Целью данного курсового проекта является закрепление изученного учебного курса по «Нефтегазопромысловой геологии и районирование месторождений УВ» на примере Кочевненского месторождения (Пласт А4).
Данные задачи по курсовому проекту заключаются в построение структурной карты по кровле продуктивной части пласта А4, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построение геологического профиля месторождения и литолого-стратиграфического разреза. Так же на основе предоставленной таблицы «Подсчетных параметров» и карты эффективных нефтенасыщенных толщин произвести подсчет запасов нефти и газа объемным методом. Дать краткую характеристику месторождения.
2 Общие сведения о месторождение
Кочевневское нефтяное месторождение расположено на территории Больше-Черниговского района Самарской области, в 7 км к западу от районого цента села Бол. Черниговка и на таком же расстоянии от ближайшей железнодорожной станции-ст.Черниговка Южно-Уральской железной дороги.
Климат района континентальный, с продолжительной холодной (до -40 С) зимой и жарким (+40 С) летом. Среднегодовое количество осадков 389 мм. Высота снежного покрова на открытых степных пространствах 18-22см, глубина промерзания почвы достигает 176 см. В экономическом отношение район сельскохозяйственный, где более 70% территории занято сельхозугодьями.
Вблизи расматриваемой площади находится населенные пункты: Б. Черниговка, Кочкиновка, Иргизский. Сообщение между населенными пунктами осуществляется по грунтовым и асфальтированными дорогами. В 7 км к востоку от площади проходит автомобильная дорога республиканского значения Самара- Уральск.
Месторождение открыто в 1971 году поисковой скважиной №21, в которой при опробовании пласта А4 башкирского яруса получен промышленный приток нефти. Введено в разработку в 1998 году.
В орогидрографическом отношении район месторождения
Гидрографическая сеть представлена рекой Б. Иргиз с притоками Б. Глушица, Кочевная и др. Имеются озера, пруды, протоки.
Район, преимущественно, степной. Небольшие лесные массивы встречаются в поймах рек, оврагах, лощинах.
По данным абсолютных отметок скважин была составлена структурная карта по кровле продуктивной части пласта (рис.1) и карта эффективных нефтенасыщенных толщин (рис.2), а так же по данным скважин № 107, 3, 21, 1 был составлен геологических профиль (рис.3).
Разработка системы электроснабжения Возейского месторождения ...
... линий электропередач для доставки электроэнергии на кусты нефтедобычи и цеховое оборудование Возейского месторождения. Задачи выпускной квалификационой работы ... 222 3184кВт2 . Определяем эффективное число ЭП по ... воды назад в пласт; 1.3 Основные ... 0,75; рн = 22,0 кВт; Расчет нагрузки рассматривается на примере КТП- ... месторождении. Данное нефтяное месторождения располагается на территории Усинского района ...
3 Геологическое
3.1 Стратиграфия
Палеозойская группа ()
Представлена девонской каменноугольной и пермской системами.
Девонская система (D).
Отложение системы залегает с размывами в осадконакоплении на архейпротерозойских образований. Они представлены средним и верхним отделом.
Средний отдел ()
Представлен живетским ярусом ().
Живетский ярус ().
Ярус выделен в объеме старооскольского горизонта, представленного воробьевскими, ардатовскими, муллинскими слоями. В литологическом отношение ярус представлен прослоями песчаников, алевролитов и глин. Толщина яруса 254-281 м.
Верхний отдел ().
Рассматриваемый отдел представлен франским и фаменским ярусами.
Франский ярус ().
Расчленен на верхний и нижний подъярусы (: Пашийский и тиманский горизонты представлены терригенными песчано-глинистыми осадками, толщина которых 61-62 м. Остальная часть отложений франского яруса сложена карбонатными породами – известняками и доломитами, толщина которых 216-232 м.
Фаменский ярус () представлен терригенными песчано- глинистыми осадками. Толщина меняется от 389 до 394 м.
Каменноугольная система (С).
