Файл: Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 174
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
V и эксплуатацией целого ряда скважин.
Пласт CIV – пласт тульского горизонта. Залежь вскрыта большим количеством скважин. ВНК не определен ни в одной из них. ВНК залежи определялся по соотношению отметок подошвы нефтяных и кровли водоносных песчаников. Подошва нефтяных песчаников в пределах залежи в скважинах № 7654 и № 8149 вскрыта на отметках 1184,9 – 1185,0 метров, а кровля водоносного песчаника вскрыта в скважине № 8192 и 9054 на отметках 1186,0 – 1186,7 метров.
ВНК залежи принят в пределах отметок 1185,6 – 1186,7 метров. Не противоречат принятой отметке ВНК результаты раздельного опробования пласта C IV в скважинах № 94, 7654, 8149. Кроме того, водоносный песчаник из скважин № 7654, 8149 и водоносный песчаник из скважины № 8192, также подтверждают принятое положение ВНК.
Подводя итог по определению и обоснованию ВНК по данным геолого-промысловых исследований в песчаных пластах терригенной толщи нижнего карбона, можно сделать вывод, что для всех залежей ВНК лежит практически на одной горизонтальной плоскости.
Небольшие колебания отметок ВНК предположительно связаны с неоднородностью коллекторских свойств залежей. Погрешности точности измерений и, прежде всего, значительная кривизна ствола скважины также могут служить объяснением небольших колебаний отметок ВНК.
Для основной залежи (для всех пластов средней пачки тульского горизонта (
, CV, CIV), по которой имеется небольшой фактический материал, установлен единый ВНК. Данное решение является характерным для соседних Арланского, Саузбашевского и Андреевского месторождений при установке ВНК.
1.3 Характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласт флюидов
На Наратовском месторождении продуктивными коллекторами являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные отложения турнейского яруса. Пласты расчленены по разрезу и прерывисты по площади. Свойства продуктивных пластов изучались геофизическими, гидродинамическими методами и анализировались по данным лабораторных исследований.
Характеристики параметров продуктивных коллекторов по результатам исследований и анализа приводятся в таблице 1.1
Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях. Газовый фактор составляет 14 м
3/т.
Таблица 1.1 – Характеристика параметров продуктивных коллекторов
Продолжение таблицы 1.1
Толщина продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона колеблется от 0,5 до 6,5 метров. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина объекта не более 4 метров (таблица 1.2).
Таблица 1.2 – Толщина пластов
Таблица 1.3 – Показатели неоднородности пластов
По таблице 1.3 можно проанализировать неоднородность продуктивных залежей.
Сравнительный анализ неоднородности продуктивных пластов показал следующее:
- наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СV и наихудшими 
;
- выделяемые пласты СV, , и CIV отделены друг от друга алеврито-аргиллитовыми породами за исключением двух скважин № 67 и 7654, где отмечается слияние платов
и .
Характеристики нефти в поверхностных условиях ЦНИПРов НГДУ «Южарланнефть», НГДУ «Краснохолмнефть». Результаты исследований отражены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 – Свойства нефти в поверхностных условиях
Из таблицы 1.4 следует, что нефти терригенной толщи нижнего карбона относятся к тяжелым высоковязким нефтям (удельный вес нефти 0,893 – 0,900 т/м3, вязкость 41,5 – 55,3 см3/с), содержащих большое количество смол, серы и парафина. Выход легких фракций составляет 18 – 22 %.
Пласт CIV – пласт тульского горизонта. Залежь вскрыта большим количеством скважин. ВНК не определен ни в одной из них. ВНК залежи определялся по соотношению отметок подошвы нефтяных и кровли водоносных песчаников. Подошва нефтяных песчаников в пределах залежи в скважинах № 7654 и № 8149 вскрыта на отметках 1184,9 – 1185,0 метров, а кровля водоносного песчаника вскрыта в скважине № 8192 и 9054 на отметках 1186,0 – 1186,7 метров.
