Тип работы:
Предмет:
Язык работы:


Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности продуктивных пластов БУ10 и БУ11 Северо-Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Работа №52504

Тип работы

Дипломные работы, ВКР

Предмет

геология и минералогия

Объем работы68
Год сдачи2017
Стоимость4790 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено
236
Не подходит работа?

Узнай цену на написание


Введение 8
1. Общие сведения о месторождении 9
2. Геолого-геофизическая изученность 13
2.1 Полевые геофизические исследования 13
2.2 Поисковое и разведочное бурение 18
3. Геологическое строение месторождения 20
3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 20
3.2 Тектоника района 27
3.3 Гидрогеология 31
3.4 Строительные материалы 33
4. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов Северо-Уренгойского месторождения 34
4.1 Геофизические исследования 34
4.1.1 Нефтегазоносность 35
4.1.2 Интерпретация геофизических данных 39
4.2 Литологические исследования 44
4.2.1 Макроскопическое описание образцов 44
4.2.2 Изучение гранулометричекого состава 46
4.2.2 Микроскопическое изучение шлифов 48
4.2.3 Определение минералогического состава глинистой фракции горных
пород методом полуколичественного рентгеноструктурного анализа 52
4.3 Фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов 54
4.3.1 Определение коэффициента открытой пористости 54
4.3.2 Определение коэффициента абсолютной проницаемости по газу 55
4.4 Обобщение проведенных исследований 57
5. Охрана окружающей среды 61
5.1 Источники воздействия на недра, характер воздействия на недра при
разработке месторождений 61
5.2 Мероприятия по охране недр при ликвидации и консервации скважин 62
5.3 Охрана жизнедеятельности 63
Заключение 65
Список использованных источников 67


Автор данной работы проходил производственную (преддипломную) практику в ЗАО «Нортгаз» в геологической службе оператором по исследованию скважин 4 разряда с 25.06.2016 по 11.09.2016. Выпускная квалификационная работа написана по материалам, собранным на производственной практике в ПАО «Новатэк» ЗАО «Нортгаз» и посвящена перспективе продуктивных пластов БУ10 и БУ11 Северо-Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
Актуальность данной работы заключается в том, что в настоящее время добыча углеводородов на Северо-Уренгойском месторождении начинает снижаться, продуктивный пласт БУ8 обводняется. В связи с этим требуются новые продуктивные пласты, такими могут послужить БУ10 и БУ11.
Объектами разработки являются продуктивные пласты тангаловской свиты нижнемелового возраста Северо-Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. На данный момент на западном куполе работают 56 скважин, из них 80 процентов работают на продуктивном пласте БУ8, остальные 20 процентов на продуктивных пластах БУ10 и БУ11, являющиеся объектом рассмотрения данной работы.
Цель данной работы - изучить геологическое строение и нефтегазоносность продуктивных пластов БУ10 и БУ11, а также влияние гранулометрического состава на фильтрационно-емкостные свойства пластов.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1 комплексное изучение состава литологических разностей пород, слагающих продуктивные пласты Северо-Уренгойского месторождения;
2 изучить фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов;
3 изучить геофизические данные продуктивных пластов;
Для решения задач было проведено микроскопическое описание шлифов, изучение текстурно-структурных особенностей, изучение минералогического состава пород методом рентгеноструктурного анализа, изучение гранулометрического состава пород ситовым методом, построение петрофизических разрезов, а также обобщение полученных результатов.
1. Общие сведения о месторождении
Северо-Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юге Тазовского полуострова, в северной части Западно-Сибирской низменности. Административно месторождение находится в пределах Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).
Район работ занимает часть богатейшей нефтегазоносной области севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Ближайшими месторождениями являются: Уренгойское с Ен-Яхинским и Песцовым (в 40 км к югу), Тазовское (в 70 км к востоку), Медвежье (в 200 км к юго-западу), Ямбургское (в 60 км к северо-западу).
Населенные пункты в районе расположены редко и на больших расстояниях друг от друга. Ближайшим к месторождению является поселок Тазовский - 80 км к востоку от месторождения. Центр Пуровского района пос. Тарко-Сале расположен в 290 км к юго-западу от месторождения. Расстояние до города Салехарда, являющегося центром Ямало-Ненецкого автономного округа, составляет 440 км от рассматриваемой территории.
В экономическом отношении район работ относится к числу интенсивно осваиваемых. Начиная с 60-х гг., на территории Тазовского полуострова и площади, примыкающей к югу от него, проводятся геологоразведочные работы на нефть и газ. В настоящее время осваивается Ямбургское газоконденсатное месторождение и продолжает обустраиваться Уренгойское и Северо-Уренгойское месторождения.
Сообщение с участком работ осуществляется по бетонной дороге Новый- Уренгой-Ямбург, а также воздушным и водным путем. Транспортировка бурового оборудования, материалов, грузов и людей с базы к месту работы осуществляется летом преимущественно автотранспортом (частично авиатранспортом), а в зимний период - автомобильным и гусеничным транспортом по дорогам - «зимникам».
В орографическом отношении изучаемая территория представляет собой пологую озерно-аккумулятивную равнину. Максимальные отметки рельефа достигают 50 м, а минимальные 5 м. Интенсивное расчленение равнины обусловлено хорошо развитой сетью бассейна р. Хадуттэ, системой мелких рек и ручьев, высокой заозерностью и заболоченностью водораздельных участков равнины.

Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь в написании студенческих
и аспирантских работ!


