ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 108
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Горизонт Д1 - многослойный объект разработки. В скважинах имеется большое количество типов секций от 1 до 10 резервуаров. Статистические показатели, рассчитанные в целом для горизонта, характеризуют его макро неоднородность и показывают, что в среднем на каждой скважине открываются 5,6 образования, доля песчаных коллекторов составляет 52% (таблица 3).
Таблица 2.3- Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта в целом по площади
| Количеств скважин | Коэф-т песчанистости | Коэф-т расчлененности | Характе- ристика прерывис тости | Другие показатели неоднород-ности | ||
| среднее знач-е | коэф-т вариации | сред-е знач-е | коэф-т вариации | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 478 | 0,52 | 22,20 | 5,55 | 38,12 | 0,98 | - |
2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химические свойства нефтей и газов изучались в нефтегазовом секторе ТатНИПИнефть и ЦНИЛ ассоциации «Татнефть».
Отбор проб и анализ образцов проводились с помощью известного оборудования в соответствии с общепринятой методологией и в соответствии с государственными стандартами. В данном отчете были сделаны качественные определения параметров пластового масла для 26 скважин.
Доступные данные в таблице. 4, указывают, что значения параметров пластового масла, поверхностного масла и газа изменяются. Таким образом, давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднее арифметическое значение по площади составляет 8,98 МПа, содержание газа от 53,1 до 67,8 м3 / т, в среднем 62,9 м3 / т, отношение объема от 1,1120 до 1,1180, в среднем 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г / см3, в среднем 0,8096 г / см3, плотность дегазированной нефти составляет в среднем 0,8625 г / см3, вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81 мПа · с, в среднем 3,53 мПа · с и вязкость нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы составляет в среднем 1,6%, асфальтен - 2,8 мас.%.
Нефть в поверхностных условиях по вязкости можно отнести к группе средних масел, выход легких фракций составил 7,3% по объему при перегонке до 100 ° С, от 26,3 до 200 ° С и от 47 до 300 ° С. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях составляет в среднем 1,2690 г / л, а в поверхностных условиях - в среднем 1,2960 г / л.
Газ содержит метан - 39,76%, этан - 23,4%, пропан-бутановые фракции - 16,85%, азот - 8,71% объемных.
Таблица 2.4-Свойства пластовой нефти и газов
| № п/п | Наименование | Кол-во исследов. Скважин | Диапазон изменения | Среднее значение |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Месторождение, площадь | Зеленогорская площадь | ||
| 2. | Горизонт | Д1 | ||
| 3. | Давление насыщения газом Pн , МПа | 16 | 8,30-9,60 | 8,98 |
Продолжение таблицы 2.4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 4. | Газосодержание R, нм3/т контакт дифференц. | 20 | 53,1-67,8 40,4-54,6 | 62,9 49,7 |
| 5. | Газовый фактор при условиях сепарации, нм3/т P1=5кгс/см2; T1=9ºC P2=1кгс/см2; T2=9ºC | | 32,9-44,2 7,5-10,4 | 40,4 9,3 |
| 6. | Объемный коэф-т, Вн | 26 | 1,112-1,188 | 1,1611 |
| 7. | Плотность ρн , г/см3 | 23 | 0,7950-0,82707 | 0,8096 |
| 8. | Объемный коэф-т при условиях сепарации, Вн | | | |
| й | Вязкость μн , мПа·с | 19 | 2,21-4,81 | 3,53 |
Подземные воды пашинских отложений Зеленогорско площади Ромашкинского месторождения представлены хлоральциевым (по В. А. Суслину) рассолом, общая минерализация которого колеблется от 249,6 до 281,5 г / л. Характерным для пластовых вод терригенного девона является небольшое количество сульфатного иона. На площади в водохранилищах пашских отложений содержание сульфатных ионов колеблется от следов до 55,6 мг / л.
В естественных условиях в водохранилищах пашских отложений нет сероводорода. Тем не менее, введение свежей речной воды, содержащей сульфаты и сульфат-восстанавливающие бактерии в нефтяные пласты с целью ППД, приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг / л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.
Метан является преобладающим в составе растворенного газа в пластовых водах. Газонасыщенность воды колеблется от 300-700 см3 / л, эластичность растворенного газа составляет 60-130 МПа. Общее количество углеводородных газов составляет 60-75%, из которых этан и выше - от 4 до 38%, коэффициент углеводородного азота - от 1,4 до 3.
Плотность пластовой воды составляет в среднем 1,1839 г / см3, вязкость воды в резервуаре составляет 1,9845 сП.
Температура полученной воды составляла 35,5 ° С.
