Файл: 1 геологический раздел 1 Краткаяхарактеристикагеологическогостроенияразрабатываемых месторождений пао Сургутнефтегаз.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 79
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Продолжение Таблица 1 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | |||
| АС7 | АС8 | АС9 | БС1 | |
| Плотностьнефтивповерхностныхусловиях,т/м3 | 0,870 | 0,871 | 0,906 | 0,882 |
| АбсолютнаяотметкаГНК,м | 1895 | 1897–1898 | 1906 | – |
| АбсолютнаяотметкаВНК,м | 1910–1915 | 1912–1922 | 1914–1930 | 2018–2045 |
| Объемныйкоэффициентнефти,долиед. | 1,126 | 1,145 | 1,096 | 1,099 |
| Содержаниесерывнефти,% | 1,13 | 1,28 | 1,49 | 1,76 |
| Содержаниепарафинавнефти,% | 3,81 | 3,01 | 2,57 | 3,97 |
| Давлениенасыщениянефтигазом,МПа | 8,7 | 12,2 | 14,6 | 10,3 |
| Газовыйфактор,м3/т | 31 | 57 | 55 | 41 |
| Содержаниесероводорода,% | – | – | – | – |
| Вязкостьводывпластовыхусловиях,мПа·с | 0,55 | 0,55 | 0,53 | 0,52 |
| Плотностьводывповерхностныхусловиях,т/м3 | 1,010 | 1,010 | 1,010 | 1,010 |
| Сжимаемостьнефти,1/МПа·10–4 | 9,4 | 11 | 9,5 | 9,4 |
| Сжимаемостьводы,1/МПа·10–4 | 4,6 | 4,6 | 4,6 | 4,6 |
| Сжимаемостьпороды,1/МПа·10–4 | 3,3 | 3,3 | 3,3 | 2,5 |
| Коэффициентвытеснения,долиед. | 0,464 | 0,441 | 0,471 | 0,639 |
| Коэффициентпродуктивности,м3/сут·МПа | 1,22 | 2,04 | 3,44 | 17,05 |
Таблица 2 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | ||
| БС2 | БС160 | БС16–17 | |
| Средняяглубиназалеганиякровли,м | 2033 | 2416 | 2410 |
| Типзалежи | пластово-сводовый | пластово-сводовый,структурно-литологический | пластово-сводовый,литологически-ограниченный |
| Типколлектора | поровый | ||
| Средняяобщаятолщина,м | 11,5 | 10,5 | 36,8 |
| Средняягазонасыщеннаятолщина,м | – | – | – |
| Средняяэффективнаянефтенасыщеннаятолщина,м | 5,1 | 2,4 | 5,7 |
| Средняяэффективнаяводонасыщеннаятолщина,м | 4,2 | 3,7 | 11,5 |
| Коэффициентпористости,долиед. | 0,26 | 0,21 | 0,23 |
| КоэффициентнефтенасыщенностиЧНЗ,долиед. | 0,64 | 0,50 | 0,57 |
| КоэффициентнефтенасыщенностиВНЗ,долиед. | 0,59 | 0,45 | 0,56 |
| Коэффициентнефтенасыщенностипласта,долиед. | 0,62 | 0,49 | 0,56 |
| Коэффициентгазонасыщенностигазовойшапки,долиед. | – | – | – |
| Проницаемость,10–3мкм2 | 505 | 35 | 39 |
| Коэффициентпесчанистости,долиед. | 0,6 | 0,3 | 0,4 |
| Расчлененность,ед. | 3,2 | 2,1 | 7,2 |
| Начальнаяпластоваятемпература,оС | 60 | 67 | 67 |
| Начальноепластовоедавление,МПа | 20,7 | 25,0 | 25,0 |
| Вязкостьгазавпластовыхусловиях,мПа·с | – | – | – |
| Вязкостьнефтивпластовыхусловиях,мПа·с | 5,71 | 2,82 | 2,82 |
| Плотностьнефтивпластовыхусловиях,т/м3 | 0,821 | 0,812 | 0,812 |
| Плотностьнефтивповерхностныхусловиях,т/м3 | 0,891 | 0,862 | 0,862 |
Продолжение Таблица 2 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | ||
| БС2 | БС160 | БС16–17 | |
| АбсолютнаяотметкаГНК,м | – | – | – |
| АбсолютнаяотметкаВНК,м | 2045 | 2408,5–2443,4 | 2418,0–2455,2 |
| Объемныйкоэффициентнефти,долиед | 1,114 | 1,107 | 1,107 |
| Содержаниесерывнефти,% | 1,87 | 2,80 | 2,80 |
| Содержаниепарафинавнефти,% | 3,76 | 4,07 | 4,07 |
| Давлениенасыщениянефтигазом,МПа | 8,8 | 6,9 | 6,9 |
| Газовыйфактор,м3/т | 33 | 42 | 42 |
| Содержаниесероводорода,% | – | – | – |
| Вязкостьводывпластовыхусловиях,мПа·с | 0,52 | 0,47 | 0,47 |
| Плотностьводывповерхностныхусловиях,т/м3 | 1,009 | 1,012 | 1,012 |
| Сжимаемостьнефти,1/МПа·10–4 | 8,2 | 10,6 | 10,6 |
| Сжимаемостьводы,1/МПа·10–4 | 4,6 | 4,6 | 4,6 |
| Сжимаемостьпороды,1/МПа·10–4 | 2,5 | 3,5 | 3,5 |
| Коэффициентвытеснения,долиед. | 0,619 | 0,431 | 0,467 |
| Коэффициентпродуктивности,м3/сут·МПа | 10,56 | 1,46 | 1,78 |
Таблица 3 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | ||
| БС180 | БС18–20 | ЮС2 | |
| Средняяглубиназалеганиякровли(абс.отм.),м | 2427 | 2454 | 2632 |
| Типзалежи | структурно-литологический,литологическиограниченный | пластово-сводовый,структурно-литологический | пластово-сводовый,литологически-ограниченный |
| Типколлектора | поровый | ||
| Средняяобщаятолщина,м | 8,7 | 33,5 | 12,7 |
| Средняягазонасыщеннаятолщина,м | – | – | – |
| Средняяэффективнаянефтенасыщеннаятолщина,м | 2,6 | 8,7 | 3,4 |
