Читать отчет по геологии: "Характеристика Федоровского месторождения". Федоровское месторождение характеристика нефти


Введение стр. 3 Стратиграфия месторождения стр. 6

Содержание
  1. Введение стр. 3
  2. Стратиграфия месторождения стр. 6
  3. Структурно-тектонические особенности месторождения стр. 13
  4. Характеристика продуктивных горизонтов стр. 15
    1. Характеристика пород коллекторов
продуктивных пластов стр. 16
    1. Физические свойства и химический состав нефти
продуктивных горизонтов месторождения стр. 20
    1. Физические свойства и химический состав природного
газа продуктивных горизонтов месторождения стр. 24
    1. Физический свойства и химический состав
пластовых вод стр. 28
  1. Перспективы разработки Федоровского месторождения стр. 32

1.ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время нефть и газ составляют более 65% мирового потребления первичных источников энергии. В 2003 году потребление нефти в мире на 2020 г. Оценивалось в пределах 5,2-5,6 млрд. т, фактическое потребление на данный период состовляет около 4,2 млрд. тонн.

В Западной Сибири сосредоточено 68%, запасов нефти России. Добыча нефти здесь ведется с 1964 г., причем пик добычи нефти (408,6 млн. т) достигнут в 1988 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом - Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра, где добывается почти 2/3 россий­ской нефти.

Анализ состояния добычи нефти в ХМАО и Западной Сибири показывает, что остаточные запасы при существующих темпах отбора обеспечат добычу еще приблизительно на 40 лет, без учета перс­пектив, связанных с арктическим шель­фом.

Ежегодно компания вводит в разработку 3-4 новых месторождения. Следует отме­тить, что 33 % эксплуатационного бурения в целом по России приходится на долю «Сургугнефтегаза». А это - новые мощ­ности, которые позволяют компании обеспечивать планомерный рост добычи.

Весомый вклад в достижение таких показателей вносит деятельность НГДУ «Федоровскнефть». Федоровское месторождение является одним из самых крупных не только в России, но и в мире, поэтому эффективность его разработки напрямую влияет на экономическую стабильность предприятия в целом.

Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин включает комплекс работ по повышению качества обслуживания насосов и другого технологического оборудования, оптимизации работы скважин, повышении качества текущего и капитального ремонта скважин, внедрение новых современных видов оборудования. Данная задача является приоритетной, поскольку увеличивает срок службы всего комплекса оборудования скважины, снижает себестоимость нефти, снижает риск аварии и несвоевременного выхода из строя оборудования, снижает затраты на реконструкцию скважины.

2. Стратиграфия

Месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.

^

Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента.

^

Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС2, литологически представлен переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свиты.

В основании свиты васюганской свиты залегают аргелиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт

ЮС1. Толщина свиты до 103 м.

Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м.

Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с различной степенью битуменозности. Толщина свиты 10-56 м.

^

Отложения этой системы представлены нижним и верхнем отделами. Нижний отдел состоит из осадков мегионской, вартовской, алымской и нижней части покурской свит.

Над пластами БС1 и БС2 залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7 – 49 м.

Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты АС4-12 смесь из которых является нефтенасыщенными: АС 4, АС 5-8, АС 7-8, АС9. Толщина вартовской свиты до 434 м.

Алымская свита залегает в основании валажинского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м.

Покурская свита, представлена неравномерным переслаиванием алевролитопесчанных и глинистых пластов и пачек различной толщиной и плохо выдержанных по площади. Толщина покурской свиты до 843 м.

Кузнецовская свита, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически она представлена глинами темно-серыми местами алевролитистыми. Толщина свиты до 29 м.

Березовская свиты делятся на две подсвиты, нижнюю-споковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м.

Ганькенская свита – литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно-серыми; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты 86 м.

^

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Толщина свиты до 120 м.

Люлинворская свита (юценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми. Толщина свиты до 203 м.

Тавдинская свита, представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита. Толщина свиты до 170 м.

Алымская свита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м.

Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты не превышает 40 м.

^

Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина свиты не превышает 40 м.

