- •Введение
- •I Геологиеская часть
- •1.1Общие сведения о месторождении
- •1.2Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Каменноугольная система – c
- •Нижний отдел карбона – c1
- •Малиновский надгоризонт
- •Яснополянский надгоризонт
- •Московский ярус – c2m
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •Московский ярус Верейский горизонт Пласт в3в4
- •Башкирский ярус
- •Пласт Бш1
- •Пласт Бш2
- •Пласт Бш3
- •Серпуховский ярус
- •Визейский ярус Ясноплянский надгоризонт Тульский горизонт
- •Пласт Тл1
- •Бобриковский горизонт
- •Малиновский надгоризонт Радаевский горизонт Пласт Мл
- •Турнейский ярус Пласт т
- •1.5Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды
- •1.5.1Свойства нефти, газа и конденсата
- •Пласт в3в4
- •Пласты Бш1, Бш2, Бш3
- •Пласт Срп
- •Пласты Тл2-а и Тл2-б
- •Пласты Бб1, Бб2, Бб3
- •Пласт Мл
- •Пласт т
- •1.5.2 Физико-химические свойства пластовых вод
- •1.6 Конструкция скважин
- •II Техническая часть
- •2.1 Современное состояние разработки месторождения
- •2.2 Используемое оборудование
- •2.3 Анализ добывающих возможностей скважин.
- •2.3.1 Определение коэффициента продуктивности скважины
- •2.3.2 Рассчитываем допустимое забойное давление на приеме насоса
- •2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
- •2.3.4 Определяем разницу между фактическим и максимально допустимым дебитом скважины
- •2.4 Анализ технологических режимов скважины.
- •2.4.1 Определение газового фактора на приёме насоса
- •2.4.2 Определяем приведённое пластовое давление на приёме насоса
- •2.4.3 Находим оптимальную глубину погружения насоса под уровень жидкости
- •2.5 Выбор оборудования
- •2.5.1 Определение теоретического дебита по формуле:
- •2.5.2 Определение глубины спуска насоса
- •2.5.3 Определение глубины откачки
- •2.5.4 Определение числа качаний
- •2.5.9 Определение максимальной нагрузки на головку балансира
- •2.6 Выводы и рекомендации
- •3 Организационная часть
- •3.1 Охрана труда
- •3.2. Охрана недр
- •3.3 Охрана окружающей среды
- •3.4 Противопожарные мероприятия
- •Заключение
- •Список литературы
1.4 Нефтегазоносность
В разрезе Кокуйского месторождения промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных породах среднего карбона (пласт В3В4 верейского горизонта московского яруса; пласты Бш1, Бш2, Бш3 башкирского яруса) и в карбонатных и терригенных породах нижнего карбона (пласт Срп серпуховского яруса; пласты Тл1-а, Тл1-б, Тл1-в, Тл2-а, Тл2-б тульского и пласты Бб1, Бб2, Бб3 бобриковского горизонтов, пласт Мл малиновского надгоризонта визейского яруса; пласт Т турнейского яруса).
В пределах Кокуйского месторождения выделено 84 залежи углеводородов, в том числе 67 нефтяных, 14 газоконденсатнонефтяных, 2 газоконденсатных и 1 газонефтяная залежь (газовая шапка выделена на основании высокого газового фактора в нефтяных скважинах присводовой части залежи и по результатам интерпретации данных ГИС, промышленная значимость не оценена).
В продуктивных пластах Кокуйского месторождения выявлено также более десяти нефтяных залежей незначительных размеров, с нефтенасыщенной толщиной менее одного метра, не представляющие промышленного интереса, запасы по ним не рассчитывались.
Нефтепроявления выявлены в отложениях перми, московского яруса среднего карбона и верхнего отдела девона.
Далее приводится характеристика залежей углеводородов, выделенных в разрезе месторождения, сверху вниз.
Количество выявленных в пределах Кокуйского месторождения залежей приведено в таблице 2.1.2.
Московский ярус Верейский горизонт Пласт в3в4
К верейскому пласту на Кокуйском месторождении приурочены две газоконденсатных и одна нефтяная залежи. Подсчетный план, структурная карта и карта эффективных газонасыщенных толщин пласта В3В4 приведены в графических приложениях 1 - 3.
Основная газоконденсатная залежь объединяет в едином контуре газоносности 6 поднятий: Лужковское, Макаровское, Веслянское, Кокуйское, Ясыльское и Губановское.
По типу залежь пластовая сводовая. Газоводяной контакт принят на абс. отм. -1066.0 м. Размеры залежи по внешнему контуру составляют 34.016.0 км, высота 91.0 м. Общая площадь газоносности порядка 227.0 км2 (В+С1+С2). Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0.4 до 9.8 м, средняя в пределах суммы категорий запасов В+С1 равна 4.6 м, категории С2 – 2.4 м (здесь и далее по тексту в качестве средней по залежи эффективной нефте- и газонасыщенной толщины приведена средневзвешенная по продуктивному объему залежи).
Начальные дебиты газа изменяются от слабых притоков, полученных преимущественно при опробовании ИП в процессе бурения (рис. 2.1.6, табличное прил. П. 2.1), до 347.4 тыс.м3/сут через диафрагму диаметром 22.16 мм (скв. 71, Кокуйское поднятие). В колонне через диафрагму диаметром 8.0-8.1 мм исследовано 24 скважины, в 66.8% начальные дебиты газа варьировали в интервале от 50 до 90 тыс.м3/сут, максимальный дебит равный 105.6 тыс.м3/сут (диаметр диафрагмы 8.1 мм) был получен в скважине 201 на Кокуйском поднятии.
Залежь разбурена по технологической схеме разработки, разрабатывается с 1982 года. В пределах залежи 44.8% геологических запасов газа отнесено к категории В, 23.9% к категории С1. Запасы газа промышленных категорий выделены в пределах изогипсы -1058.0 м.
Относительно запасов газа в целом по месторождению в залежи сосредоточено 99.8% свободного газа и 49.1% от суммарного количества геологических запасов свободного газа и газа газовых шапок. Основные запасы конденсата Кокуйского месторождения (59.0%) также сконцентрированы в основной залежи пласта В3В4, при этом 40.6% оценены по промышленным категориям.