. Всего выявлено 60 залежей. Геологические разрезы ачимовской толщи представлены на графических приложениях 3.25-3.29.
Данный комплекс включает в себя нефтенасыщенные пласты БС1-2, БС10.
Тип залежей пластово-сводовая, массивная. Размеры залежи — 34,0х25,0 км, высота около 68,0 м.
Толщина продуктивных пластов составляет 3,6 м.
Пластовое давление и давление насыщения составляют 23,1 и 15,3 Мпа. Газовый фактор составляет 91 м3/т.
Коэффициент нефтеотдачи равен 0,61 д.ед.
Характеристика Апт-альбского НГК:
Прибрежно-морской генезис неокомских отложений отражается частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на ряде участков непроницаемыми разностями или глинами по разрезу и площади. Тип коллектора поровый. От нижележащих пластов Валанжин-готеривского комплекса Апт-альбский отделен глинистой перемычкой невыдержанной по толщине и по площади, что обусловило гидродинамическую связь с вышележащими пластами.
Пласт АС4-8 Прибрежно-морской генезис неокомских отложений отражается частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на ряде участков непроницаемыми разностями или глинами по разрезу и площади. Пласт АС4-8 объединяет в себя пласты АС4, АС5-6, АС5-8. Залежь верхнего пласта АС4 самая крупная на Федоровском месторождении, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. От нижележащих пластов АС4 отделен глинистой перемычкой невыдержанной по толщине и по площади, что обусловило гидродинамическую связь его с пластами АС5-8 в центральной и восточной частях, и с пластами АС5-6 в западной части месторождения. Залежи пласта АС5-8 на Моховой и Восточно-Моховой площадях, и залежи пласта АС5-6 в пределах Федоровской площади имеют общий уровень отметок ГНК и ВНК.
В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 31 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 9.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 40.8 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.064 до 0.945 и в среднем равен 0.559. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 26.4%, проницаемость — 300*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 62.9%, нефтенасыщенность — 55.2%.
В пласте выявлены две залежи.
Основная залежь — самая крупная на Федоровском месторождении, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. Залежь газонефтяная, пластово-сводовая, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи 52.0х46.7 км, высота около 60 м. Выделены 3 газовые шапки размерами 0.5х0.4, 5х4.5, 45.0х38.7 км и высотами 1.8, 17, 47 м соответственно.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1762.3 м (скв. №1441) до -1818.2 м (скв. №61Р).
Эффективные толщины изменяются от 3 м (скв. №1074) до 54.7 м (скв. №6261).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.3 м (скв. №3660) до 15.4 м (скв. №2298), газонасыщенные — от 0.4 м (скв. №8038) до 38.4 м (скв. №939).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.6 м, газонасыщенная — 8.1 м.
ГНК залежи принят на абсолютной отметке — 1809.5 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет — 1819.0 м.
Залежь в районе скважины №2048Р — нефтяная, массивная, расположена в пределах Тойлорской площади. Размеры залежи — 2.5х1.4 км, высота около 6.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1811.7 м (скв. №2048Р) до -1817.7 м (скв. №8713).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №8713) до 4.1 м (скв. №13172).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.4 м.
Геологические разрезы пласта АС4-8 представлены на графических приложениях 3.5-3.8.
Пласт АС6 выделен в самостоятельный подсчетный объект. По разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 14.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.476 до 1 и в среднем равен 0.823. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 25.6%, проницаемость — 146*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 52.9%, нефтенасыщенность — 48.3%.
Небольшая залежь пласта расположена в зоне сочленения Мохового и Федоровского поднятий, находится между пластами АС5-6 и АС7-8 и отделяется от них глинистыми разделами толщинами до 10 м от верхнего пласта и до 4.2 м от нижнего.
Залежь газонефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 4.2х1.3 км, высота около 13 м, в пределах залежи выделены две газовые шапки размерами 0.21х0.16 и 0.81х0.4 км и высотой 7.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1818 м (скв. №1603) до -1830 м (скв. №2196).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №3917) до 8.8 м (скв. №1616), газонасыщенные — от 3.5 м (скв. №2214) до 9.4 м (скв. №8110).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.5 м, газонасыщенная — 2.3 м.
В пределах залежи пласт опробован в скважине №4269П, получен приток нефти с водой дебитом 7.5 м3/сут, обводненность — 40%.
ГНК залежи принят на абсолютной отметке — 1825.0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет — 1828±3 м.
Геологический разрез пласта АС6 представлен на графическом приложении 3.5.
Залежи нефти и газа пласта АС7-8 расположены в пределах Федоровской площади, изолированы от выше- и нижезалегающих пластов надежными глинистыми перемычками и выделены в самостоятельный подсчетный объект. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 12, в среднем коэффициент расчлененности равен 5.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 15.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.047 до 0.929 и в среднем равен 0.479.
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 23.1%, проницаемость — 34*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 42%, нефтенасыщенность — 41.8%.
В пласте выявлено две залежи.
Залежь 1 — газонефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи — 2.9х1.8 км, высота около 18.0 м, в пределах залежи выделена газовая шапка размерами 2.7х0.8 и высотой 13.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1823.8 м (скв. №3330) до -1837.7 м (скв. №1927).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв. №1928) до 6.6 м (скв. №1938), газонасыщенные — от 1.2 (скв. №7137) до 12.7 м (скв. №1915).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.2 м, газонасыщенная — 5.3 м.
ГНК залежи принят на абсолютной отметке — 1837.0 м. Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет — 1841.8 м.
