Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Тюменский индустриальный университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»
Отчет по учебной практике
Руководитель практики:
доцент, к.т.н. Забоева М.И.
Выполнил:
студент группы ЭДГбз-18-2
Семёнов И.Е.
Тюмень, 2020
Содержание
пластовый флюид месторождение нефть
Введение
1. Геолого-физическая характеристика района работ
2. Стратиграфическая характеристика
3. Параметры продуктивных пластов и их неоднородности
4. Состав и свойства пластовых флюидов
5. Запасы нефти и растворенного газа
Заключение
Список использованных источников
Введение
Целью учебной практики является закрепление полученных знаний по изученным дисциплинам, ознакомление с характером и особенностями их будущей специальности. В частности, углубление теоретических знаний, приобретение первичных практических навыков самостоятельной работы, в том числе при непосредственном знакомстве с деятельностью функционирующих организаций.
В соответствии с целью поставлены следующие задачи:
1. Подобрать современную литературу для описания геолого-физической характеристики Крапивинского месторождения.
2. Проанализировать отечественные литературные источники.
3. Проанализировать зарубежные литературные источники, сравнить подходы к изучению проблемы с отечественными авторами.
4. Определить проблематику исследования.
5. Сформулировать цель, задачи, методы исследования.
6. Обосновать актуальность исследования.
7. Сделать вывод по результатам проведенного исследования.
1. Геолого-физическая характеристика района работ
Территория Крапивинского месторождения расположена в Каргасокском районе Томской области, и лишь небольшая по площади его юго-западная часть (район скважин №№ 200, 221, 220) входит в состав Омской области Западной Сибири (рисунок 1).
Рисунок 1. Схема размещения нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Томской области
Ближайшие месторождения, находящиеся в разработке ОАО «Томскнефть»: Игольско-Таловое нефтяное месторождение (77 км на юго-восток), Западно-Моисеевское (7 км на север), Лесмуровское (11 км на север), Двуреченское (16 км на север), мелкие месторождения - Тагайское (17 км на восток), Карайское (24 км на юго-восток). Ближайшие разведанные и подготовленные к разработке мелкие месторождения Федюшкинское (25 км на юго-восток), Западно-Карайское (10 км на юг).
В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягыл-Ях - правые притоки р. Васюган, впадающей в крупную водную артерию Западной Сибири - реку Обь. Более мелкие реки района - Большой и Малый Юнкуль - пересекает месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района рек Ягыл-Ях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины. Наиболее крупная из перечисленных рек в районе р. Ягыл-Ях -достигает ширины 14 м, ее глубина не превышает 2 м. Ранее при освоении Крапивинского месторождения р. Ягыль-Ях использовалась как судоходная река, для доставки грузов и оборудования. После завершения в 2009г строительства круглогодичной автодороги, необходимость использования реки как судоходной исчезло. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября.
Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -50 °С (зимой) до +30 °С (летом). По количеству выпавших среднегодовых атмосферных осадков (500 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая, его толщина достигает от 1 до 1,5 м. Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.
Рельеф района типично равнинный, слабовсхолмленный. Абсолютные отметки изменяются от +93 до +125 м, закономерно увеличиваясь с севера на юг. Характерны высокая (до 50-60%) заболоченность пойм рек и территории в целом, а также большое количество озер, развитых в южной части месторождения, к востоку от линии пробуренных скважин №№ 197-200. Восточная и южная части месторождения покрыты смешанным редким лесом (береза, осина, сосна, ель, кедр).
Мелкие месторождения - Тагайское (17 км на восток), Карайское (24 км на юго-восток), Федюшкинское (25 км на юго-восток), Западно- Карайское (10 км на юг).
Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. Пески, супеси, необходимые для отсыпки лежневых оснований внутрипромысловых дорог и кустов, добываются карьерным способом в районе Лесмуровского месторождения. Для технического водоснабжения скважин и поддержания пластового давления на месторождении можно использовать подземные воды регионально выдержанного сеноманского водоносного комплекса отложений (Покурская свита). Для питьевого водоснабжения пригодны подземные воды из отложений Новомихайловской свиты палеогена. После санитарной обработки для этих же нужд можно использовать и поверхностные воды местных рек.
Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катальгинское, Зап. Катальгинское и др.), с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стрежевой. С 2009 г была построена круглогодичная дорога Игольско- Таловое месторождение - Крапивинское месторождение.
В экономическом отношении район развит слабо. Ближайший населенный пункт - пос. Новый Васюган расположен в 70 км на северо- восток от месторождения, где имеются небольшой аэропорт, почта, телеграф. В апреле 2002г. запущен нефтепровод Ду-635, соединяющий месторождение Крапивинское с УПН п. Пионерный. Линии ЛЭП на месторождениях развиты. Энергоснабжение на Крапивинском месторождении осуществляется посредством ВЛЭП 110 КВ с Игольско- Талового месторождения от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА.
2. Стратиграфическая характеристика
Стратиграфическое расчленение разреза осуществлено по данным глубоких скважин на основании корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом.
Исследования были выполнены по представительной коллекции образцов керна (292 шт.) нефтенасыщенного коллектора пластов Ю12 и Ю13, вскрытых различными скважинами на Крапивинском месторождении. Наиболее полные материалы получены по скважинам 187 (82 образца - интервал 2751,8-2787,6 м) и 222Р (29 образцов - интервал 2736-2751,3 м).
В скважине 187 пачка Ю13В представлена в основании разреза песчаниками с тонкими прослоями алевритового и глинистого материала. Характерна прерывистая горизонтальная слоистость за счет слюды, глинистого материала и растительного детрита. Аллотигенные компоненты в основном представлены кварцем, полевыми шпатами в различной степени пелитизированными и серицитизированными (калишпатами и плагиоклазами). Обломки пород присутствуют в меньшем количестве (силициты, кварциты, сланцы, аргиллиты, глины). Встречаются листочки биотита. Из акцессорных минералов отмечается эпидот. Углистое вещество присутствует в виде пятен и точечных вкраплений. Порода послойно обогащена растительным детритом буро-красного цвета. Признаки деформации проявляются в виде изгиба пластинок слюды, завершающегося их расщеплением на концах. Зачастую деформированные слюды выполняют промежутки между обломками пород. Цемент пленочно-поровый, поровый глинистый и глинисто-гидрослюдистый. Породы данного интервала характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость 0,45 %, проницаемость 2,4 мД).
Отложения пласта Ю13 проанализированы в интервале 2763,4-2781,2 м. В нижней части они представлены алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, в верхней - средне-крупнозернистыми песчаниками. В породах постоянно отмечается присутствие глинистого матрикса. Структура алевропсаммитовая и псаммитовая. Терригенный материал, слагающий алевритопесчаные породы, в целом имеет полуугловатую, полуокатанную и окатанную форму зерен, хотя в нижней части встречаются и плохо окатанные. В породах наибольшим развитием пользуются пленочно- поровый глинисто-гидрослюдистый и поровый каолинитовый цементы, локально проявляется регенерационный полевошпатовый и кварцевый. Породы верхней части пласта характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 19,4-22,2% и проницаемость 12,9-292,4 мД). Развитие пористости, по-видимому, можно связывать непосредственно с деформационными процессами - дробление, катаклазирование зерен и поровым выщелачиванием.
Проведённый комплекс петрофизических и литологических исследований на контрольной коллекции образцов керна позволяет сделать следующие выводы:
- для баровых песчаников характерна слоистая микро и макронеоднородность, которая наиболее значительно проявляется в проницаемой части разреза, приуроченной к кровле резервуара;
- песчаные резервуары обладают пространственной (трёхмерной) анизотропией фильтрационно-емкостных свойств;
- пласт Ю13 в скважине 187 представлен, в основном, средне- крупнозернистыми песчаниками, обломочно-осадочный материал которых формировался в условиях волноприбойной деятельности морского побережья (устьевого бара). По данным микроструктурного анализа отслеживается северо-восточное направление береговой линии, что согласуется с предлагаемой фациальной моделью строения барового осадочного комплекса в северной части Крапивинского поднятия. Наличие элементов потоковых фаций северо-западного направления можно связывать с наличием разрывных течений, осложняющих морское побережье;
- в целом по разрезу скважины фациальные и динамические условия осадконакопления вышеуказанных пластов характеризуются изменчивостью во времени и пространстве.