Таблица 1.Стратиграфическая характеристика разреза скважин

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение
От (кровля) До (подошва) название индекс
0

40

100

200

330

500

660

770

820

940

980

1720

40

100

200

330

500

660

770

820

940

980

1720

1830

Четвертичные отложения

Туртасская свита

Новомихайловская свита

Алтымская свита

Тавдинская свита

Люлинворская свита

Талицкая свита

Ганькинская свита

Березовская свита

Кузнецовская свита

Покурская свита

Алымская свита

Q

Р

Р

Р – Р

Р – Р

Р

Р

К

К

К

К –К

К

К

3. Тектоника

Фёдоровское месторождение приурочено к Фёдоровскому куполовидному поднятию 2-го порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода – положительной структуры 1-го порядка.

Фёдоровская структура 2-го порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную, изометрическую, складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями 3-го порядка, оконтуривающимися изогибсами 2600-2625 м.

Из структуры 3-го порядка самым южным из поднятий является Северо-Сургутское, которое вытянуто в меридиональном направлении. В западной части Фёдоровской структуры расположено поднятие 3-го порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в её границах размер 13,5×4,7 км, амплитуда до 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2 процентов. Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридианном направлении.

На северо-западе к Фёдоровскому поднятию примыкают Оленье (район скважины 73) и Варьёгинское (район скважины 85) поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Оленье поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями, по замыкающей изогипсе 2600 м, размеры самого крупного из них 2,6×4,8 км.

. Моховое поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание. Само поднятие оконтуривается изогипсой 2600 м, в пределах которой имеет размер 3,8×3,2 км, амплитуду до 21 метра.

Все перечисленные поднятия: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое с юга, севера и востока оконтуриваются общей изогипсой 2625 м и представляют собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридианном направлении, с восточным и западным ответвлениями. С запада изогипса 2625 м раскрывается на Яунлорскую группу поднятий (Вершинное, Южно-Вершинное).

К востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое, которое по замыкающей изогипсе 2625 м имеет размеры 16,2×9,5 км с амплитудой 41 м.

Таким образом Фёдоровское месторождение включает несколько поднятий: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое, Оленье, Восточно-Моховое.

Все локальные структуры 3-го порядка выделяются довольно чётко и представляют собой брахиантиклинальные складки, различной ориентации. К наиболее крупным на рассматриваемой территории относятся три структуры: Моховая, Фёдоровская, Восточно-Моховая.Структурные планы по кровле продуктивных пластов сходны, в основном, между собой, отличаясь лишь по глубине залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв.

^

Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками и алевритами. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более низкую проницаемость.

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге Федоровской и Моховой площадей пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники смотрите рисунок 2.

Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.

^

Пласт БС10

Коллекторы пласта БС10 представлены песчаниками кварц-полевошпатного состава (содержание кварца -34 %, полевых шпатов - 45 %, обломков горных пород - 9,5 %, слюды - 2.9 %), мелко и средне сцемен-тированные (содержание фракций: >0.1-49.7%, 0.1-0.01-40,7%,

Пористость пород коллекторов определялась как по керну, так и по геофизическими методами отдельно для нефтяной и водонефтяной зон.

Проницаемость определялась по керну и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, расположенных главным образом в пределах Моховой площади (15 скважин). Среднее значение проницаемости определены как для нефтяной и водонефтяной зон, так и для месторождения в целом, которые составляют соответственно 244, 193, 227 мд.

По промысловым данным среднее значение проницаемости по 24 скважинам составляет, по методу установившихся отборов 160 мд. Среднее значение проницаемости по данным исследования скважин составляют на Федоровской-106 мд, Моховой-184 мд, Восточно-Моховой-150 мд. По данным исследования керна по площадям она распределена соответственно 179, 207 и 204 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется коэффициенты проницаемости по данным промысловых исследований скважин .

