Исследование Крапивинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Тюменский индустриальный университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

Отчет по учебной практике

Руководитель практики:

доцент, к.т.н. Забоева М.И.

Выполнил:

студент группы ЭДГбз-18-2

Семёнов И.Е.

Тюмень, 2020

Содержание

пластовый флюид месторождение нефть

Введение

1. Геолого-физическая характеристика района работ

2. Стратиграфическая характеристика

3. Параметры продуктивных пластов и их неоднородности

4. Состав и свойства пластовых флюидов

5. Запасы нефти и растворенного газа

Заключение

Список использованных источников

Введение

Целью учебной практики является закрепление полученных знаний по изученным дисциплинам, ознакомление с характером и особенностями их будущей специальности. В частности, углубление теоретических знаний, приобретение первичных практических навыков самостоятельной работы, в том числе при непосредственном знакомстве с деятельностью функционирующих организаций.

В соответствии с целью поставлены следующие задачи:

1. Подобрать современную литературу для описания геолого-физической характеристики Крапивинского месторождения.

2. Проанализировать отечественные литературные источники.

3. Проанализировать зарубежные литературные источники, сравнить подходы к изучению проблемы с отечественными авторами.

4. Определить проблематику исследования.

5. Сформулировать цель, задачи, методы исследования.

6. Обосновать актуальность исследования.

7. Сделать вывод по результатам проведенного исследования.

1. Геолого-физическая характеристика района работ

Территория Крапивинского месторождения расположена в Каргасокском районе Томской области, и лишь небольшая по площади его юго-западная часть (район скважин №№ 200, 221, 220) входит в состав Омской области Западной Сибири (рисунок 1).

Рисунок 1. Схема размещения нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Томской области

Ближайшие месторождения, находящиеся в разработке ОАО «Томскнефть»: Игольско-Таловое нефтяное месторождение (77 км на юго-восток), Западно-Моисеевское (7 км на север), Лесмуровское (11 км на север), Двуреченское (16 км на север), мелкие месторождения - Тагайское (17 км на восток), Карайское (24 км на юго-восток). Ближайшие разведанные и подготовленные к разработке мелкие месторождения Федюшкинское (25 км на юго-восток), Западно-Карайское (10 км на юг).

В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягыл-Ях - правые притоки р. Васюган, впадающей в крупную водную артерию Западной Сибири - реку Обь. Более мелкие реки района - Большой и Малый Юнкуль - пересекает месторождение в его северной части. Гидрографическая сеть района рек Ягыл-Ях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины. Наиболее крупная из перечисленных рек в районе р. Ягыл-Ях -достигает ширины 14 м, ее глубина не превышает 2 м. Ранее при освоении Крапивинского месторождения р. Ягыль-Ях использовалась как судоходная река, для доставки грузов и оборудования. После завершения в 2009г строительства круглогодичной автодороги, необходимость использования реки как судоходной исчезло. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -50 °С (зимой) до +30 °С (летом). По количеству выпавших среднегодовых атмосферных осадков (500 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая, его толщина достигает от 1 до 1,5 м. Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.

Рельеф района типично равнинный, слабовсхолмленный. Абсолютные отметки изменяются от +93 до +125 м, закономерно увеличиваясь с севера на юг. Характерны высокая (до 50-60%) заболоченность пойм рек и территории в целом, а также большое количество озер, развитых в южной части месторождения, к востоку от линии пробуренных скважин №№ 197-200. Восточная и южная части месторождения покрыты смешанным редким лесом (береза, осина, сосна, ель, кедр).

Мелкие месторождения - Тагайское (17 км на восток), Карайское (24 км на юго-восток), Федюшкинское (25 км на юго-восток), Западно- Карайское (10 км на юг).

Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. Пески, супеси, необходимые для отсыпки лежневых оснований внутрипромысловых дорог и кустов, добываются карьерным способом в районе Лесмуровского месторождения. Для технического водоснабжения скважин и поддержания пластового давления на месторождении можно использовать подземные воды регионально выдержанного сеноманского водоносного комплекса отложений (Покурская свита). Для питьевого водоснабжения пригодны подземные воды из отложений Новомихайловской свиты палеогена. После санитарной обработки для этих же нужд можно использовать и поверхностные воды местных рек.

Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катальгинское, Зап. Катальгинское и др.), с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стрежевой. С 2009 г была построена круглогодичная дорога Игольско- Таловое месторождение - Крапивинское месторождение.

В экономическом отношении район развит слабо. Ближайший населенный пункт - пос. Новый Васюган расположен в 70 км на северо- восток от месторождения, где имеются небольшой аэропорт, почта, телеграф. В апреле 2002г. запущен нефтепровод Ду-635, соединяющий месторождение Крапивинское с УПН п. Пионерный. Линии ЛЭП на месторождениях развиты. Энергоснабжение на Крапивинском месторождении осуществляется посредством ВЛЭП 110 КВ с Игольско- Талового месторождения от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА.

2. Стратиграфическая характеристика

Стратиграфическое расчленение разреза осуществлено по данным глубоких скважин на основании корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом.

Исследования были выполнены по представительной коллекции образцов керна (292 шт.) нефтенасыщенного коллектора пластов Ю₁² и Ю₁³, вскрытых различными скважинами на Крапивинском месторождении. Наиболее полные материалы получены по скважинам 187 (82 образца - интервал 2751,8-2787,6 м) и 222Р (29 образцов - интервал 2736-2751,3 м).

В скважине 187 пачка Ю₁^3В представлена в основании разреза песчаниками с тонкими прослоями алевритового и глинистого материала. Характерна прерывистая горизонтальная слоистость за счет слюды, глинистого материала и растительного детрита. Аллотигенные компоненты в основном представлены кварцем, полевыми шпатами в различной степени пелитизированными и серицитизированными (калишпатами и плагиоклазами). Обломки пород присутствуют в меньшем количестве (силициты, кварциты, сланцы, аргиллиты, глины). Встречаются листочки биотита. Из акцессорных минералов отмечается эпидот. Углистое вещество присутствует в виде пятен и точечных вкраплений. Порода послойно обогащена растительным детритом буро-красного цвета. Признаки деформации проявляются в виде изгиба пластинок слюды, завершающегося их расщеплением на концах. Зачастую деформированные слюды выполняют промежутки между обломками пород. Цемент пленочно-поровый, поровый глинистый и глинисто-гидрослюдистый. Породы данного интервала характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость 0,45 %, проницаемость 2,4 мД).

Отложения пласта Ю₁³ проанализированы в интервале 2763,4-2781,2 м. В нижней части они представлены алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, в верхней - средне-крупнозернистыми песчаниками. В породах постоянно отмечается присутствие глинистого матрикса. Структура алевропсаммитовая и псаммитовая. Терригенный материал, слагающий алевритопесчаные породы, в целом имеет полуугловатую, полуокатанную и окатанную форму зерен, хотя в нижней части встречаются и плохо окатанные. В породах наибольшим развитием пользуются пленочно- поровый глинисто-гидрослюдистый и поровый каолинитовый цементы, локально проявляется регенерационный полевошпатовый и кварцевый. Породы верхней части пласта характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 19,4-22,2% и проницаемость 12,9-292,4 мД). Развитие пористости, по-видимому, можно связывать непосредственно с деформационными процессами - дробление, катаклазирование зерен и поровым выщелачиванием.

Проведённый комплекс петрофизических и литологических исследований на контрольной коллекции образцов керна позволяет сделать следующие выводы:

- для баровых песчаников характерна слоистая микро и макронеоднородность, которая наиболее значительно проявляется в проницаемой части разреза, приуроченной к кровле резервуара;

- песчаные резервуары обладают пространственной (трёхмерной) анизотропией фильтрационно-емкостных свойств;

- пласт Ю₁³ в скважине 187 представлен, в основном, средне- крупнозернистыми песчаниками, обломочно-осадочный материал которых формировался в условиях волноприбойной деятельности морского побережья (устьевого бара). По данным микроструктурного анализа отслеживается северо-восточное направление береговой линии, что согласуется с предлагаемой фациальной моделью строения барового осадочного комплекса в северной части Крапивинского поднятия. Наличие элементов потоковых фаций северо-западного направления можно связывать с наличием разрывных течений, осложняющих морское побережье;

- в целом по разрезу скважины фациальные и динамические условия осадконакопления вышеуказанных пластов характеризуются изменчивостью во времени и пространстве.

