Файл: Геологическая часть.docx

Пласты представленны известняками ораногенно- обломочными, биоморфными, биоморфно-детритусовыми, пелитоморфными, микро и тонкозернистыми. Выделены плотные глинястые известняки. Различие по составу и процентному содержанию органических остатков и степени цементаций, слагающих породу зеренсказывается в основном на величине пористости. Органогенно- детритусовые известняки более плотные, чем биоморфные, отмечаются слабой глинистостью и различным составом слагающего детрита. Отмечаются окатанные обломки пелитоморфного глинистого известняка размером до 0,6 мм. Обоснование граничных значений пористости и проницаемости приводилось по результатам анализа образцов керна, достаточного для определения фильтрационно- емкостных свойств коллекторов продуктивных отложений. Утвержденные в подсчете запасов значения параметров, приняты при интерпретаций данных ГИС и составляют К_пгр=0.08 и К_пргр=0.0008 мкм².

Проницаемость в целом по месторождению по ГДИ- 0.032 мкм², нефтенасыщенность по ГИС- 76.4%.

2.3. Физико- химические свойства нефти, газа, воды.

Цвет нефти изменяется от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность - 730 - 980¸1050 кг/м 3 (плотность менее 800 кг/м 3 имеет газовый конденсат). Основные характеристики нефти: вес, сладость и ОКЧ. Химический состав нефти. Соединения сырой нефти - это сложные вещества, состоящие из 5 элементов - C, H, S, O и N, содержание этих элементов колеблется в диапазонах 82 - 87% (С), 11 - 15% (H), 0,01 - 6% (S), 0 - 2% (O) и 0,01 - 3% (N).

Наиболее часто встречающаяся примесь – сера (до 7%), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится как в чистом виде, так и в виде сероводорода и меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» по массовой доле общей серы нефть подразделяется на классы:

1 – малосернистая,			не более 0,60%;
2	– сернистая,	0,61÷1,80%;
3	– высокосернистая,	1,81÷3,50%;
4 – особо высокосернистая,			более 3,50%.

Азота в нефтях содержится не более 1,7%. Он обычно безвреден благодаря свой инертности.

Кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т. д.). Его в нефти не более 3,6%.

Из металлов в нефти присутствует железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и др. Содержание металлов очень мало, их обнаруживают лишь в золе, оставшейся после сжигания нефти.

2.4. Запасы углеводородов.

На Чутырском участке, площадью 195,2 кв. км., извлекаемые запасы нефти составляют 2,721 млн тонн. В них присутствует 651 тыс. тонн нефти категории А, 1,82 млн тонн категории В1 и 250 тыс. тонн категории В2. Также на этой территории можно извлечь 2,307 млрд куб. м. газа категории В1.

В газе однократного разгазирования преобладает азот 71,19% мол. Содержание метана не превышает 10,84% мол, этана-(суммарное количество 0,51% мол). Плотность поверхностной нефти равна 883,5 кг/ м³, вязкость- 30,4 мПа.с. Нефть высокосернистая (2,37% масс), парафинистая (4,37% масс), смолистая (14,86% масс). Выход светлых фракций выкипающих до 300 ⁰С – 39,0% об

2.5. Осложняющие факторы геологического строения разреза.

К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти. Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще нижнего карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами. В карбонатных коллекторах турнейского яруса развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12

Вывод по разделу

Чутырско-Киенгопское месторождение открыто в 1962 году.

Чутырско-Киенгопское месторождение - самое крупное месторождение в Удмуртнефти. Нефтеносность относится к терригенным и карбонатным коллекторам. В эксплуатации три объекта: верейский, башкирский и визейский. Основная доля накопленной добычи нефти приурочена к башкирскому объекту разработки. Всего на Чутырской площади пробурено 718 скважин.

Основные промышленные скопления нефти на месторождении приурочены к пласту А4 башкирского яруса. Продуктивная толща представлена чередованием продуктивных и плотных известняков. Тип коллектора поровый, порово-кавернозный, реже трещинный. Проницаемые разности не выдержаны по толщине, часто расчленяются за счет замещения плотными породами, как по площади, так и по разрезу. Залежь единая, массивно-слоистая.

Залежь пласта А_4. Давление насыщения пластовой нефти 10,45 Мпа. По сравнению с верейской газонасыщенность нефти в данной залежи заметно ниже – 20,90 м³/т. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 8,1 мПа с. Газовый фактор при условиях сепарации равен 14,95 м³/т. В компонентном составе газа однократного и многократного разгазирования преобладает азот (43,6 и 43,6% мол. соответственно). Среди углеводородных компонентов высокое содержание имеет метан–пропановая фракция (41,6 и 32,1% мол соответственно).

Накопленная добыча нефти по месторождению составила 41041,061 тыс. т нефти или 56 % от начальных извлекаемых запасов, жидкости – 140089,524 тыс. т, среднесуточная добыча нефти – 1864,7 т/сут, средний дебит скважины: по нефти- 5,7 т/сут, по жидкости-53,1 т/сут. За период разработки в пласты закачено -161782,816 тыс. м3 воды, среднесуточная закачка составляет – 14935,5 тыс. м3, приемистость одной скважины в среднем – 150,9 м3. Обводненность фонда скважин составляет 89,3%. На данный момент основные объекты месторождения находятся в четвертой стадии разработки, характеризующейся падающей добычей нефти и прогрессирующим обводнением.

3. Технологический раздел
3.1. Характеристика текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Чутырско-Киенгопское месторождение самое крупное в Удмуртнефти. Разрабатывать его начали в далеком 70-ом. От деревень по соседству Чутырь и Киенгоп и дали название месторождению. За 4,5 десятилетия здесь пробурили почти 800 скважин, из недр подняли свыше 100 млн т нефти [6].