Насыщенность связанной водой пласта БС10 определена по данным исследования керна, которая равна: по Федоровской площади 0.331, Моховой-0.301, Восточно-Моховой -0,276. По промыслово-геофизическим исследованиям коэффициент нефтенасыщения составляет в целом по месторождению по нефтяной зоне-0.73, для водонефтяной зоны - 0.61. При подсчете запасов была принята величина, определенная геофизическими методами (0,78 для нефтяной части залежи, 0,66 для водонефтяной части). Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС10 по проницаемости был проведен анализ по 298 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная (по разрезу) неоднородность несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0.504 и 0.207 (квадрат коэффициента вариации). Ниже приводится таблица зональной и послойной неоднородности.

Таблица 2. Сравнительная таблица физико-коллекторских параметров

Объекты Площади Пористость

керн геоф.

Нефтенасыщенность

керн геоф.

Проницаемость

керн геоф.

АС 5-6 Федоровская 0,260 0,25 0,707 0,6 395 328
Моховая 0,265 0,25 0,746 0,6 514 328
Вос-Моховая 0,265 0,721 239 218
БС1 Федоровская 0,246 0,669 179 106
Моховая 0,238 0,23 0,699 0,73/0,6611 207 184
БС 10 Вос-Моховая 0,225 0,724 204 160

Таблица 3. Таблица зональной и послойной неоднородности для продуктивных пластов.

Пласты Количество определений Количество

скважин

Зональная

неоднородность

Послойная

Неоднородность

АС 5-6 197 23 0,274 0,378
БС1 64 13 0,259 0,242
БС10 298 28 0,274 0,504

Пласт БС1

Коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0.229 по 0.289, составляет в среднем 0.265. Проницаемость в среднем составляет 232 мд. При вариациях от 38.7 мд. по 668.3 мд.

Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33.4 и в среднем составляет 21.1%.

Остаточная водонасыщенность колеблется от 18.7 % по 37 % составляя в средн 27.9%.

Промысловые исследования по пласту БС1 проведены в 5 скважинах. Продуктивность пласта составляет 1.13м3/сут*ат. Гидропроводность пласта составляет 26.2см/спз, проницаемость -218мд. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218мд.).

^

Пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0.249 до 0.273 и составляет в среднем 0.260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС7-8 равна 0.25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127.3 до 559.8 мд. Составляет в среднем 272 мд. на Восточно-Моховой и 314 мд. на Моховой площадях.

Промысловые исследования пласта АС 7-8 проведены лишь в одной скважине, где продуктивность пласта составила 0.26 м3/сут*ат, проницаемость пласта 182 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0.61 для нефтяной оторочки и 0.28 для “газовой шапки”. Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18.4 %.

Пласт АС 5-6

Коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой. По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части -0.277, для нефтяной 0.265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0.267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0.250. Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами.

Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49.6 по 1203 мд, составляет в среднем 454 мд. Промысловым исследованиями охвачено 7 скважин, в том числе 2 на Восточно-Моховой площади 1.35 м3/сут*ат на Моховой 1.14 м3/сут* ат. проницаемость соответственно 297 мд. и 342 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям.

Таблица 4. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов

по пластам Федоровского месторождения

Пласт

Участок

Месторождения

Проницаемость,

(10 -3 мкм2)

Пористость

(%)

Водоудерживающая спосо-бность, (%).
средняя коэф. вар.
9 в целом 315 99 39
82 в т.ч. газонасыщенная часть 328 26 37
99 Нефтенасыщенная часть 315 25 37
Моховая площадь в целом
121 Газонасыщенная часть 287 26 39
122 Нефтенасыщенная часть 233 26 41
Федоровская площадь
144 в целом, газ, нефть. 233 25 38
Восточно-моховая (север)
62 Нефтенасыщенная часть 392 26 40
55 Газонасыщенная часть 433 26 35
Восточно-моховая (юг)
74 в целом, газ, нефть. 418 26 32
в целом
94 в т.ч. газонасыщенная часть 582 26 28
74 Нефтенасыщенная часть 617 26 29
Федоровская площадь
- в целом, газ, нефть. 540 25 28
Моховая площадь в целом
94 в целом, газ, нефть. 582 26 28
66 Северо-Сургутская площадь