Отложения представлены нижним, средним и верхним отделом.
Нижний отдел ().
Рассматриваемый отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус () представлен известняками с прослоями глин и мергелей. Толщина 243 м.
Везейский ярус () . Он представлен двумя горизонтами: бобриковский и тульский. Бобриковский горизонт представлен в нижней части разреза и сложен глинами, алевролитами и песчаниками. Толщина имеется от 40 до 50 м.
Отложение тульского горизонта залегающие выше бобриковского сложены карбонатными породами толщиной 89-91 м. В средней части горизонта имеется пачка глин с прослоями глинистых известняков толщиной 20 м.
Верхняя часть отложений визейского яруса представлена ангидритами, известняками и доломитами. Общая толщина отложений 373-414 м.
Серпуховский ярус ().
Он представлен чередованием карбонатных пород – известняков и доломитов. В основание имеется глинисто-карбонатная пачка толщиной около 25 м. Толщина отложений яруса 402-428 м.
Средний отдел ().
Отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус () сложен известняками органогенно-обломочными с прослоями плотных разностей. В верхней части яруса приурочен продуктивный пласт А4. Толщина яруса 53-98 м.
Московский ярус ().
Рассматриваемый отдел представлен верейским, каширским, подольским мячковским горизонтами. Отложения верейского горизонта находятся в основании яруса и представлены преимущественно глинами и алевролитами. Толщина горизонта 114-127 м.
Разработка автоматизированной системы Отдел кадров средствами MS Access
... системы стали разработки различных фирм на современном рынке автоматизированных систем для кадровых служб. Практическая значимость результатов данной работы заключается в разработанном на базе MS Access ... возложение обязанностей, не предусмотренных настоящим стандартом. [23] Основные документы, представленные в отделе кадров ООО «Кора» – бланки удостоверений, свидетельства, сертификаты, заявления, ...
Залегающие выше отложения каширского, подольского и мячковского горизонта представлены карбонатными породами с прослоями глин. Общая мощность карбонатной толщи изменяется от 400 до 503 м.
Верхний отдел ().
Верхняя и нижняя часть представлена карбонатными породами – известняками и доломитами. В средней части залегают пачки ангидрита. Толщина 329-394 м.
Пермская система (Р).
Отложения пермской системы представлены нижним и верхним отделом.
Нижний отдел ().
Нижнепермские отложения представлены в составе ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов, представленные ангидритами, известняками и доломитами. В верхней части отложений кунгурского яруса встречаются слои каменной соли. Суммарная толщина 868-935 м.
Верхний отдел () Верхнепермские отложения представлены в составе уфимского , казанского и татарского яруса.
Уфимский ярус ().
Ярус представлен карбонатными породами.
Казанский ярус ().
Нижняя часть сложена карбонатами. В верхней части казанского яруса имеются толщи каменной соли.
Татарский ярус ().
Разрез яруса в основном песчано-глинистый, в подшвенной части – карбонатный. Суммарная толщина верхнепермских отложений 311-314 м.
Верхняя часть разреза осадочной толщи представлена песчано-глинистыми отложениями юрской (), неогеновой и четвертичной систем.
Суммарная толщина – до 287 м.
По данным стратиграфического описания построен литолого-стратиграфический разрез (рис.4)
3.2 Тектоника
В региональном тектоническом плане Кочевненское месторождение расположено на юго-западном борту Бузулукской впадины. Отложения осадочного чехла и поверхности кристаллического фундамента погружаются здесь в юго-восточном направление.
По карбонатно- терригенными отложениями девона в южной части Бузулукской впадины выделяется Иргизско — Рубежинский прогиб субширотного простирания, вдоль северного крыла которого протягивается Камелик- Чаганская зона структурных дислокаций. В пределах Камелик-Чаганской зоны выделяется ряд структурных зон , к одной из которых, Больше- Черниговской , приурочено Кочевненское поднятие.