Пласт Ю₁². В строении пласта принимают участие алевропесчаники. Наличие в отложениях прослоев глинистого материала в ассоциации с обугленным растительным детритом, слюдой, сидеритом обуславливает прерывистую, волнисто-горизонтальную и волнисто-косую слоистость. Структура алевропсаммитовая, псаммитовая. В обломочной части отмечаются кварц, калиевые полевые шпаты, пертиты, плагиоклазы, часто пелитизированные и серицитизированные. Среди обломков пород наблюдаются микрокварциты, гранитоиды, алевролиты, сланцы. Из акцессорных минералов встречается эпидот. Зерна кварца, полевых шпатов имеют признаки пластической деформации в виде облачного погасания. Некоторые зерна полевых шпатов катаклазированы. Следует отметить, что для всех пород характерна пиритизация. Пирит образует скопления мелких глобулей и кристаллов 0,2-0,8 мм. Цементация пленочно-поровая глинистая и гидрослюдистая. Отмечаются единичные зерна глауконита. Широко развиты растительные остатки и ОВ, фиксируемые в межзерновом и поровом пространстве в виде бурых пятен. Породы слабопроницаемые. Регенерационный кварц и альбит в разрезе скв.187 проявляется локально. Нарастание происходит в виде регенерационной каймы на окатанные зерна и, как следствие, сокращается свободное поровое пространство. Это приводит к уменьшению объема сообщающихся пор и ухудшению коллекторских свойств пород. Каолинит отмечается практически на всех изученных интервалах пласта Ю₁. Часто наблюдается высокая степень раскристаллизации каолинита и образование агрегатоподобных его сростков. Свободное поровое пространство может сохраняться между каолинитовыми сростками, что способствует увеличению ФЕС. Кальцит однозначно влияет на ФЕС коллекторов. Появление его в составе песчаников всегда ведет к ухудшению коллектора.

Литолого-петрофизическая анизотропия коллектора Ю₁³ изучалась на основе микроструктурного анализа кварца. Микроструктурный анализ кварца в обломочных средне- и мелкозернистых кварцсодержащих породах проводится исходя из предположения о том, что этот минерал не испытывает заметных тектонических воздействий и обнаруживает специфическую ориентировку - ориентировку отложений. Подобная ориентировка во многом определяется пространственным распределением кварцевых зерен по форме. Как правило, удлиненная форма зерен обуславливает предпочтительную картину ориентировки. С условиями осадконакопления связано пространственное изменение различных видов физических свойств пород - магнитных, упругих, фильтрационных. Несмотря на различие природы физических параметров, преобладающим является ориентирующий процесс, зависящий от соотношений размеров, окатанности, плотности частиц, скорости и направления транспортирующей среды.

Доюрские образования

Доюрские отложения вскрыты скважинами № 195Р и 200Р. Представлены они зеленокаменными измененными миндалевидными спиллитами, вверх по разрезу интенсивно выветрелыми, переходящими в кору выветривания. Вскрытая толщина изменяется от 80 до 107 м.

Юрская система

Юрские отложения в описываемом районе представлены разнофациальными осадками средней и верхней юры общей мощностью более 300 м. Они подразделяются на три свиты: тюменскую, васюганскую и баженовскую.

Тюменская свита

Континентальные отложения тюменской свиты залегают несогласно на размытой и выветрелой поверхности доюрских образований. Породы представлены неравномерно переслаивающимися темно-серыми и буровато-серыми, иногда полосчатыми аргиллитами, разнозернистыми полимиктовыми песчаниками различной крепости, крепкими алевролитами и каменными углями, распространены повсеместно. В полном объеме они вскрыты скважинами 195Р и 200Р. Мощность свиты 92 - 216 м.

Васюганская свита

Отложения васюганской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами в описываемом районе и залегает на глубинах 2600 - 2750 м. Свита сложена разнофациальными отложениями от морских до континентальных, которые формировались в процессе двух трансгрессий: верхнеюрско-валанжинской и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними. Свита подразделяется на две подсвиты - нижневасюганскую и верхневасюганскую, которые отличаются фациальной принадлежностью и литологическим составом.

Нижневасюганская подсвита сложена, в основном мелководноморскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми, с редкими тонкими прослоями светло-серых алевролитов. Подсвита хорошо прослеживается по простиранию, мощность ее 26 - 29 м.

Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая и представляет собой регионально нефтегазоносный горизонт Ю₁, являющийся основным продуктивным объектом почти на всех месторождениях Томской области. На Крапивинском месторождении в объеме горизонта выделяется три пачки: надугольная - преимущественно песчаная, прибрежно-морская, трансгрессивная (пласт Ю₁²), межугольная - преимущественно глинистая, прибрежно-континентальная, трансгрессивно- регрессивная (пласт Ю₁^м) и подугольная - песчаная, прибрежно-морская, регрессивная (пласт Ю₁³). Пласты Ю₁³ и Ю₁² нефтеносные. Мощность верхневасюганской подсвиты, составляет 27 - 41 м.

Общая мощность васюганской свиты составляет 53 - 70 м.

Баженовская свита.

Породы георгиевской свиты перекрываются глубоководно - морскими битуминозными аргиллитами темно-бурыми, плотными, крепкими, участками плитчатыми, иногда карбонатизированными, с включениями пирита и обломков раковин белемнитов, брахиопод пелеципод. Породы свиты входят в состав региональной верхнеюрско-меловой покрышки юрского нефтегазоносного комплекса.

Морские осадки баженовской свиты характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой стратиграфической привязкой. Баженовская свита является региональным репером. Мощность свиты 18 - 28 м.

3. Параметры продуктивных пластов и их неоднородности

Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями регионально продуктивного горизонта Ю₁ - пластами Ю₁² над угольной толщи и Ю₁³ под угольной толщи, разделяющимися по всей площади непроницаемыми углисто-глинистыми отложениями пласта Ю₁^МУ толщиной 4-10 м.

Пласт Ю₁²

Пласт Ю₁² развит практически повсеместно по площади, вскрыт 151-й скважиной. В скважинах 194Р, 200Р, 300, 311, 309, 319, 330, 362 и 407 песчаник замещен глинистыми разностями.

Пласт Ю₁² по своему генезису относится к прибрежно-морским песчаникам и имеет покровный характер площадного развития.

Керн отобран и проанализирован практически во всех разведочных скважинах, из эксплуатационных - в скв. 59, 102, 156, 187, 188, 314, 321, 387S.

В пласте вскрыта одна залежь, которая распространена практически на всей территории поднятия, за исключением юго-восточного склона. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная на юго-восточном склоне поднятия, с размерами 27 х 14 км и высотой 103 м. Эффективная толщина пласта небольшая - от 0,6 до 6,6 м, в среднем составляя 2,5 м. В целом, отмечается уменьшение толщины с запада на восток. Максимальные толщины - 4-6 м отмечаются на северо-западе залежи, в районе скважин 102-414.

Опробование пласта проведено в большинстве разведочных скважин, в широком диапазоне абсолютных отметок нижних перфорационных отверстий (а.о.-2529,0 - 2639,0 м). В большинстве опробованных скважин (№№ 190р, 191р, 192р, 193р, 197р, 199р, 201р, 203р, 210р, 211р, 222р, 226р) притоки безводной нефти составили от 0,2 до 3 м³/сут при динамических уровнях от 534 до 112 м, лишь в отдельных скважинах (№№ 196, 204, 207, 212) притоки оказались выше (от 4 до 17,4 м³/сут) при динамических уровнях 635 - 806 м. При опробовании в процессе бурения пласта Ю₁² скважины 218 при депрессии 14,6 МПа получено 0,2 м³/сут нефти, в скважинах 213 и 216 притока из него не получено при депрессии 11,5 МПа. Коэффициенты продуктивности скважин низкие, варьируют от 0,07 м³/сут*МПа (скв.192Р) до 2,51 м³/сут*МПа (скв.203Р), составляя в среднем по 18 скважинам 0,5 м³/сут*МПа. В скважине 470S отмечена максимальная продуктивность - 4,9 т/сут*МПа. Газовый фактор 24 - 36 м³/м³. Пластовое давление - от 6,4 МПа (скв. 201Р) до 27,6 МПа (скв.207Р).

Скважинами №№ 205Р, 206Р, 209Р и 215Р вскрыта полностью водонасыщенная часть пласта Ю₁² на абсолютных отметках верхних отверстий перфорации - 2619, -2633 м. В скважине 206Р пласт оказался водоносным (на динамическом уровне 940 м получено 5,1 м3 /сут пластовой воды без признаков нефти).