В данной работе было рассмотрено геологическое строение и нефтегазоносность Северо-Уренгойского месторождения. Исходя из результатов анализов, автором были сделаны следующие выводы.
1 При использовании кернового материала для физико-литологической характеристики коллекторов первоначально устанавливалось его истинное положение в разрезе путем увязки керна по глубинам с каротажными диаграммами. В качестве реперов использовались глинистые толщи, однозначно выделяемые, как по керну, так и по каротажу в виде увеличений значений гамма каротажа (ГК) и уменьшений удельного электрического сопротивления (УЭС).
2 Продуктивные пласты представляют терригенные отложения, сложенные песчаником средне- мелкозернистым, алевролитом крупнозернистым.
3 Залежь в южной части месторождения является пластово-сводовой.
4 По результатам гранулометрического анализа содержание пелитовой фракции в продуктивных пластах составляет от 2% до 10%. В пласте БУ10 — 2%, в пласте БУ111-1 - 5% и в БУ111-2 — 9%.
5 Минеральный состав пород-коллекторов: кварц, полевые шпаты, кальцит, биотит, циркон, гранат.
6 Минералогический состав глинистой фракции по данным полуколичественного рентгенофазового анализа: каолинит, хлорит, гидрослюда. Тонкодисперсные минералы в составе глинистой фракции: кварц, полевые шпаты.
7 На фильтрационно-емкостные свойстава влияют:
- вторичная микропористость, обусловленная выщелачиванием полевых шпатов;
-гранулометрический состав и последующая эпигенетическая цементация
(карбонатизация);
- характер выполнения пустотно-порового пространства глинистым веществом;
8 В соответствии с классификацией А.А. Ханина коллекторы мелового комплекса относятся к III-V классам.
В целом, породы-коллекторы рассматриваемых пластов характеризуются повышенными значениями фильтрационных параметров. Особенностью коллекторов является то, что в разрезе отмечаются участки с пониженными значениями Кпр (0,0088 мкм2) из-за появлений прослоек глинистых толщ. На каротажных диаграммах данные интервалы характеризуются низкими значениями УЭС (удельное электрическое сопротивление).
Исследовав физико-литологические характеристики, геофизические данные и проанализировав геологоразведочные работы, которые проводились на СевероУренгойском месторождении, автором высказано предположение, что пласты БУ10 и группы БУ ii перспективны на наличие углеводородов, несмотря на то, что в породах- коллекторах встречаются прослойки глинистых толщ, оказывающих влияние на ФЭС. Рассматриваемые выше пласты в дальнейшем могут быть объектами геологоразведочных работ.



1. Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В. и др. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов- Калинин, 1986г.
2. Авторское сопровождение «Проекта разработки нефтегазоконденсатных залежей Западного купола Северо-Уренгойского месторождения» [текст]: Отчет о НИР ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Юшков Ю.Ф. -Тюмень, 2008.
3. Авторское сопровождение «Проекта разработки нефтегазоконденсатных залежей Западного купола Северо-Уренгойского месторождения» [текст]: Отчет о НИР ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Юшков Ю.Ф. -Тюмень, 2007.
4. ГОСТ 12536-79. Грунты. Методы лабораторного определения
гранулометрического и микроагрегатного состава.
5. ГОСТ Р 53709-2009 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования. - М.: Стандартинформ, 2010.
6. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением.
7. Дополнение к «Проекту разработки нефтегазоконденсатных залежей Западного
купола Северо-Уренгойского месторождения» [текст]: Отчет о НИР
ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Шарафутдинов Р.Ф. -Тюмень, 2010.
8. Коррективы проекта разработки газоконденсатных залежей Западного купола
Северо-Уренгойского месторождения [текст]: Отчет о НИР /ООО
«ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Юшков Ю.Ф. -Тюмень, 1999.
9. Конторович А.Э., Орлов В.П., Сурков В.С. Геология и полезные ископаемые России. г. Санкт-Петербург, «ВСЕГЕИ», «Западная Сибирь», том 2, 2000.
10. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (утверждены приказом МПР Российской Федерации от 21.03.2001 № 61).
11. Методика и результаты изучения минералогии глин продуктивных отложений Западно-Сибирсккой низменности в связи с их нефтегазоносностью. Под редакцией Г. Э. Прозоровича. Тюмень: ЗапСибНИГНИИ, 1970. 313 с.
12. Маков А.И., Талдыкин В.А. Закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте ЗСП на территории ХМАО. г.Ханты-Мансийск, «ИздатНаукаСервис», «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», том 1, 2003.
13. Проект опытно-промышленной эксплуатации Восточного купола СевероУренгойского месторождения [текст]: Отчет о НИР /ЗАО «СибНАЦ»; Руководитель
Балин В.П. -Тюмень, 2007.
14. Проект разработки газоконденсатных залежей Западного купола СевероУренгойского месторождения [текст]: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Юшков Ю.Ф. -Тюмень, 2008.
15. Пушаровский Д.Ю. Рентгенография минералов. М., Геоинформмарк, 2000.
292 с.
16. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (утверждены Министерством топлива и энергетики РФ, Министерством природных ресурсов РФ 28.12.1999).
17. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ГУП «НТУ Промышленная безопасность», 2004.
18. Соснина М.А., Шпильман В.И., Савин В.Г. Тектоническая схема платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1999.


Работу высылаем на протяжении 30 минут после оплаты.




© 2008-2022 Cервис помощи студентам в выполнении работ