Средние результаты измерений плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в таблице. 5.
Таблица 2.5-Зависимость плотности и вязкости нефти от обводненности и температуры
| № п/п | Обводненность, % | Плотность, г/см3 | Вязкость, мПа·с при температуре ºС | |||
| 0º | 5º | 10º | 20º | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | 0 | 0,8550 | 21,52 | 19,87 | 17,0 | 11,3 |
| 2. | 10 | 0,8930 | 54,7 | 61,2 | 55,0 | 23,4 |
| 3. | 20 | 0,9130 | 153,1 | 138,5 | 50,9 | 32,0 |
| 4. | 30 | 0,9220 | 156,8 | 70,7 | 58,5 | 37,5 |
| 5. | 40 | 0,9380 | 210,9 | 174,1 | 154,8 | 67,1 |
| 6. | 50 | 0,9740 | 846,1 | 501,8 | 370,0 | 259,2 |
3 Анализ текущего состояния разработки
3.1 Характеристика показателей разработки
В промышленном развитии Зеленогорская площадь была введена в 1951 году, она находится на поздней стадии развития и характеризуется высоким поливом производства, значительным изменением структуры распределения запасов, концентрацией в трудноизвлекаемых. До 1957 года в районе было пробурено 3 ряда эксплуатационных скважин на сетке 1000 х 600 м. Линия внешнего давления, разработанная ВНИИ, была пробурена на расстоянии 2000 м от первого производственного объекта. В 1957 году МНП решил пробурить нулевую производственную линию на расстоянии 1300 м от внешней инъекции. В 1960 году, согласно проекту, ТатНИПИ предложил выполнить центральную резку, создать высокое давление в некоторых районах области и открыть нижние слои. Резка площади позволила увеличить темпы добычи нефти до 3,5-3,6% от первоначальных извлекаемых запасов. Однако отсутствие насосов высокого давления и невыполнение рекомендаций по вскрытию не позволило достичь уровня проекта. В 1965 году был разработан пересмотренный проект разработки, в рамках которого было предложено
организовать участки затопления в районах, не охваченных впрыском воды, и в дополнение к бурению 100 скважин, включая дополнительный ряд между 1 и 2 производственными рядами. Тогда район был разработан в соответствии с утвержденными проектами. До следующего проектного документа (1978 г.) наблюдалось снижение темпов добычи нефти с увеличением водозаборов. Структура резервов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Уровни проектирования этого документа не были выполнены, и в связи с этим в 1981 году был составлен пересмотренный проект разработки. С момента своего создания прошло 17 лет. Деятельность по проекту до 1993 года была проведена удовлетворительно. Отклонения в выборе масла в этот период времени были незначительными. Однако в 1993-95 гг. Величина отклонения стала значимой из-за несоблюдения буровых работ. Кроме того, к настоящему времени система поддержания пластового давления устарела.
Формирование его происходило в Зеленогорской площади около 40 лет назад и, следовательно, не отвечает требованиям оптимального режима впрыска воды в продуктивные слои. На начало 2011 года из территории было добыто 87 819 563 тыс. тонн нефти, что составляет 85,7% от первоначальных извлекаемых запасов, для компенсации отбора резервуара ДI было перекачено 88696 тыс. Куб. М воды. В 2010 году 401,2 тыс. Тонн нефти. Годовой темп добычи нефти составляет 2,67%. По состоянию на 01.01.2011 года наибольшая доля запасов приходится на резервуар г1, темп добычи которого составляет 97,0% от первоначальных извлекаемых запасов и 55% балансовых запасов. Доля его участия в отборе нефти в блоке составляет 40,2%. По слоям “а” и “г2+3” объем запасов, выходящих за пределы «г1», составляет 73,7% и 97,8% извлекаемых запасов, а доля добычи нефти составляет 13,3% и 25,4% соответственно суммы на блок. Для остальных слоев доля участия не превышает 10%. Наибольшая производительность характеризуется высокопродуктивными водохранилищами, которые составляют 89,8% первоначальных извлекаемых запасов, самый низкий - низкодоходный резервуар (10,9%). Высокопродуктивные глинистые песчаники занимают промежуточное положение (62,6%). В целом доля запасов нефти в верхнем слое швов увеличилась, а доля запасов более низкой упаковки значительно снизилась. Таким образом, если в водохранилище «г1» было 35,4% первоначальных запасов, то 22,1% резервных запасов в пласте «г2 + 3» составляли 7,2 и 3,3% соответственно. По данным коллекторских групп, структура первоначальных извлекаемых запасов также значительно изменилась. По