ВНК залежи принят в пределах отметок 1185,6 – 1186,7 метров. Не противоречат принятой отметке ВНК результаты раздельного опробования пласта C IV в скважинах № 94, 7654, 8149. Кроме того, водоносный песчаник из скважин № 7654, 8149 и водоносный песчаник из скважины № 8192, также подтверждают принятое положение ВНК.
Подводя итог по определению и обоснованию ВНК по данным геолого-промысловых исследований в песчаных пластах терригенной толщи нижнего карбона, можно сделать вывод, что для всех залежей ВНК лежит практически на одной горизонтальной плоскости.
Небольшие колебания отметок ВНК предположительно связаны с неоднородностью коллекторских свойств залежей. Погрешности точности измерений и, прежде всего, значительная кривизна ствола скважины также могут служить объяснением небольших колебаний отметок ВНК.
Для основной залежи (для всех пластов средней пачки тульского горизонта (
, CV, CIV), по которой имеется небольшой фактический материал, установлен единый ВНК. Данное решение является характерным для соседних Арланского, Саузбашевского и Андреевского месторождений при установке ВНК.1.3 Характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласт флюидов
На Наратовском месторождении продуктивными коллекторами являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные отложения турнейского яруса. Пласты расчленены по разрезу и прерывисты по площади. Свойства продуктивных пластов изучались геофизическими, гидродинамическими методами и анализировались по данным лабораторных исследований.
Характеристики параметров продуктивных коллекторов по результатам исследований и анализа приводятся в таблице 1.1
Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях. Газовый фактор составляет 14 м
3/т.
Таблица 1.1 – Характеристика параметров продуктивных коллекторов
| Наименование | Пори- стость, % | Проницае-мость, мкм2 | Начальная | Насы-щенность связан. водой, % | |
| нефте- насыщен- ность, % | газонасы- щенность, % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пласт . Лабораторные исследования керна | |||||
| Количество скважин | 10 | 4 | – | 5 | 4 |
| Количество измерений | 56 | 25 | – | - | 7 |
| Среднее значение, принятое для проектирования | 20,9 | 0,359 | – | 8,5 | 4,4 |
| Интервал изменения | 16,4 – 24,7 | 0,088 – 0,807 | – | 7,01 – 16,11 | 2,3 – 6,6 |
| Геофизические исследования | |||||
| Количество скважин | 57 | – | 54 | – | – |
| Количество измерений | 57 | – | 54 | – | – |
| Среднее значение, принятое для проектирования | 21,1 | – | 77,8 | – | – |
| Интервал изменения | 15,7 – 25,5 | – | 55,0 – 91,0 | – | – |
| Гидродинамические исследования | |||||
| Количество скважин | – | 2 | – | – | – |
| Количество измерений | – | 2 | – | – | – |
| Среднее значение принятое для проектирования | – | 0,050 | – | – | – |
| Интервал изменения | – | 0,013 – 0,087 | – | – | – |
| Пласт CV. Лабораторные исследования керна | |||||
| Количество скважин | 18 | 14 | – | 4 | 5 |
| Количество измерен | 129 | 45 | – | – | 14 |
| Среднее значение, принятое для проектирования | 21,9 | 0,607 | – | 16,5 | 6,1 |
| Интервал изменения | 18,4–24,2 | 0,057–1,824 | – | 12,8–13,5 | 2,6–20,6 |
Продолжение таблицы 1.1
| Наименование | Пори- стость, % | Проницае-мость, мкм2 | Начальная | Насы-щенность | |
| нефте- насыщен- ность, % | газонасы- щенность, % | ||||
| Геофизические исследования | |||||
| Количество скважин | 89 | – | 84 | – | – |
| Количество измерений | 89 | – | 84 | – | – |
| | 21,2 | – | 84,5 | – | – |
| Интервал изменения | 15,5 – 28,0 | – | 60,0 –92,0 | – | – |
| Гидродинамические исследования | |||||
| Количество скважин | – | 2 | – | – | – |
| Количество измерений | – | 2 | – | – | – |
| Среднее значение, принятое для проектирования | – | 0,042 | – | – | – |
| Интервал изменения | – | 0,017 – 0,066 | – | – | – |
| Пласт CIV Лабораторные исследования керна | |||||
| Количество скважин | 12 | 9 | – | 2 | 1 |
| Количество измерений | 45 | 28 | – | – | 2 |
| Среднее значение, принятое для проектирования | 20,8 | 0,402 | – | 13,89 | 14,1 |
| Интервал изменения | 17,6 – 23,7 | 0,192 – 0,795 | – | 7,93 – 19,84 | 7,8 – 26,4 |
| Геофизические исследования | |||||
| Кол-во скважин | 73 | – | 63 | – | – |
| Количество измерений | 73 | – | 63 | – | – |
| Среднее значение принятое для проектирования | 21,1 | – | 75,6 | – | – |
| Интервал изменения | 16,7 – 24,5 | – | 60 – 89,5 | – | – |
Толщина продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона колеблется от 0,5 до 6,5 метров. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина объекта не более 4 метров (таблица 1.2).
