Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 232
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Тип коллектора поровый. Коллекторские свойства пород, слагающих «врезовый» пласт Сбр0 и пласт СбрI различаются.
Так, пористость в продуктивной части пласта СбрI по ГИС равна 21,5%, Сбр0 – 22,3%, нефтенасыщенность соответственно – 73,8% и 77,8%, проницаемость – 0,267 мкм2 и 0,368 мкм2. Это указывает на более высокие емкостно-фильтрационные свойства пород пласта Сбр0. Терригенные коллекторы бобриковского возраста можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым.
Кондиционные значения пористости и проницаемости, обоснованные и принятые при подсчете запасов нефти, составили 23% и 0,679 мкм2. Следует отметить, что по всем параметрам наблюдается довольно значительный диапазон изменений, как по керновым материалам, так и по ГИС, что указывает на значительную литолого-петрографическую неоднородность рассматриваемых отложений.
Продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью по разрезу и высокой неоднородностью.
Материалом для литолого-петрографических исследований и петрофизических связей послужил керн, отобранный всего из 8 скважин, что крайне мало. Следует отметить отсутствие исследований по керну по отложениям бурегско-семилукского возраста, которые и так являются малоизученными всеми видами геолого-геофизических исследований и недоразведанными. Поэтому во вновь бурящихся скважинах для уточнения емкостно-фильтрационных характеристик рекомендуется отбор кернового материала продуктивных интервалов пластов по всему разрезу скважин.
Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная – 2,2 м, эффективная – 3,0 м (таблица 2.1.4). Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.
Таблица 2.1.4 - Толщины пластов Миннибаевской площади
| Параметры | | | Ярусы, | горизонты | | |
| Бобри-ковский | Турней-ский | Заволж-ский | Бурег.-семилук. | Кынов-ский | Паший-ский | |
| Средняя общая толщина, м Средняя эффект, нефтенасыщ. толщина, м Средняя эффект, водонасыщ. толщина, м | 29,2 6,1 19,3 | 28,3 12,6 10,7 | 59,5 14,9 6,6 | 61,5 7,3 - | 19,3 2,2 2,4 | 22,8 1,9 9,8 |
В бурегских отложениях выделяется 4 пласта: Дбр-4, Дбр-3, Дбр-2, Дбр-1, последний их которых нефтеносен.
Общая толщина заволжских отложений составила в среднем 59,5 м, нефтенасыщенная – 14,9 м. Среднее количество продуктивных прослоев – 9,25. Раздел между нефтенасыщенными пластами малевского и заволжского горизонтов варьирует от 4 до 8 м и представлен плотными карбонатными породами.
Общая толщина бурегско-семилукских отложений составляет 61,5 м, нефтенасыщенная – 7,3 м, эффективная – 7,3 м. Водонасыщенные пласты отсутствуют.
Общая толщина продуктивных турнейских отложений в среднем составляет 28,3 м, средняя суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев – 12,6 м. Количество прослоев в среднем – 5,667.
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.
Таблица 2.1.5 - Характеристика нефтей продуктивных отложений Миннибаевской площади
| | Средние значения по продуктивным отложениям | ||||
| Наименование | Бобриков-ский горизонт | Турней-ский ярус | Бурег-ский горизонт | Кынов-ский горизонт | Паший-ский горизонт |
| Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, м3/т Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Объемный коэффициент при дифф. разгазировании в рабочих условиях, доли ед. Вязкость динамическая, мПа·с при 20 °С 50 °С Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с при 20 °С 50 °С Температура застывания, °С Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов Объемный выход фракций, % Н.К. - 100 °С до 200 °С до 300 °С | 4,6 7,0 0,905 55,54 0,913 1,0001 не опр. не опр. 62,15 15,6 - 4,49 19,9 4,70 2,5 9,8 22,2 53,6 | 4,99 18,6 0,853 13,30 0,877 1,0475 не опр. не опр. 53,4 11,2 - 4,70 12,9 4,23 3,4 2,0 10,8 30,4 | 7 50,7 0,826 7,39 0,899 1,1129 не опр. не опр. 46,4 13,4 -18 4,4 16,5 2,90 3,40 1,2 11,5 38,6 | 7,25 59,28 0,823 5,45 0,872 1,1387 не опр. не опр. 18,6 7,3 - 1,78 8,57 2,44 1,68 12 28,0 58,4 | 7,56 57,6 0,815 6,6 0,869 1,1078 не опр. не опр. 16,8 5,6 -17 1,85 10,4 3,00 1,71 14,0 31,2 49,6 |
Всего по Миннибаевской площади проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениям соответственно (таблица 2.1.5).
Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 4 скважин.
Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб, следующие: давление насыщения –7,56 МПа, газосодержание - 57,6 м3/т, объемный коэффициент - 1,1078, динамическая вязкость нефти составляет 6,6 мПа·с. Плотность пластовой нефти – 815,4 кг/м3, сепарированной – 869,4 кг/м3.
По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,85 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 16,8 .10-6 м2/с.
Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 14 проб, следующие: давление насыщения – 7,25 МПа, газосодержание - 59,28 м3/т, объемный коэффициент - 1,1387, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,45 мПа.с. Плотность пластовой нефти – 823,1 кг/м3, сепарированной –872,25 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы –1,78 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 18,6 . 10-6 м2/с.
Исследование свойств нефти бурегского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 2 проб, следующие: давление насыщения – 7,0 МПа, газосодержание - 50,7 м3/т, объемный коэффициент - 1,1129, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 7,39 мПа.с. Плотность пластовой нефти – 826,3 кг/м3, сепарированной – 899,3 кг/м3. По содержанию серы – 4,4% масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 46,4 .10-6 м2/с.
Исследование свойств нефти турнейского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие: давление насыщения – 4,99 МПа, газосодержание - 18,6 м
3/т, объемный коэффициент - 1,0475, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 13,3 мПа.с. Плотность пластовой нефти – 853,9 кг/м3, сепарированной – 877 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей.
По содержанию серы – 4,7 % масс, нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 53,4 .10-6 м2/с.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие: давление насыщения – 4,6 МПа, газосодержание - 7,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,0001, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 55,54 мПа
1 2 3 4 5 6 7 8
.с. Плотность пластовой нефти – 905,1 кг/м3, сепарированной – 912,9 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. По содержанию серы – 4,49 % масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 62,15 .10-6 м2/с.
В пашийско-кыновских отложениях водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебиты воды в скважинах колеблются от 1-10 до 20,0-48,5 м3/cут при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25 - 30 м. Режим залежи упруговодонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация составляет 230,89 - 291,82 г/л, плотность 1167-1190 кг/м3, вязкость 1,73 – 1,95 мПа.с. Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,42 м3/т. Упругость газа составляет 5,0 - 10,0 мПа, объемный коэффициент - 0,9987.
В семилукско-бурегских отложениях водоносные горизонты приурочены к пористым, кавернозным, трещиноватым известнякам.
Из-за недостатка фактического материала данные по дебитам и статическим уровням отсутствуют. Режим залежи упруговодонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевову типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация составляет 209,77 г/л, плотность 1168,0 кг/м3, вязкость – 1,74 мПа·с.
Газовый состав подземных вод метаново-азотный. Газонасыщенность изменяется от 0,1 до 0,13 м3/т, упругость газа от 0,3 до 3,3 мПа. Объемный коэффициент составляет 0,9989.
В разрезе турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Дебит воды скважин колеблется от 0,5 до 10 м3/сут при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на глубинах 80 - 85 м от устья скважин. Пластовое давление достигает 13,5 - 14,0 МПа.
Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину).
Общая минерализация вод составляет 236,05 г/л, плотность 1161,0 кг/м3, вязкость 1,69 мПас.
Газовый состав метаново-азотный. Газонасыщенность достигает 0,20 - 0,25 м3/т. Упругость газа составляет 2,0 - 3,0 мПа. Объемный коэффициент равен 0,9982.
В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Производительность скважин колеблется от 10 до 60 м