Введение 9
Раздел 1. Физико-географический очерк 10
Раздел 2. История исследования и геологическая изученность 13
Раздел 3. Геологическое строение и нефтегазоносность 16
3.1. Стратиграфия и литология 16
3.2. Тектоника 24
3.3. Нефтегазоводоносность 28
Раздел 4. Геолого-геофизическая характеристика 33
4.1. Литолого-физическая характеристика 33
4.2. Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов 37
4.3. Запасы природного газа 41
Раздел 5. Краткая история разработки и текущее состояние опытно-промышленных работ туронских залежей 43
5.1. Основные этапы проектирования месторождения 43
5.2. Текущее состояние опытно-промышленных работ туронских залежей 45
Раздел 6. Комплексный анализ низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса ..48
6.1. Анализ условий осадконакопления 48
6.1.1 Обзор региональных условий осадконакопления 48
6.1.2 Условия образования пород и концептуальная модель 49
6.1.3 Внутрипластовая корреляция 51
6.2 Анализ геологического строения пласта Т 60
6.2.1 Вычисление количественных показателей макронеоднородности 61
6.2.2 Коэффициент корреляции 63
6.3. Анализ динамики работы скважин 64
Раздел 7. Охрана недр и окружающей среды 69
7.1. Охрана недр при бурении скважин 69
Заключение 72
Список использованной литературы 74
Данная квалификационная работа выполнена по материалам, собранным автором в период прохождения преддипломной производственной практики в ЦДНГ №3 ООО «РН-Пурнефтегаз» г.Губкинский и посвящена комплексному анализу низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса в пределах Харампурского месторождения.
Западная Сибирь на сегодняшний день характеризуется падающей добычей природного газа. Это характеризуется тем, что основные газовые месторождения находятся на поздней стадии разработки. Поэтому можно с уверенностью сказать, что туронские залежи, которые относятся к частично трудноизвлекаемым запасам, являются переспективной задачей для их решения.
Он характеризуется как самым молодым - как по возрасту залегания, так и с точки зрения начала добычи в России. Туронский ярус залегает на глубине порядка 900 м. Особенностью этих залежей заключается в неоднородности и изменчивости по литологическому составу, а также низкой проницаемости коллекторов.
Целью квалификационной работы является комплексный анализ низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса Харампурского месторождения.
Главными задачами данной работы являются:
- изучить геологическое строение, характеристику коллекторских свойств, свойства флюидов в целом по месторождению;
- проанализировать условия осадконакопления;
- выделить трансгрессивные и регрессивные циклиты по каротажным диаграммам ГИС;
- проанализировать количественные показатели макронеоднородности;
- сравнить основные показатели работы скважин № 8001, № 8002 и № 8003.
По итогам проделанной работы были решены следующие задачи:
Во-первых, было описано геологическое строение Харампурского месторождения, где диапазон нефтегазоносности распространен от кузнецовской свиты (пласт Т) до тюменской свиты (пласт Ю2). Строения пластов отличается высокой неоднородностью и изменчивостью по разрезу - терригенные породы-коллекторы не выдержаны по площади, замещаются непроницаемыми породами.
Во-вторых, низкопроницаемые залежи газа туронского яруса в пределах Харампурского месторождения находятся на стадии опытно-промышленных работ, на основании целевого инновационного проекта было пробурено три скважины с различными типами конструкций.
В-третьих,в ходе анализа условий осадконакопления установлено:
A) Разрез отложений продуктивного пласта Т состоит из регрессивно-трансгрессивных баров, преимущественно встречаются регрессивные циклиты.
Б) Отложения приурочены к мелководно-морским обстановкам осадконакопления, подразделяющимся на дальнюю зону и переходную зону пляжа.
B) ФЕС различны в разных частях продуктивного пласта Т - в северной части, в связи с углублением бассейна и удалением от источников сноса, отложения более глинизированные и маломощные, чем в южной части. Таким образом, в южном, юго-восточном и, возможно, восточном направлениях следует ожидать улучшения
В-четвертых, было сопоставлены результаты количественных показателей макронеоднородности, который позволило выявить достаточно высокий коэффициент корреляции между параметрами Кпесч. и Кнеод., который составил минус 0,6. Это означает, что между этими значениями существует обратная корреляционная связь, т.е. чем больше Кпесч., тем меньше Кнеод. Так же был выполнен анализ зависимости полученных параметров макронеоднородности строения залежи текущих отборов газа. По нему характерно спад добычи газа по каждой скважине - это можно связать с несколькими факторами: неоднородностью, песчанистостью, расчлененностью и с толщиной пласта.
В-пятых, в ходе анализа динамики работы скважин было установлено, что снижение дебитов связанно с выработкой и снижением пластового давления, что подтверждается совпадением темпов падения дебитов газа и темпов падения забойного давления. Также прослеживается более высокий темп падения на высокодебитных скважинах. При этом динамика изменения буферных давлений и динамика изменения 72
забойных давлений скважин замеряемых глубинным манометром совпадает, что позволяет исключить вероятность скопления жидкости на забое скважины.
Ввиду отсутствия опыта разработки туронских залежей, на текущий момент затруднительно дать корректную оценку величины коэффициента извлечения газа, при разных типах закачивания скважины.