Таблица 1.2 – Толщина пластов
| Пласт | Толщина, м | |
| Нефтяная зона | Водонефтяная зона | |
| СIV | 1,4 | 0,9 |
| CV | 1,7 | 1,0 |
| | 1,8 | 1,1 |
| CVI | 2,0 | 1,1 |
| Итого | 6,9 | 4,1 |
Таблица 1.3 – Показатели неоднородности пластов
| Пласт | Коэффициент песчанистости | Коэффициент расчлененности | Коэффициент распространения коллектора | Коэффициент сложности периметра залежи |
| СIV | 0,71 | 1,10 | 0,98 | 0,46 |
| CV | 0,88 | 1,41 | 0,94 | 0,16 |
| | 0,85 | 1,43 | 0,93 | 0,23 |
| CVI | 0,69 | 1,90 | 1,00 | 0,10 |
По таблице 1.3 можно проанализировать неоднородность продуктивных залежей.
Сравнительный анализ неоднородности продуктивных пластов показал следующее:
- наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СV и
наихудшими ;- выделяемые пласты СV,
, и CIV отделены друг от друга алеврито-аргиллитовыми породами за исключением двух скважин № 67 и 7654, где отмечается слияние платов
и
.Характеристики нефти в поверхностных условиях ЦНИПРов НГДУ «Южарланнефть», НГДУ «Краснохолмнефть». Результаты исследований отражены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 – Свойства нефти в поверхностных условиях
| Показатель | Пласты | ||||
| CIV | СV | | | Совместно несколько пластов | |
| Удельный вес нефти, т / м 3 | 0,893 | 0,898 | 0,893 | 0,900 | 0,897 |
| Кинематическая вязкость, см 3/с | 41,5 | 49,7 | 43,6 | 44,6 | 53,3 |
| Весовое содержание, % | – | – | – | – | – |
| Асфальтены | – | 7,4 | 6,8 | – | 6,9 |
| Смолы селикогелевые | 14,9 | 18,2 | 24,7 | 20,9 | 17,6 |
| Сера | 2,32 | 2,78 | 2,69 | 1,94 | 2,76 |
| Парафины | 1,87 | 3,18 | 1,77 | 2,86 | 2,13 |
| Температура плавления парафина, 0С | 55 | 54 | 54 | 54 | 54 |
| Температура начала кипения нефти, 0С | 75 | 74 | 69 | 82 | 75 |
| Содержание светлых фракций при температуре 200 0С | 18 | 18 | 22 | 13 | 19 |
Из таблицы 1.4 следует, что нефти терригенной толщи нижнего карбона относятся к тяжелым высоковязким нефтям (удельный вес нефти 0,893 – 0,900 т/м3, вязкость 41,5 – 55,3 см3/с), содержащих большое количество смол, серы и парафина. Выход легких фракций составляет 18 – 22 %.