| Средняяэффективнаяводонасыщеннаятолщина,м | 3,5 | 9,6 | 2,7 |
| Коэффициентпористости,долиед. | 0,22 | 0,21 | 0,17 |
| КоэффициентнефтенасыщенностиЧНЗ,долиед. | 0,53 | 0,57 | 0,52 |
| КоэффициентнефтенасыщенностиВНЗ,долиед. | 0,53 | 0,56 | 0,45 |
| Коэффициентнефтенасыщенностипласта,долиед. | 0,53 | 0,57 | 0,51 |
| Коэффициентгазонасыщенностигазовойшапки,долиед. | – | – | – |
| Проницаемость,10–3мкм2 | 45 | 41 | 7 |
| Коэффициентпесчанистости,долиед. | 0,4 | 0,5 | 0,4 |
| Расчлененность,ед. | 2,0 | 9,2 | 3,2 |
| Начальнаяпластоваятемпература,°С | 69 | 69 | 75 |
| Начальноепластовоедавление,МПа | 25,2 | 25,2 | 26,9 |
| Вязкостьгазавпластовыхусловиях,мПа·с | | – | – |
| Вязкостьнефтивпластовыхусловиях,мПа·с | 4,49 | 4,49 | 2,16 |
| Плотностьнефтивпластовыхусловиях,т/м3 | 0,827 | 0,827 | 0,796 |
| Плотностьнефтивповерхностныхусловиях,т/м3 | 0,876 | 0,876 | 0,856 |
Продолжение Таблица 3 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | ||
| БС0 18 | БС18–20 | ЮС2 | |
| АбсолютнаяотметкаГНК,м | – | – | – |
| АбсолютнаяотметкаВНК,м | 2424–2450,1 | 2465–2526 | 2635–2697 |
| Объемныйкоэффициентнефти,долиед. | 1,100 | 1,100 | 1,138 |
| Содержаниесерывнефти,% | 2,41 | 2,41 | 1,78 |
| Содержаниепарафинавнефти,% | 3,04 | 3,04 | 2,83 |
| Давлениенасыщениянефтигазом,МПа | 8,2 | 8,2 | 10,4 |
| Газовыйфактор,м3/т | 40 | 40 | 58 |
| Содержаниесероводорода,% | – | – | – |
| Вязкостьводывпластовыхусловиях,мПа·с | 0,47 | 0,47 | 0,42 |
| Плотностьводывповерхностныхусловиях,т/м3 | 1,012 | 1,012 | 1,016 |
| Сжимаемостьнефти,1/МПа·10–4 | 9,8 | 9,8 | 11,6 |
| Сжимаемостьводы,1/МПа·10–4 | 4,6 | 4,6 | 4,7 |
| Сжимаемостьпороды,1/МПа·10–4 | 3,5 | 3,5 | 3,6 |
| Коэффициентвытеснения,долиед. | 0,464 | 0,450 | 0,443 |
| Коэффициентпродуктивности,м3/сут·МПа | 2,25 | 2,32 | 1,32 |
2. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Сущность и технология нестационарного заводнения
Нестационарное заводнение на месторождениях района осуществляется с 70 - х годов. Технология циклического заводнения проводится с целью изменения направления фильтрационных потоков в продуктивных пластах. Добывающие скважины эксплуатировались в противофазе работы нагнетательных, т.е., если в нагнетательную скважину закачивается вода, то близлежащая добывающая останавливается.
Применение нестационарного заводнения наиболее эффективно в низкопроницаемых коллекторах.
Использование нестационарного заводнения для регулирования выработки залежей терригенного карбона дает возможность повышать текущие отборы нефти за счет снижения текущей обводненности, способствует улучшению технико-экономических показателей разработки и росту нефтеотдачи, а для нефтей повышенной вязкости, кроме того, увеличивает продолжительность рентабельной работы скважин.
Внедрение нестационарного заводнения на месторождениях, вступивших в позднюю стадию с высокой обводненностью продукции, выравнивает компенсацию отбора жидкости из пласта закачкой воды. На многихместорождениях Урало-Повол - жья этот показатель оказывается завышенным.
Эффективность нестационарного заводнения при неизменных параметрах со временем снижается.
Физическая сущность нестационарного заводнения заключается в изменении направления фильтрационных потоков в пласте, что приводит к повышению охвата пластов заводнением и увеличению конечной нефтеотдачи пластов.
Все этапы нестационарного заводнения проводятся в комплексе с другими гидродинамическими методами.
Сущность метода нестационарного заводнения заключается в периодическом повышении и снижении давления нагнетания воды. Согласно работе Сургучева ( 1988) в период повышения происходит внедрение закачиваемой воды в низкопроницаемые зоны и интенсивное перераспределение жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки во время снижения пластового давления. В результате интенсифицируется выработка низкопроницаемых коллекторов. При нестационарном заводнении средний уровень закачки воды должен быть равен среднему уровню закачки в период обычного заводнения, а общий объем нагнетаемой воды сохраняется равным объему отбираемой жидкости.