Геолого-физическая характеристика Мортымья-Тетеревского месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 11 июля, печатный экземпляр отправим 15 июля.

Опубликовать статью в журнале

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №22 (312) май 2020 г.

Дата публикации: 27.05.2020

Статья просмотрена: 10 раз

Библиографическое описание:

Снытко, Д. Н. Геолого-физическая характеристика Мортымья-Тетеревского месторождения / Д. Н. Снытко. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 22 (312). — С. 64-66. — URL: https://moluch.ru/archive/312/70723/ (дата обращения: 03.07.2020).



Ключевые слова: нефтегазоносность, очаговое заводнение, залежь.

Рис. 1. Сводный геолого-геофизический разрез Мортымья-Тетеревского месторождения

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях верхней, средней юры в пластах Пабалакской (вогулкинская толща) и Т1 тюменской свит и в образованиях коры выветривания. В целом верхнеюрский комплекс имеет сложную геометрию, которая обусловлена наличием многочисленных выступов и прогибов, осложняющих крылья Тетеревского вала, а также обширной зоны выклинивания продуктивного пласта в сводовой части структуры. Коллекторы пласта П подвержены литологическому замещению, в пределах сводов погребенных структур отложения абалакской свиты отсутствуют (зона выклинивания).

Отложения тюменской свиты имеют локальное распространение, в литологическом отношении представлены песчаниками и алевролитами русловых, озерно-аллювиальных фаций, однако не исключен переходный характер фаций — от континентальных к морским. От вышележащих отложений абалакской свиты (пласт П) проницаемые породы отделены маломощной и невыдержанной по площади глинистой перемычкой.

Породы коры выветривания, к которым приурочены нефтяные залежи, представлены в основной массе сильно измененными, почти нацело потерявшими первоначальную структуру, метаморфическими сланцами, метаморфизованными песчаниками. По трещинам развивается мелкозернистый кварц, кальцит, сидерит. Проницаемые отложения коры выветривания нефтеносны в присводовой части Тетеревского вала.

Пласт П отличается от пласта Т1 улучшенными ФЕС: по ГИС средняя величина пористости составила 23 %, проницаемости — 297,4·10–3 мкм2, соответственно пласт Т1–18,0 % и 9,7·10–3 мкм2. Значения коэффициентов пористости и проницаемости отложений КВ приняты по аналогии с Северо-Даниловским месторождением и составляют 19,0 % и 3,0·10–3 мкм2.

Месторождение достаточно изучено промыслово-геофизическими, гидродинамическими и физико-химическими исследованиями.

Нефтегазоносность залежей

Мортымья-Тетеревское месторождение открыто в 1961 г. разведочной скважиной № 28Р, в которой из отложений абалакской свиты был получен фонтан нефти дебитом 112 м3/сут. Месторождение расположено в юго-восточной части Шаимского района Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях абалакской (пласт П) и тюменской (пласт Т1) свит, а также в образованиях коры выветривания (КВ). Этаж нефтеносности на месторождении составляет 300 м.

На Мортымья-Тетеревском месторождении числятся запасы по 8 залежам:

 Мортымья-Тетеревская (пласты П+КВ, Т1) — в разработке пласты П, Т1 и КВ;

 Западно-Мортымьинская Блоки I+II+III (П+КВ) — в разработке;

 Северо-Мортымьинская (пласт П) — в разработке;

 Южно-Мортымьинская (П+КВ) — в разработке;

 Южно-Тетеревская (П+КВ) — в разработке;

 Восточно-Тетеревская Блоки I+II (П+КВ) — в разработке;

 Северо-Средне-Тетеревская (пласт П) — в разработке;

 Мало-Мортымьинская (пласт П) — в разработке.

По величине извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ — 93925 тыс. т месторождение относится к категории крупных.

Формирование коллекторов продуктивной части разреза проходило в континентальных (пласт Т1 и КВ) и прибрежно-морских (пласт П) условиях. Нефтеносность залежей контролируется в основном структурно-тектоническими и литологическими факторами.

Внедрение очагового заводнения.

Протоколом ЦКР был утвержден «Проект разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», который предусматривал сочетание внутриконтурного, законтурного и очагового заводнения. Дальнейшее развитие очагового заводнения являлось одним из принципиальных положений «Проекта разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», утвержденного протоколом ЦКР № 1081 от 20 июня 1984 года и предусматривающего организацию очагового заводнения в 26 скважинах.

Проектная работа «Уточненные технологические показатели разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», составленная в 1993 году и утвержденная ТКР, предусматривала переход на очагово-избирательную систему заводнения, для чего необходимо было перевести под нагнетание 64 скважины добывающего фонда.

«Проектом доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», который был утвержден протоколом, также предусматривалась очагово-избирательная система заводнения.

«Анализ разработки Мортымья-Тетеревского месторождения» также предусматривал очагово-избирательную (с переходом на блочно-замкнутую) систему заводнения — перевод под нагнетание 23 скважин.

«Дополнением к проекту доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», утвержденному протоколом, на основании которого месторождение разрабатывается в настоящее время, также предусматривалось продолжение очагово-избирательного заводнения.

Таким образом, первоначальная организация рядной системы расположения скважин предполагала последующую трансформацию, по мере уточнения геологического строения, в очагово-избирательную систему заводнения. Переход на очагово-избирательную систему начался в 1974 году и продолжается по настоящее время.

Проведенный анализ скважин нагнетательного фонда Мортымья-Тетеревского месторождения на 01.01.2016 г показал, что 38 из них можно рассматривать как очаговые. С начала разработки закачка воды по очаговым скважинам составила 74355 тыс. м3. В среднем в одну очаговую нагнетательную скважину закачано 1957 тыс. м3 воды, значения распределились в диапазоне от 48 тыс. м3 до 5141 тыс. м3.

На 01.01.2016 г. количество действующих очаговых скважин насчитывает 26 единиц, что составляет 18,6 % от действующего нагнетательного фонда (140 скважин). Средняя приемистость по очаговым нагнетательным скважинам составляет 264 м3/сут и изменяется в диапазоне от 23 м3/сут. до 721 м3/сут. Всего в 2015 году закачка воды осуществлялась в 26 очаговых скважин, годовой объем закачанной воды составил 2600 тыс. м3, средняя приемистость — 286 м3/сут.

Литература:

  1. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин: РД 153–39.0–069–0: утв. М-вом энергетики Рос. Федерации 09.02.01 // Справочно-правовая система «Гарант» / НПП «Гарант-Сервис». — Послед. обновление 07 сентября 2015 г.
  2. РД 153–39.0–109–01 Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. — М.: Минэнерго РФ, 2002. 76 с.
  3. Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001 г. № 136-ФЗ (с изменениями и дополнениями) // Справочно-правовая система «Гарант» / НПП «Гарант-Сервис». — Послед. обновление 07 сентября 2015 г.
Основные термины (генерируются автоматически): пласт П, очаговое заводнение, месторождение, очагово-избирательная система заводнения, разработка, скважина, образование коры выветривания, закачка воды, проект доразработки, отложение.


Ключевые слова

залежь, нефтегазоносность, очаговое заводнение

Похожие статьи

Эффективность разработки нефтегазоконденсатного...

Ключевые слова: продуктивный пласт, полимерное заводнение, скважина, остаточная нефть, нефтенасыщенность. На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или...

Анализ и разработка месторождений с подгазовыми нефтяными...

Разработка объектов данной группы месторождений региона осуществлялась при различных системах и плотностях сетки скважин, которые свидетельствует, что при малых значениях плотности сетки скважин величины конечного коэффициента нефти из залежей с краевой и...

Применение методов повышения нефтеотдачи пластов на...

Методы воздействия на пласт посредством заводнения не потеряли актуальности и являются

Применение ГРП и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов считается

Испытание скважин по добыче высоковязкой нефти пласта... подошвенная вода.

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении

Анализ реализуемой системы разработки показал необходимость ее совершенствования на разбуренных участках залежей за счет формирования

Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов... Оптимизация плотности сетки скважин в данных условиях...

Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного...

Щербакова, А. С. Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного заводнения / А. С. Щербакова.

Потребность в полимерах оправдана тем, что они способны влиять на реологические свойства водных систем и образовывать гели необходимой вязкости.

Методические рекомендации по анализу заводнения...

Ключевые слова: месторождение, нефть, заводнение, блок разработки, элемент разработки, коэффициент подвижности.

Анализ заводнения на уровне блока. Оценка коэффициента подвижности. Стабильность фронта на границе нефть-вода при заводнении пластов зависит...

Системы разработки газоконденсатных месторождений

При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и...

Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов...

Выбор системы разработки и оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений.

Важнейшим элементом системы разработки является плотность сетки скважин и ее оптимизация.

Пути повышения эффективности доразработки залежей нефти...

месторождение вступило в разработку в 1932 году. Нефтепроявления в виде выходов нефти, углеводородных газов

Нефтеносность приурочена к отложениям продуктивной толщи.

Даже применяемые в процессе разработки этих залежей вторичные методы (закачка в пласт воды)...

Похожие статьи

Эффективность разработки нефтегазоконденсатного...

Ключевые слова: продуктивный пласт, полимерное заводнение, скважина, остаточная нефть, нефтенасыщенность. На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или...

Анализ и разработка месторождений с подгазовыми нефтяными...

Разработка объектов данной группы месторождений региона осуществлялась при различных системах и плотностях сетки скважин, которые свидетельствует, что при малых значениях плотности сетки скважин величины конечного коэффициента нефти из залежей с краевой и...

Применение методов повышения нефтеотдачи пластов на...

Методы воздействия на пласт посредством заводнения не потеряли актуальности и являются

Применение ГРП и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов считается

Испытание скважин по добыче высоковязкой нефти пласта... подошвенная вода.

Обоснование вариантов разработки на нефтяном месторождении

Анализ реализуемой системы разработки показал необходимость ее совершенствования на разбуренных участках залежей за счет формирования

Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов... Оптимизация плотности сетки скважин в данных условиях...

Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного...

Щербакова, А. С. Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного заводнения / А. С. Щербакова.

Потребность в полимерах оправдана тем, что они способны влиять на реологические свойства водных систем и образовывать гели необходимой вязкости.

Методические рекомендации по анализу заводнения...

Ключевые слова: месторождение, нефть, заводнение, блок разработки, элемент разработки, коэффициент подвижности.

Анализ заводнения на уровне блока. Оценка коэффициента подвижности. Стабильность фронта на границе нефть-вода при заводнении пластов зависит...

Системы разработки газоконденсатных месторождений

При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и...

Анализ разработки и доразработка сложнопостроенных объектов...

Выбор системы разработки и оптимальной плотности сетки скважин является одним из центральных вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений.

Важнейшим элементом системы разработки является плотность сетки скважин и ее оптимизация.

Пути повышения эффективности доразработки залежей нефти...

месторождение вступило в разработку в 1932 году. Нефтепроявления в виде выходов нефти, углеводородных газов

Нефтеносность приурочена к отложениям продуктивной толщи.

Даже применяемые в процессе разработки этих залежей вторичные методы (закачка в пласт воды)...

Задать вопрос