Залежь 2 — газонефтяная, пластово-сводовая, на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи — 13.5х8.0 км, высота около 28 м. Выделены 3 газовые шапки размерами 0.8х0.6, 4.0х2.0, 12.0х4.0 км и высотами 14, 15, 25 м соответственно.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1815.7 м (скв. №8199) до — 1863.7 м (скв. №1814).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м (скв. №№1789, 3621, 6034, 6039) до 13.0 м (скв. №6025), газонасыщенные — от 0.5 (скв. №№3986, 7256) до 15.8 м (скв. №3479).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5.7 м, газонасыщенная — 6.4 м.
Пласт опробован в четырех поисково-разведочных скважинах, в двух — №76Р и №4298П получены притоки воды с пленкой нефти. В скважине №77Р получены притоки газа (8962 м3/сут) и нефти (91 м3/сут), в скважине №64Р: газа (28700 м3/сут), нефти (8.52 м3/сут) и воды (6.98 м3/сут).
ГНК залежи принят на абсолютной отметке — 1837±3 м.
Абсолютная отметка ВНК залежи изменяется в диапазоне -1838.0 -1863.0 м. Широкий диапазон изменения отметок ГНК и ВНК обусловлен литологической неоднородностью пласта.
Геологические разрезы пласта АС7-8 представлены на графических приложениях 3.5, 3.7.
Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью, как по разрезу, так и по простиранию, имеет сложное строение, часто нижняя часть разреза полностью глинизируется. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.4 м до 21.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 1 и в среднем равен 0.455. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость — 26.7%, проницаемость — 346*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 76.2%, нефтенасыщенность — 60.4%.
В пределах пласта выявлено 11 залежей на Федоровской (4) и Моховой (7) площадях.
Залежь 1 — нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи — 3.9х1.9 км, высота около 17.0 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1835.2 м (скв. №3330) до — 1851.1 м (скв. №3321).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. №3321) до 12.2 м (скв. №7155).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.3 м.
Граница залежи контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт, средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1850±2 м.
Залежь 2 — нефтяная, массивная, расположена в пределах Федоровской площади. Размеры залежи — 3.7х2.4 км, высота около 21 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1832.6 м (скв. №8199) до — 1856.9 м (скв. №6120).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 м (скв. №3940) до 9.3 м (скв. №1860).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.1 м.
Граница залежи контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт, средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1857 м.
Залежь 3 — газонефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Федоровской площади и на западе объединяется с залежью одноименного пласта Дунаевского месторождения. Размеры залежи — 7.0х6.8 км, высота около 35 м. Выделена газовая шапка размерами 1.7х1.6 км и высотой 10 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1836.3 м (скв. №2229) до — 1866.1 м (скв. №1587).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №№1665, 1744) до 18.9 м (скв. №3987), газонасыщенные — от 0.8 м (скв. №1596) до 8.0 м (скв. №78Р).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5.1 м, газонасыщенная — 3.9 м.
ГНК залежи принят на абсолютной отметке — 1848.2 м. Средняя абсолютная отметка ВНК -1863.0, в зоне слияния с Дунаевским месторождением -1873.0 м.
Залежь 4 — нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи — 3.7х1.6 км, высота около 15 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. №3947) до 9.9 м (скв. №№2195, 3926).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.5 м.
Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1861.5 м.
Залежь 5 — нефтяная, пластово-сводовая, расположена в пределах Моховой площади. Размеры залежи — 3.4х2.8 км, высота около 21 м.
Залежь вскрыта на абсолютных отметках от -1838.9 м (скв. №2315) до — 1862.7 м (скв. №1719).
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 м (скв. №1693) до 15.0 м (скв. №3967).
Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6.0 м.
Средняя абсолютная отметка ВНК залежи -1856 м.
Так же в пределах пласта выявлено шесть небольших по размерам залежей нефти. Одна массивная в районе скважины №1906 на Федоровской площади и пять массивных в районах скважин №№3983, 2339, 7606, 6026, 6636 на Моховой площади. Размеры залежей изменяются от 0.4х0.3 до 1.4х0.4 км, высоты — от 3 до 12 м. Средние эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1.7 до 2.9 м. Абсолютные отметки ВНК по залежам изменяются от -1845.2 до -1862.0 м
Размеры залежей в среднем 52,0х46,7 км, высота около 60 м.
Средняя толщина продуктивных пластов составляет 4,7 м.
Пластовое давление 18,9 Мпа, давление насыщения 13,6 Мпа, газовый фактор 51 м3/т.
Коэффициент нефтеотдачи составляет 0,49 д.ед.
Заключение
На второй производственной практике я занимала должность оператора по добыче нефти и газа 4 разряда, так же закрепила знания, полученные во время учебы. Так же работала в бригаде и с другими операторами выполняла обязанности, поручаемые мастером. Еще мне дали возможность поработать со специалистом по трубопродам и ознакомиться с обязанностями технологов.
Достоинства практики: получение навыков работы оператором, закрепление знаний, а так же знакомство с новыми людьми. Можно выделить достоинством то, что зарплата работников Федоровскнефть является выше. Так же для проживания нам были предоставлены все условия, организован автобус до места работы.
Недостатки практики состоят в том, что из-за прохождения медосмотра нам удалось совсем немного времени проработать на промысле.
Мне бы хотелось, чтобы срок практики был увеличен.
Предполагаемая тема курсового проекта: «Проект доразведки Фёдоровского месторождения».