Пласт Ю12. В строении пласта принимают участие алевропесчаники. Наличие в отложениях прослоев глинистого материала в ассоциации с обугленным растительным детритом, слюдой, сидеритом обуславливает прерывистую, волнисто-горизонтальную и волнисто-косую слоистость. Структура алевропсаммитовая, псаммитовая. В обломочной части отмечаются кварц, калиевые полевые шпаты, пертиты, плагиоклазы, часто пелитизированные и серицитизированные. Среди обломков пород наблюдаются микрокварциты, гранитоиды, алевролиты, сланцы. Из акцессорных минералов встречается эпидот. Зерна кварца, полевых шпатов имеют признаки пластической деформации в виде облачного погасания. Некоторые зерна полевых шпатов катаклазированы. Следует отметить, что для всех пород характерна пиритизация. Пирит образует скопления мелких глобулей и кристаллов 0,2-0,8 мм. Цементация пленочно-поровая глинистая и гидрослюдистая. Отмечаются единичные зерна глауконита. Широко развиты растительные остатки и ОВ, фиксируемые в межзерновом и поровом пространстве в виде бурых пятен. Породы слабопроницаемые. Регенерационный кварц и альбит в разрезе скв.187 проявляется локально. Нарастание происходит в виде регенерационной каймы на окатанные зерна и, как следствие, сокращается свободное поровое пространство. Это приводит к уменьшению объема сообщающихся пор и ухудшению коллекторских свойств пород. Каолинит отмечается практически на всех изученных интервалах пласта Ю1. Часто наблюдается высокая степень раскристаллизации каолинита и образование агрегатоподобных его сростков. Свободное поровое пространство может сохраняться между каолинитовыми сростками, что способствует увеличению ФЕС. Кальцит однозначно влияет на ФЕС коллекторов. Появление его в составе песчаников всегда ведет к ухудшению коллектора.
Литолого-петрофизическая анизотропия коллектора Ю13 изучалась на основе микроструктурного анализа кварца. Микроструктурный анализ кварца в обломочных средне- и мелкозернистых кварцсодержащих породах проводится исходя из предположения о том, что этот минерал не испытывает заметных тектонических воздействий и обнаруживает специфическую ориентировку - ориентировку отложений. Подобная ориентировка во многом определяется пространственным распределением кварцевых зерен по форме. Как правило, удлиненная форма зерен обуславливает предпочтительную картину ориентировки. С условиями осадконакопления связано пространственное изменение различных видов физических свойств пород - магнитных, упругих, фильтрационных. Несмотря на различие природы физических параметров, преобладающим является ориентирующий процесс, зависящий от соотношений размеров, окатанности, плотности частиц, скорости и направления транспортирующей среды.
Доюрские образования
Доюрские отложения вскрыты скважинами № 195Р и 200Р. Представлены они зеленокаменными измененными миндалевидными спиллитами, вверх по разрезу интенсивно выветрелыми, переходящими в кору выветривания. Вскрытая толщина изменяется от 80 до 107 м.
Юрская система
Юрские отложения в описываемом районе представлены разнофациальными осадками средней и верхней юры общей мощностью более 300 м. Они подразделяются на три свиты: тюменскую, васюганскую и баженовскую.
Тюменская свита
Континентальные отложения тюменской свиты залегают несогласно на размытой и выветрелой поверхности доюрских образований. Породы представлены неравномерно переслаивающимися темно-серыми и буровато-серыми, иногда полосчатыми аргиллитами, разнозернистыми полимиктовыми песчаниками различной крепости, крепкими алевролитами и каменными углями, распространены повсеместно. В полном объеме они вскрыты скважинами 195Р и 200Р. Мощность свиты 92 - 216 м.
Васюганская свита
Отложения васюганской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами в описываемом районе и залегает на глубинах 2600 - 2750 м. Свита сложена разнофациальными отложениями от морских до континентальных, которые формировались в процессе двух трансгрессий: верхнеюрско-валанжинской и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними. Свита подразделяется на две подсвиты - нижневасюганскую и верхневасюганскую, которые отличаются фациальной принадлежностью и литологическим составом.