Район характеризуется сложными поверхностными и глубинными условиями, которые не позволяют надежно картировать детали изучаемых объектов по глубоким горизонтам. Глубоким поисково- разведочным бурением район слабо изучен. Так, на Кочевненской площади только две поисковых скважины пробурены со вскрытием кристаллического фундамента.
Собственно Кочевненское поднятие, к которому приурочено рассматриваемое месторождение, по отражающему горизонту «Б» (кровля башкирского яруса) представляет собой брахиантиклинальную складку размером по замкнутой изогипсе
- 2260 м 2,2×1,9 км с амплитудой около с амплитудой около 20 м (по данным сейсморазведки 3D).
К северо-западу от вышеописанного поднятия по данным сейсморазведки картируются еще два небольших купола, отделенные от него неглубоким прогибом. Однако северо-западное и северное замыкание этих куполов выходят за пределы исследованной сейсморазведкой площади, что не позволяет судить об их размерах и перспективах в отношение нефтеносности.
4 Характеристика нефтегазоностности
Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части отложений башкирского яруса, сложен известняками органогенно-обломочными, кавернозными. Глубина залегания пласта изменяется от 2367,2 м (скв.21) до 2565 м (скв.107).
Покрышкой глин служит толща глин и алевролитов верейского горизонта. В пробуренных после 2003 года скважинах по данным ГИС ВНК отбивается на абсолютной отметке -2267 м. Практически по всей площади залежь подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,4 м в скв. №110 до 13,2 в скв. №21.
Данные по опробованию и добыче.
Таблица №1
|
№ скв. |
Дата опробования |
Интервал залегания |
Интервал перфорации |
Результат опробования |
Дата вступления В эксплуатацию |
Примечание |
|
107 |
Нет |
-2264-1240 м |
Получено 127,5 тыс. м3 воды |
Минерализация воды1,12-1,17 |
||
|
3 |
-2260-2267 |
-2261-2265 м |
Получен приток нефти 11т/сут |
Через 6 мм штуцер |
||
|
21 |
-2248-2267 |
-2248-2255 м |
Получен приток нефти 24т/сут |
Через 8 мм штуер |
||
|
1 |
-2253-2267 |
-2253-2260 м |
Получен приток нефти 14т/сут |
Через 6 мм штуер |
||
5 Перспективы нефтегазоносности
Построена карта эффективных нефтегазоносных толщин и проведен подсчет запасов нефти и газа объемным методом. При подсчете использовалась таблица подсчетных параметров (Табл.№ 2)
Таблица подсчетных параметров
|
Наименование |
Ед.изм. |
Значение |
|
Категория запасов |
АВ |
|
|
Площадь нефтеносности, F |
2268000 |
|
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, h |
м |
6,2 |
|
Коэффициент пористости, m |
Д.ед |
0,21 |
|
Пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные Ɵ |
0,8605 |
|
|
Плотность нефти в по. Усл |
т/м3 |
0,774 |
|
Пластовый газовый фактор, Г |
м3/т |
63,32 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности, |
0,84 |
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения |
0,538 |
|
|
Накопленная добыча |
тыс.т |
612,2 |
Расчет проводился по следующим формулам:
- Геологические запасы нефти, т
- извлекаемые запасы нефти, т
F- площадь нефтеносности , тыс. ;
- h- средняя эффективная нефтенасященная толщина пласта, м;
- m — коэффициент открытой пористости, доли ед.;
- коэффициент начальной нефтенасыщенности,
доли ед.; - плотность нефти,кг/м3;
- Ɵ- пересчетный коэффициент ,учитывающий усадку нефти, доли ед.;
- коэффициент извлечения нефти, доли ед.;
Расчет извлекаемых запасов нефти:
Расчет балансовых запасов газа:
Расчет извлекаемых запасов газа:
Расчет остаточных балансовых запасов нефти на анализируемую дату:
Расчет остаточных извлекаемых запасов нефти на анализированную дату:
Расчет остаточных балансовых запасов газа на анализируемую дату:
Расчет остаточных извлекаемых запасов газа на анализированную дату:
