Пласт Тл2а

Из отложений тульского горизонта не удалось отобрать пробы флюидов. В 1981 году проанализирована нефть из скв. 163. вскрывшей пласты Тл2а+Ббм+Бб2.|.2, однако потокометрия показала, что нефть поступала только из пластов Бб. Анализ проб, полученных на устье скважин 302, 303. также не внес ясности в характеристику тульской нефти. В скв. 303 нефтенасыщенная толщина тульских отложений слишком мала (2,4 м) по отношению к бобриковским (18,9 м), кроме того, тульские коллекторы весьма низкого качества (пористость 13%), проницаемость 0,102 мкм), поэтому из них нефть либо не поступала в скважину, либо приток ее был незначительным, т. е. скв. 303 работает в основном из пластов Бб. По свойствам и составу нефть аналогична ранее изученной бобриковской нефти.

В скв. 302 по результатам потокометрии работают пласты Тл2а и Бб2-ь Анализом проб нефти из этой скважины установлено, что свойства и состав смешанной нефти (Тл+Бб) близки нефти из пласта Бб. Несмотря на это, истинные свойства тульской нефти остаются неизученными. В дальнейшем рекомендуется отобрать и исследовать нефть из тульского плас та.

При изучении региональных закономерностей изменения свойств нефтей в Пермском крае отмечено, что в той части региона, где расположено Чашкинское месторождение, нефти из яснополянских отложений имеют близкие физико- химические характеристики, в частности, на Юрчукском и Уньвинском месторождениях. Учитывая это и близость свойств и состава смешанной (скв. 302)бобриковской нефти, можно приближенно параметры нефти и газа пласта Тл2а принять по нефти и газу бобриковского горизонта.
Пласт Бш

Из данного пласта получено лишь по одной пробе на устье скв. 35 и 167. Проба из скв. 35 представляла собой водонефтяную эмульсию, которую не удалось разрушить из-за малой эффективности деэмульгатора. Из скв. 167 получена тяжелая (плотность 0,938 г/см ), очень вязкая (324,4 мм /с) нефть. В составе ее аномально высокое содержание асфальтенов (12,34%), очень мало бензиновых (10%) и светлых фракций (28%). Нефть такого качества является нехарактерной для нефтей Соликамской депрессии, где залегают в основном легкие, маловязкие или средние по плотности нефти.

№№	Параметры	Ед. измер.	Объект
п/п			Бб	Мл
1	Средняя глубина залегания	м	2190	2220
2	Тип залежи		пл.-свод., литол. экр.	пл.-свод., литол. экр.
3	Тип коллектора		терриген.	терриген.
4	Площадь нефтегазоносности	тыс.м2	12336	988
5	Средняя общая толщина	м	15,1	2,2
6	Средняя газонасыщенная толщина	м	-	-
7	Средняя нефтенасыщенная толщина	м	11,6	2
8	Средняя водонасыщенная толщина	м	-	-
9	Пористость	%	16	15
10	Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ	доли ед.	0,84	0,76
11	Средняя нефтенасыщенность ВНЗ	доли ед.	-	-
12	Средняя нефтенасыщенность газовой шапки	доли ед.	-	-
13	Средняя насыщенность газом газовой шапки	доли ед.	-	-
14	Проницаемость по керну	мкм2	-	-
	по ГДИ	мкм2	0,041	0,055
	по ГИС	мкм2	-	-
15	Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,74	0,94
16	Коэффициент расчлененности	доли ед.	6,84	1,11
17	Начальная пластовая температура	оС	31	31
18	Начальное пластовое давление	МПа	23,7	23,5
19	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	1,41	1,41
20	Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0,78	0,78
21	Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0,839	0,839
22	Абсолютная отметка ВНК	м	-1980	-1980
23	Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,191	1,191
24	Содержание серы в нефти	%	0,83	0,67
25	Содержание парафина в нефти	%	4,34	4,24
26	Давление насыщения нефти газом	МПа	14,5	14,5
27	Газосодержание	м3/т	91,8	91,8
28	Содержание стабильного конденсата	г/м3	-	-
29	Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с	1,43	1,43
30	Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1,169	1,169
31	Коэффициент продуктивности	м3/(сут*МПа)	3,54	0,99
32	Начальные геологические запасы нефти	тыс.т	10406	116
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	тыс.т	10406	116
	С2	тыс.т	-	-
33	Коэффициент нефтеизвлечения	доли ед.	0,618	0,17
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	доли ед.	-	-
	С2	доли ед.	-	-
34	Начальные извлекаемые запасы нефти	тыс.т	6432	20
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	тыс.т	6432	20
	С2	тыс.т	-	-
35	Начальные балансовые запасы газа	млн.м3	-	-
	в т.ч.: по категориям А+В+С1	млн.м3	-	-
	С2	млн.м3	-	-
36	Начальные балансовые запасы конденсата	тыс.т	-	-
37	Коэффициент извлечения конденсата	доли ед.	-	-

---

6. Типовая конструкция скважин

Бурение разведочных и добывающих скважин осуществлялось, в основном, по индивидуальным проектам, которые согласовывались в установленном порядке и выполнение которых находилось под постоянным контролем геологических служб. В основном придерживались следующих конструкций:

1. Направление d=426 мм.спускалось на глубину до 50 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Промывочная жидкость - бентонитовый раствор. Цементация до устья тампонажным портландцементом с добавкой в качестве ускорителя схватывания 2% хлористого кальция.

2. Кондуктор d=299 мм.спускался па глубину до 510 м для перекрытия водоносных пластов шешминского и соликамского горизонтов. Бурение проводилось на нормальном глинистом растворе. Для тампонажа использовался портландцемент, растворяемый насыщенным рассолом хлористого натрия с добавкой ускорителя схватывания - до 3% от веса цемента. Цементация до устья.

3.Техническая колонна d=219 мм.спускалась на глубину до 1270 м для предохранения соленосной толщи иренского горизонта и перекрытия артинских терригенных отложений. Промывочная жидкость - магниевыйгельцемент. Для цементирования применялся разработанный кафедрой бурения ГТПИ тампонажный материал - фосфатное вяжущее, состоящее из смеси магнезита каустического II класса (90%) и обезвоженного двойного суперфосфата (10%) и затворенного на растворе хлористого магния с удельным весом 1.28 г/см3. Цементный камень этого тампонажного материала дает хорошее сцепление со всеми встречающимися в разрезе солеными породами и в течение длительного времени не разрушается от воздействия пресных и минерализованных вод.

4. Эксплуатационная колонна d=146 мм.спускалась до проектной глубины. Бурение проводилось на хлоркальциевом растворе. Цементирование осуществлялось до глубины 2100 м до башмака колонны обычным портландцементом. Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной - до устья.

Рис. 1.6.1 Конструкция скважин

2. Техническая часть

   1. Современное состояние разработки

---

Смотрите также файлы

• Лабораторная работа 3 Измерение линейных размеров и объемов твердых тел правильной формы Работу выполнили студенты группы рэа1121.docx

• 4,9 тыс просмотров. Уникальные посетители страницы. 4,1 тыс дочитываний, 85%.odt

• Введение 2 2 Основные вопросы сварки.doc

• Футбол во все времена.odt

• Лабораторная работа 1 Измерение линейных размеров и объемов твердых тел правильной формы Работу выполнили студенты группы рэа1122.docx