ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 203
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Изучение промыслово-геофизических материалов позволило установить на месторождении по данным радиокаротажа и микрометодов наличие двух пачек Т1 иТ2. Малый объем информации по опробованию скважин, а так же совместный прострел пачек в скв. 1 и 57 не позволяют рассматривать пласты самостоятельно. Поэтому предполагаемые залежи на каждой из площадей соответствуют пластам Т1+Т2 и имеют единые контакты, значения которых приняты по нижнему отверстию интервала перфорации, давшего нефть.
Всего на месторождении опробовано семь скважин, из них нефть получена в четырех.
Залежи установлены на Асюльской и Константиновской площадях, водонефтяные контакты приняты условными по результатам испытания скв. 9 и 57 на отметках соответственно минус 1255 и 1256 м.
В пределах залежи, согласно принятому ВНК, выделены эффективные нефтенасыщенные толщины. В водонасыщенной части проницаемые пропластки выделены в близлежащих к залежи скважинах, в остальных – лишь кровля пласта, соответствующая кровле первого проницаемого пропластка. Общая толщина пласта до ВНК 0,8-27,6 м, число проницаемых прослоев достигает 10.
Коэффициент расчлененности по площадям изменяется от 2,4 до 4,2, доля коллектора от общей толщины – 0,35-0,42 . Залежи небольшие по размерам, причем на каждой из площадей, в соответствии с гипсометрией пласта, они разделены на отдельные поднятия. По своему типу залежи пластово-массивные.
Малиновско-яснополянский терригенный комплекс
В терригенной толще нижнего карбона выделены пласты: Тл1а, Тл1б, Тл1в, Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2, Мл.
Пласт Мл в большинстве скважин представлен плотными породами. Там, где он проницаем, чаще всего водонасыщен и лишь в скв. 4, 131, 139 Асюльской, 249, 270, 366, 462 Константиновской и Утяйбашской площадей по промыслово-геофизическим данным пласт нефтенасыщен. Эффективная толщина в основном 1,2-1,6 м, максимальное значение в скв. 270 – 7м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,4 до 7,0 м.
Учитывая характер насыщения, в пределах пласта выделяется несколько литологически экранированных линз небольших по размерам (0,2х0,3 – 0,6х1,2 км).
Опробован пласт, совместно с другими, только в скв. 270. Начальный дебит нефти 57,7 т/сут. Исходя из этого, промышленно нефтеносным пласт признан в пределах указанной линзы. Поверхность ВНК принята по отметке нижнего проницаемого пропластка – минус 1249 м.
Бобриковский горизонт
Залежи нефти, приуроченные к пластам Бб2 и Бб1, имеют линзовидный характер и незначительны по размерам – от 0,3х0,7 до 1,0х2,7 км (табл. 1). Они выделены на Асюльском, Константиновском и Утяйбашском поднятиях.
Дебиты пластов, раздельно опробованных в разведочных скважинах, колеблются от 7,2 до 45,2 т/сут. Промышленные притоки в добывающих скважинах получены в основном при совместном испытании нескольких объектов.
Пласт Бб2 представлен 1-4 проницаемыми прослоями толщиной 0,4-9,6 м. Коэффициент расчлененности не превышает 1,4 (табл.1).
Изменение общей и эффективной толщины дано в табл. 2, коэффициент песчанистости по площадям колеблется от 0,52 до 0,65.
Аргиллитовый раздел между пластами меняется от 0,6 до 7,4 м, достигая в среднем 3-4 м.
Пласт Бб1 характеризуется большей расчлененностью и меньшей песчанистостью по сравнению с пластом Бб2 (табл. 1).
Пластам свойственны зоны замещения коллектора плотными породами. Залежи по типу пластовые сводовые, в большинстве случаев с литологическим экраном.
Перемычкой, отделяющей пласт Бб1 от вышележащего Тл2б, служит хорошо прослеживаемая толща (2-7 м) аргиллитов и алевролитов.
Тульский горизонт
Залежи приуроченные к пластам Тл2б и Тл2а, выделяются на всех площадях Батырбайского месторождения. Показатели, характеризующие их, сведены в табл. 1.
Пласты разделены плотным прослоем в 1-3,6 м. Литологически более однороден пласт Тл2а. В пределах платов выделяются от 1 до 6 проницаемых прослоев, в среднем 2 на скважину, толщиной 0,4-11,2 м. Изменение толщины и коэффициентов песчанистости дано в табл. 1, 2.
Залежи по типу пластовые сводовые, максимальная высота залежи пласта Тл2а Константиновской площади 38,5 м.
Пласты характеризуются наибольшим числом опробованных скважин, дебит нефти которых колебался в пределах 0,5-128 т/сут.
Для пластов Тл1в, Тл1б, Тл1а свойственно частое замещение коллекторов плотными породами. По типу залежи пластовые литологически экранированные и выделяются на Асюльской, Константиновской и Утяйбашской площадях.
Пласт Тл1в, общая толщина которого 1,6 –6,2 м, представлен в основном одним проницаемым прослоем (0,4-6,0 м) и характеризуется коэффициентом песчанистости 0,38-0,46.
Четко ограниченный по кровле и подошве аргиллитовыми прослоями толщиной соответственно 3-6 и 1,2-3,6 м, пласт Тл1б представлен 1-2 проницаемыми пропластками (0,4-4,1 м). Коэффициент песчанистости колеблется по площадям от 0,32 до 0,47.
Пласт Тл1а отличается наиболее высоким коэффициентом песчанистости – 0,44-0,66. Общая толщина его достигает 9,4 м.
Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 1,5.
Подольский горизонт
Пласт Пд
Выделяемый пласт газовый и охватывает довольно большой интервал разреза, приуроченный к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Условно ограниченный в кровле и подошве интервалами перфорации пласт имеет общую толщину 37,4-48,4 м и характеризуется сильной расчлененностью – выделяется от 1 до 21 проницаемых прослоев. Эффективная толщина пласта составляет в среднем 20 % от общей.
Залежь пласта единая, объединяющая Асюльскую, Константиновскую и Искильдинскую площади. ГВК по результатам опробования разведочных скважин принят на отметке минус 755 м.
1.5 Физико-химические свойства и состав нефти, газа
Пробы пластовых флюидов изучались на протяжении всего периода разработки поднятия, уточнялись свойства нефти и газа.
Ниже приведена характеристика флюидов по пластам, особое внимание уделено флюидам башкирской залежи.
Пласт Т
Пластовые флюиды не изучены, поверхностная нефть, полученная из скважины № 57, тяжелая, высоковязкая и по свойствам близка к нефти бобриковской залежи.
Пласты Бб2 и Бб1
Пластовые флюиды бобриковской залежи изучены по глубинным пробам из скв. 57. Все пробы представительные. Давление насыщения в пробах 10-10,35 МПа, близки и другие параметры. По результатам проб определены следующие параметры пластовой нефти (пласты Бб2 и Бб1): давление насыщения 10,25 Мпа, газонасыщенность – 40,6 м3/т, вязкость 17,59 мПа*с, объемный коэффициент 1,09, плотность пластовой нефти 880 кг/м3, сепарированной 913 кг/м3.
На рис. 3. представлены кривые изменения основных параметров в зависимости от давления.
Поверхностная нефть тяжелая, высокосмолистая, парафинистая. Выход светлых фракций составляет 41,5 %.
Попутный газ и газ однократного разгазирования почти одинакового качества. Классифицируется как среднеазотный и малометановый.
Пласты Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а
Физические характеристики пластовых флюидов получены при исследовании глубинных проб из скв. 251, 69, 221 и 41. Свойства нефтей тульских пластов близки.
При совместном испытании пластов Тл2б+Тл2а+Тл1в (скв. 69) и Тл2а+Тл1б+Тл1а (скв.251) получены представительные пробы и по качеству близки нефти из скв. 41 и 221 (пласт Тл1а). Давление насыщения в пробах колебалось от 9,0 до 9,6 МПа, газонасыщенность от 38,9 до 44,3 м3/т, близки и другие параметры. Для расчетов по пластам Тл2 и Тл1 приняты усредненные данные качественных проб из скв.41, 69, 221, 251, т.е. давление насыщения – 9,25 МПа, газонасыщенность – 42,3 м3/т, вязкость 8,2 мПа*с, объемный коэффициент 1,1, плотность пластовой нефти 848 кг/м3, сепарированной для пластов Тл2б и Тл2а – 883 кг/м3, Тл1в – 880 кг/м3, Тл1б- 881 кг/м3, Тл1а – 885 кг/м3.
Поверхностная нефть сернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт Бш
Свойства пластовых флюидов изучены по результатам 20-ти глубинных проб.
Пробы отбирались из фонтанирующих скважин
, в большинстве проб содержался свободный газ.
Для составления проектных документов разработки башкирской залежи приняты следующие параметры: давление насыщения 102,8 МПа, газонасыщенность 53,9 м3/т, объемный коэффициент 1,128, вязкость 6,3 мПа*с, плотность пластовой нефти 831 кг/м3, сепарированной нефти 880кг/м3.
Нефть сернистая, смолистая, парафинистая, выход светлых фракций составляет 46%.
Попутный газ содержит метана до 49,3 %, азота до 16,7%.
Пласты В3В4, В1, К
Нефти каширо-верейских пластов изучены по поверхностным пробам.
Давление насыщения 73 МПа, газонасыщенность 55,8 м3/т, объемный коэффициент 1,123, вязкость 4,75 мПа*с, плотность пластовой нефти 838 кг/м3, сепарированной 879 кг/м3 (пласт В3В4), 885 кг/м3 пласт (В1).
Поверхностная нефть сернистая, смолистая, парафинистая, выход светлых фракций 44,5 и 45,5%.
В верхней залежи имеется газовая шапка. Газ облегчен легкими компонентами, метана в газе более 60 %.
1.6 Конструкция скважин
Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, Глубины установки, высоты подъёма закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведётся бурение под каждую колонну.
Направление диаметром 324 мм спускают на глубину до 35 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений и предохранения устья скважины от размыва во время бурения под кондуктором.
Кондуктор диаметром 245 мм спускают на глубину до 300 м с целью перекрытия частичных зон поглощения и обваливающихся пород.
Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины.
2 Технологический раздел
2.1 Современное состояние разработк
Батырбайское нефтегазовое месторождение, в пределах которого выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская и Асюльская площади, открыто в 1960 году.
Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях яснополянского надгоризонта (пласты Бб2, Бб1, Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а), карбонатных отложениях башкирского (пласты Бш2 и Бш1) и турнейского (пласт Т) ярусов; газонефтяные залежи выявлены в карбонатных верейских (пласты В1, В3В4) и каширских (пласт К) отложениях; в подольских карбонатных отложениях выделены чисто газовые залежи.
Впервые обобщение результатов поисково-разведочного бурения и подсчет запасов нефти и газа производились в 1964 году. В 1967 г. после окончания разведочных работ был