(водонасыщенная часть)

173 26 30
108 в целом 396 26 30
115 в т.ч. газонасыщенная часть 439 26 31
78 Нефтенасыщенная часть 528 26 29
99 Моховая площадь в целом 445 26 32
97 в т.ч. газонасыщенная часть 382 26 34
75 Нефтенасыщенная часть 621 26 29
68 Восточно-моховая (север) 304 26 29
62 Нефтенасыщенная часть 358 26 28
60 Газонасыщенная часть 331 26 29
Восточно-моховая (юг)
141 в целом, газ, нефть. 445 26 30
в целом, газ, нефть.
- (по аналогии с Яунлорским месторождением) 87 26 -
164 в целом нефтенасыщенная часть 242 26 31
Федоровская площадь
75 Нефтенасыщенная часть

(без аномального значения К пр.)

477 27 26
60 Моховая площадь в целом 180 25 36
164 Нефтенасыщенная часть 242 26 31
63 Северо-Сургутская площадь

(без высоко проницаемых прослоев скв№1739,№3464)

352 26 26
Федоровская площадь
43 Нефтенасыщенная часть 363 26 23
Моховая площадь в целом
Нефтенасыщенная часть 254 - 26 31
Северо-Сургутская площадь в целом и нефтенасыщенная часть. 215 - 26 31
БС10” в целом нефтенасыщенная часть 194 70 24 27
Восточно-Моховая (север) 194 70 24 27
Восточно-Моховая (юг) 125 - 24 30
БС10’ В целом 264 118 24 30
Вт.ч. нефтенасыщенная часть 283 117 24 29
Федоровская площадь в целом 200 100 24 32
В т.ч. нефтенасыщенная часть 253 80 24 29
Моховая в целом 302 113 24 33
В т.ч. нефтенасыщенная часть 310 113 24 29
Восточно-Моховая (север) 220 80 23 29
В т.ч. нефтенасыщеная 211 80 23 30
Восточно-Моховая (юг) 194 - 23 30
Нефтенасыщенная часть 209 90 23 29
БС10 В целом 135 111 25 32
Нефтенасыщенная часть 129 82 25 36
Моховая площадь в целом 158 117 24 36
Нефтенасыщенная часть 187 106 25 34
Восточно-Моховая (север) 94 120 25 38
Восточно-Моховая (юг) 135 111 25 32

ignorik.ru

Характеристика Федоровского нефтегазоносного месторождения. Описание рабочего места, сборка и ремонт фонтанной арматуры, штанговых глубинных насосов. Подготовка колонных головок, фонтанных и нагнетательных арматур для монтажа на скважинах, страница 2

            нагнетания воды в пласт.................................................................................................

   5.7.5 Подготовка устьевой арматуры для водозаборных скважин.........................................

   5.7.5.1 Арматура ОВС (146;168)...............................................................................................

   5.7.5.2 Арматура ОВС(245;324;426).....................................................................................

   5.8 Присоединительные размеры элементов фонтанной арматуры ....................................

   5.8.1 Прокладки уплотнительные для арматур........................................................................

   5.9 Обозначение фланцевых соединений устьевых арматур согласно стандарту API........

6 НЕКОТОРЫЕ ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НГДУ                                                   

   «КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ».........................................................................................................           

7 СХЕМА УПРАВЛЕНИЯ ОХРАНОЙ ТРУДА В НГДУ «КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ» .....................

8 РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ПО ПРОМЫШЛЕННОЙ, ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И

   ОХРАНЕ ТРУДА ЗА I ПОЛУГОДИЕ 2003 ГОДА В НГДУ «КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ»..............

ПРИЛОЖЕНИЕ А СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫЕ ШСНУ В НГДУ

«КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ»...........................................................................................................

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФЁДОРОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Федоровское месторождение залегает в центральной части Западно - Сибирской низменности, в районе Среднего Приобъя.

В административном отношении Федоровское месторождение находится в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа.

13 августа 2001 года Фёдоровскому месторождению исполнилось 30 лет!