Водонефтяной контакт в залежи имеет наклонный характер. На большей части площади он имеет отметку -2617 м и принят по скважине 218Р, где при испытании интервала 2731 - 2743 м (а. о. - 2607 - 2619 м) в процессе бурения при депрессии 14,6 МПа за 65 минут получено 0,2 м³ нефти. По данным ГИС подошва нефтенасыщенной части пласта пласта Ю₁² отбивается на а. о. - 2617 м (в колонне не опробована).

Пласт характеризуется следующими показателями неоднородности: средний коэффициент песчанистости 0,868, средняя расчлененность 2,1.

Пласт Ю₁³

Пласт Ю₁³ является основным объектом разработки. Особенностями геологического строения залежей нефти данного пласта являются:

- локальное распространение залежей в пределах латерально развитого (покровного) коллектора;

- значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств резервуара по разрезу и площади;

- в большинстве скважин установлено закономерное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве.

Реализуемая в настоящее время технологическая схема разработки месторождения основана на литологической модели пласта Ю₁³, согласно которой наблюдаемая «мозаика» распределения залежей нефти обусловлена наличием в теле коллектора серии низкопроницаемых зон, выполняющих роль фронтальных экранов.

Бурением скважины 345 (с водоносной характеристикой) установлено, что ранее считавшаяся единой северная залежь разделена зоной малопроницаемых пород на две обособленных, названных в данной работе «северо-западной» и «северной». Это подтверждается и низкой фильтрационно-емкостной характеристикой пласта в скважинах 322 и 326. Бурение этих скважин позволило уточнить конфигурацию выявленного экрана.

Приток воды в скважине 156, пробуренной в центре поля нефтеносности промышленных запасов, также свидетельствует о более сложном распределении углеводородов в пределах выявленных залежей. По результатам детальной корреляции пласт был разделен на 3 литологических пачки: Ю₁^3А, Ю₁^3Б и Ю₁^3В (А, Б и В).

Разделение, как правило, проводилось не по глинистым или карбонатным прослоям, а по резкому изменению коллекторских свойств, которые ухудшаются от пачки А до пачки В. Пачки А и Б представляют собой единое геологическое тело с общим водонефтяным контактом и в большинстве скважин плотный прослой между ними отсутствует (таблица 1.1).

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинского месторождения

4. Состав и свойства пластовых флюидов

В начале разработки месторождения имелись данные по составу глубинных проб нефти из 6 скв. Из них 4 скв. находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефти. Из них 15 проб отобраны с пласта Ю₁³ и только одна проба из пласта Ю₁².

Проведен отобор устьевых проб нефти на семи скважинах. Все скважины размещаются в пределах участка А (шесть скважин) и В (1 скважина).

Компонентный состав газа представлен только лишь итогами анализов, приобретенных уже после единоразового разгазирования 3-х проб с 2-ух скважин. Наличие значительного количества азота, окиси углерода и водорода в данных пробах появляется сомнение их качества.

Анализ существующего использованного материала демонстрирует, то что все без исключения нефти имеют невысокое газо-содержание и, таким образом, невысоким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефти участков А и В изменяется в одних и тех же пределах (18-39 м³/т). Нефть на участке Г имеет ненормально невысоким для нефти пласта Ю₁ газо-содержанием (10-12 м³/т), но, эти данные получены лишь только на основе анализов параллельных проб с одной и той же скважины. Следовательно, для того чтобы совершить решительный заключение о газо-содержании нефти в данном участке, следует отобрать и рассмотреть забойнные пробы с других скважин.

Плотность устьевых проб нефти изменяется в диапазоне довольно широко. При этом прослеживается хорошее соответствие между анализами забойных и устьевых проб. Поэтому нефти участка А несущественно тяжелее нефти участков В и Г. Выход легких фракций в них меньше и во- много раз больше содержания асфальтенов.

Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефти запасов категории С₂.

Пластовая вода горизонта Ю₁ Крапивинского месторождения охарактеризована 20 поверхностными пробами из 13 скважин и тремя глубинными пробами из одной скважины.

Минерализация воды изменяется от 26,4 до 35,15 г/дм³ и составляет в среднем 31,6 г/дм³. По составу вода типична для верхнеюрского горизонта. Тип воды по В.А Сулину - хлоркальциевый.

5. Запасы нефти и растворенного газа

Согласно «Классификации запасов нефти и горючих газов» Крапивинское месторождение относится к категории средних, по сложности геологического строения - к группе очень сложных. Впервые оперативная оценка запасов была выполнена в 1984 г ПГО «Томскнефтегазгеология». В последующие годы по результатам поисково-разведочных работ приросты запасов осуществлялись практически ежегодно.

В 2001 г. по результатам пробной эксплуатации месторождения запасы были представлены на рассмотрение в ГКЗ, утверждены (протокол заседания комиссии № 642 от 13.05.01) (рисунок 1.2). На утвержденных запасах была составлена Технологическая схема разработки месторождения. За период, прошедший после утверждения Технологической схемы, на месторождении пробурено еще 104 скважины.

Рисунок 2. Запасы нефти по Крапивинскому месторождению

В связи с бурением новых скважин в последующие годы на Томской территории месторождения осуществлялись приросты запасов по обоим пластам.

С учетом новых скважин и новой сейсмоосновы, были построены геологические модели залежей и подсчитаны запасы. Величины начальных геологических запасов по пластам приведены ниже. В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти по категориям В+С₁ увеличились на 24,2%, категории С₂ уменьшились на 21,2%, что говорит о том, что, в основном прирост запасов осуществлялся за счет перевода запасов в промышленную категорию. Запасы по месторождению увеличились в целом на 0,8%. Утверждённые запасы (на 1.01.2013г.): Геологические по категории В+С₁ Ю₁² 30727 тыс. т. Ю₁³ 124138 тыс. т по категории С₂ Ю₁² 3323 тыс. т. Начальные извлекаемые по категории В+С₁ 8434 тыс. т. Ю₁³ 48312 тыс. т. По категории С₂ Ю₁² 857 тыс. т. Остаточные извлекаемые по категории В+С₁ Ю₁² 8282 тыс. т. Ю₁³ 32741 тыс. т. по категории С₂ Ю₁² 857 тыс. т.

Высокая неоднородность коллектора по напластованию и простиранию привела к неравномерной выработке запасов; слабо вовлечен в разработку низкопродуктивный пласт Ю₁², для решения этой проблемы необходимо совершенствовать дизайн ГРП. Несвоевременное формирование системы ППД привело к преждевременному обводнению продукции и образованию закупоренных целиков нефти.

Заключение

При прохождении практики были изучены нормативные правовые акты, монографии, учебные пособия, научные публикации по вопросу описания геолого-физической характеристики Крапивинского месторождения. Были рассмотрены как отечественные источники, так и зарубежная переводная литература.

По результатам проведенного исследования подготовлен отчет.

Список использованных источников

1. Отчет о производственной деятельности ЦДНГ-10 - ОАО «Томскнефть» ВНК, 1998-2012 гг.

2. Проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения - «ТомскНИПИнефть», 2011 г.

3. Технические паспорта скважин Крапивинского месторождения. ОАО «ТОМСНЕФТЬ» ВНК, 1999-2008 гг.

4. Технологические режимы работы скважин Крапивинского месторождения, ЦДНГ-10. ОАО «ТОМСНЕФТЬ» ВНК, 2015.

5. Акульшин, А.И. Бойко, В.С. Зарубин, Ю.А. Дорошенко, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 2015. - Текст: непосредственный.

6. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 2017. - Текст: непосредственный.

7. Бухаленко, Е.И. Абдуллаев, Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, М., Недра, 2016. - Текст: непосредственный.

8. Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2018. - Текст: непосредственный.

9. Куцын, П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 2016. - Текст: непосредственный.

10. Малов, Е.А. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. НПО ОБТ, Москва, 2018. - Текст: непосредственный.

11. Покрепин, Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений, М.: Ин-Фолио, 2017. - Текст: непосредственный.

12. Репин, Н.Н. Девликамов, В.В. Юсупов, О.М. и др. Технология механизированной добычи нефти. «Недра», 2015. - Текст: непосредственный.

13. Середа, Н.Г. Сахаров В.А. Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 2018. - Текст: непосредственный.

14. Уметбаев, В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, М. Недра, 2016. - Текст: непосредственный.

Размещено на Allbest.ru