- •1. Характеристика самотлорского месторождения 4
- •1.3.3 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта бв8 9
- •1.3.5 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ав2-3 10
- •1.3.6 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ав1 11
- •2 Анализ разработки месторождения 15
- •3 Специальная часть курсового проекта 28
- •Введение
- •1. Характеристика самотлорского месторождения
- •1.1 Географическое положение
- •1.2 История освоения месторождения
- •1.3 Геологический разрез месторождения
- •1.3.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •1.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта бв10
- •1.3.3 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта бв8
- •1.3.4 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ав4-5
- •1.3.5 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ав2-3
- •1.3.6 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ав1
- •1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов
- •2 Анализ разработки месторождения
- •2.1 Анализ показателей разработки пласта ав11-2 Самотлорского месторождения
- •2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
- •2.3 Анализ выполнения проектных решений объекта ав11-2 Самотлорского месторождения
- •3 Специальная часть курсового проекта
- •3.1 Факторы, ухудшающие коллекторские свойства пласта и действие различных соединений при соляно – кислотной обработке
- •3.2 Выбор кислотных обработок для различных коллекторов
- •3.3 Выбор скважин для ско
- •3.4 Реагенты и химические материалы для ско
- •3.5 Объем и концентрация растворов кислоты
- •3.6 Оборудование для кислотных обработок
- •3.7 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты
- •3.8 Техника проведения солянокислотных обработок скважин
- •3.9 Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
- •3.10 Освоение скважины после соляно – кислотной обработки
- •3.11 Анализ эффективности проведения ско
- •Заключение
- •Список использованных источников
1.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта бв10
Горизонт БВ10 залегает на глубине 2100 – 2220 метров и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.
В настоящее время в составе горизонта выделяются два пласта БВ100 и БВ101+2.
Пласты БВ100 и БВ101+2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ100 от залежи пласта БВ101+2.
В составе пласта БВ101+2 выделяются основная и северная залежи, а также две локальные залежи нефти. Основная залежь пластовая сводовая, остальные – структурно-литологического типа.
Основная залежь, содержащая 72,8% запасов горизонта, приурочена к южной части структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто нефтяных зоны: Самотлорская и Южно-Белозерская, разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 километров. Водонефтяной контакт в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 – 2160 метров, понижаясь в восточном направлении.
Вблизи зон замещения наблюдается подъем водонефтяного контакта до минус 2114,5 метров связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников.
Размеры основной залежи 24 x 18,5 километров, высота – 125 метров.
Северная залежь приурочена к Северо-Белозерской структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10,5 x 12 километров, высота – 75 метров.
В пласте БВ100 разделены две залежи: Северо-Белозерская и Черногорская.
Северо-Белозерская залежь структурно-литологического типа, содержит 88,5% запасов БВ100. Залежь имеет неправильную форму, вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина водонефтяной залежи – 1750 метров. Водонефтяной контакт фиксируется на отметках минус 2185 – 2203 метров. Размеры залежи 18 x 25 километров, высота – 110 метров.
Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 километрах к северо-востоку Северо-Белозерской. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 2230 метров. Размеры ее 3 x 7 километров, высота – 32 метра.
В пределах залежей пласт БВ100 развит промышленно - продуктивными коллекторами, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами. Общая толщина пласта – 15 метров.
Нижележащий пласт БВ101+2 в пределах месторождения в песчаных разностях развит на Самотлорской и Белозерской структурах. Общая толщина пласта – 40 метров.
Объект БВ10 Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабой пространственной выдержанностью слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются: гидродинамически связанные коллектора (ГСК), прерывистые коллектора (ПК), сильно прерывистые коллектора (СПК). [2]