История открытия этого месторождения началась в 60-х годах XX века и связана она с именем геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции В.П.Федорова. Он исследовал территорию современного месторождения и позже в его честь назвали месторождение Фёдоровским.

В 1971г. была пробурена первая скважина по результатам одних лишь сейсмических данных.

Федоровское месторождение нефти и газа обслуживает структурное подразделение Открытого акционерного общества «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» нефтегазодобывающее управление «КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ».

Всего за время освоения месторождения было пробурено 6197 скважин (1/4 часть всех скважин ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»), из них 359 горизонтальных скважин, в которых ежесуточно добывают 7600 тонн нефти, а запасов нефти в горизонтальных скважинах хватит до 2018 года.

За время освоения построено 10 дожимных насосных станций и 34 кустовых насосных станций. 507 кустов, объединенных в 7 цехов добычи нефти и газа, круглыми сутками ведут добычу нефти и газового конденсата. Проложено 900 км автодорог и проложено 1518км трубопроводов.

В настоящее время Фёдоровское месторождение входит в десятку самых крупных месторождений в мире.

Максимальная добыча зарегистрирована в 1983 году и составила более 35 миллионов тонн нефти.

В 2000 году в ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» было создано Управление по зарезке боковых стволов скважин и капитальному ремонту скважин ( УЗБС и КРС ), которое занимается реанимированием скважин, продлевая срок их эксплуатации, путем зарезки боковых стволов скважин, что позволило стабилизировать падение объемов добычи нефти и газа и даже снова увеличить добычу по Федоровскому месторождению.

Таблица 1 - Показатели скважин с боковыми стволами

Пласт

Наклонно - направленные боковые стволы и их показатели эксплуатации

Число стволов

Дополнительная добыча нефти, тыс.т.

Прогнозная дополнительная добыча нефти на 1 БС, тыс.т.

Успешность, %

АС4-8

5

27,89

11,95

80,0

БС 10

6

65,78

21,99

66,7

vunivere.ru

Читать отчет по геологии: "Характеристика Федоровского месторождения"

(Назад) (Cкачать работу)

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра геологии нефти и газа ОТЧЕТ

по второй производственной практике

Фёдоровского месторождения Исполнитель:

студент гр.ГНГ-11-1 Замараева Е.Н.

Руководитель практики от предприятия

Шамбаров А.В.

Руководитель практики от ПНИПУ

Зотиков В.И. Пермь, 2015 Содержание Введение

. Изученность района работ

. Стратиграфия

. Тектоника

. Нефтегазоносность

Заключение

Введение

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.

Год

Событие

1947 - 1957

Геолого-геофизические исследования; геологическая съемка масштаба 1:1000000, аэромагнитная съемка масштаба 1:200000, гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000

1951 г.

Начато бурение опорных скважин

Конец 50-х годов

Начаты планомерные площадные исследования МОВ с целью выявления перспективных на нефть и газ локальных поднятий.

1971

Открыто Фёдоровское месторождение

1973

Месторождение введено в эксплуатацию

1974

Начата организация системы ППД на месторождении

1975

Была выполнена работа "Комплексный промышленный эксперимент по определению возможности промышленной добычи нефти из оторочки пластов АС4-8", утвержденный ЦКР МНП (протокол № 413, октябрь 1975 г.)

1981

СибНИИНП выполнен "Анализ разработки Федоровского месторождения", в котором определены проектные решения по эксплуатации объекта БС101 (протокол ЦКР МНП № 902 от 18.03.1981).

1984

В целях вовлечения в разработку объекта АС9 СибНИИНП составлена "Технологическая схема ОПЭ пласта АС9", утвержденная Главтюменнефтегаз (протокол № 4 от 26.01.1984).

1986

В "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.

2009

Начата активная разработка горизонта ЮС2: введено в эксплуатацию из бурения 98 добывающих скважин и 21 скважина с боковыми стволами.

2009-2010

В рамках подготовки геологической основы для проектирования ТО"СургутНИПИнефть" проводился пересчет запасов углеводородов месторождения.

2010

Государственной 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 скважин

По состоянию на 01.01.2010 г

Проведено 3867 промыслово-геофизических исследований в добывающих и 2364 исследования в нагнетательных скважинах.

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.

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.

Сортымская свита (берриасский и

referat.co

Федоровское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Федоровское месторождение

Cтраница 2

По имеющимся данным, Федоровское месторождение - крупное нефтегазовое месторождение и по продуктивности и добывным возможностям не уступает разрабатываемым месторождениям Сургутского района.  [16]

В региональной структуре фундамента Федоровское месторождение располагается над осевой частью Аганской рифтовой зоны в пределах центральной части протяженного горстообразного поднятия, ограниченного разломами северовосточного простирания. В современном ландшафте этим разломам соответствуют аналогичные по протяженности и ориентировке зоны линеаментов шириной 0 7 - 2 3 км. В осадочном чехле приразломные зоны проявляются в виде поло-гонаклонных ступеней, осложненных системой кулисообразных флексур согласного простирания. Палеографический анализ отложений неокомского комплекса, к которому принадлежит основная часть эксплуатируемых залежей, как в регионе в целом, так и на Федоровском месторождении, в частности, показывает, что осадконакопление происходило в условиях пологой дельтовой платформы, имеющей уклон в западном и северо-западном направлениях. Рассматриваемый участок располагался в пределах одной из крупных дельт, береговая линия которой в основном имеет северо-восточное простирание, а направленность речного стока - северо-западную. Важно отметить, что древнее положение речной долины здесь практически совпадает с современным и соответствует региональной флексуре, выраженной зоной линеаментов поперечного простирания шириной до 7 км. Таким образом, становится очевидной определяющая роль диагонального структурного плана в унаследованном развитии данной территории, тесно связанного с геодинамической активностью Аганской рифтовой зоны.  [17]

В промышленной эксплуатации находятся Усть-Балыкское, Мамонтовское, Правдин-ское, Западно-Сургутское и Федоровское месторождения.  [18]

Таким образом, на базе Федоровского месторождения, представленного сложными геологическими условиями залегания нефтяной залежи, разработана, апробирована и нашла массовое применение технология строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, соответствующая по основным параметрам мировым стандартам и обеспечивающая системное увеличение нефтеотдачи из сложнопостроенных месторождений на качественно новом уровне.  [19]

Подобные опытные участки запроектированы на Федоровском месторождении по горизонтам ACtj g и AC g, имеющим нефтегазовые залежи второго и четвертого типов.  [20]

Для осуществления опытно-промышленных работ на Федоровском месторождении была составлена схема с расчетом технологии процесса на одном из участков. Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схема, которая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте.  [21]

Тюменским филиалом СургутНИПИнефть была составлена TCP Федоровского месторождения с применением ГС.  [22]

Как отмечалось выше, в разрезе Федоровского месторождения, помимо нефтяных пластов, выявлены газо-нефтяные залежи.  [23]

По оценкам специалистов СургутНИПИнефти при разработке Федоровского месторождения на условиях СРП в компании сохраняется 4902 рабочих мест и 17816 мест для работников смежных производств.  [24]

Количество сероводорода в продукции обводнявшихся скважин Федоровского месторождения составляет в попутной воде 13 - 13 6 и 0 34 - 0 6 мг / л-в нефти.  [25]

Независимые исследования, проведенные авторами на Федоровском месторождении, подтвердили основные выводы, полученные на двух первых участках-эталонах, и позволили выдвинуть дополнительные аргументы в пользу эффективности использования слоисто-блоковой модели.  [27]

Обоснованность проведенных гидродинамических расчетов по небольшому количеству данных Федоровского месторождения подтверждается результатами эксплуатации сходного по геологическим условиям и системе разработки Ма-монтовского месторождения, где средний дебит на одну скважину в первые годы составил ПО-90 т / сутки, а проектный дебит по всему месторождению равен 64 т / сутки.  [28]

Результаты рассчитаны по нашей методике [141] для нефтей Федоровского месторождения; газожидкостное отношение 125 м3 / м3, длина подъемника - 2000 м, давление на устье принято атмосферным.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru