Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 222
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
в среднем равна 2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 5,2 м и в среднем равна 2,5 м, водонасыщенная толщина в среднем составила – 2,2 м. Доля коллектора пласта “в” в общей толще разреза составила 0,740 доли ед. (таблица 2.2).
Пласт “гд” вскрыт 610 скважинами, из которых лишь в одной пласт является нефтенасыщенным, в 318 – водонасыщенным и в 291неколлектор. Площадь продуктивных коллекторов занимает всего 28,1 га. Запасы нефти этого пласта объединены с запасами пласта “в” и составляют 0,03 % от общих геологических запасов пласта Д1.
Толщина пласта “гд” в среднем равна 7,3 м, изменяясь от 0,8 м до35,4 м. Средняя эффективная толщина меняется от 0,8 м до 23,2 м и в среднем составляет 6,2 м, в том числе эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 5,0 м, средняя водонасыщенная – 6,1 м. Доля коллектора в общей толще отложений составляет 0,476 доли ед. (таблица 2.2).
Таким образом, общая толщина пласта изменяется от 1,0 до 14,8 м. Средняя эффективная толщина равна 5,7 м, в том числе нефтенасыщенная 5,0 м, водонасыщенная – 3,4 м. Продуктивный пласт “а” представлен одним-тремя нефтенасыщенными пропластками. Коэффициент расчлененности по продуктивным пластам в целом по пашийскому горизонту равен 2,4 доли ед., коэффициент песчанистости 0,430 доли ед. Коэффициент вскрытия коллекторов равен 0,998, то есть лишь в 0,2 % скважин зональный интервал пласта замещен неколлекторами.
Ташлиярская площадь является краевой площадью северной части
Ромашкинского нефтяного месторождения. Продуктивными на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта и пласты а, б1, б2, б3, в и -гд пашийского горизонта.
Для создания геологической и гидродинамической моделей, а также для проведения анализа выработки запасов по пластам и группам коллекторов на Ташлиярской площади было проведено уточнение геологического строения, сформирована база ГГДМ, по форме и содержанию удовлетворяющая требованиям программных комплексов фирмы Лэндмарк и Лазурит. [7]
В процессе работы была уточнена индексация каждого вскрытого пропластка во всех без исключения пробуренных на площади скважинах. В разрезе пашийского горизонта (29,8 км2), площадь продуктивного коллектора занимает 27,03 км2.
Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные.
Пласт а имеет слияние с нижележащим пластом на площади 4,33 км2, при этом коэффициент связанности составляет 0,145.
ВНЗ занимает 29,8% продуктивной площади пласта. Наличие зон слияния довольно обширной ВНЗ оказывают значительное влияние на процесс разработки как пласта а, так и нижележащих пластов.
Таблица 2.3 - Параметры пластов по группам коллекторов
Продолжение таблицы 2.3
Пласт б1 (таблица 2.3) вскрыт 810 пробуренными на площади скважинами, в 169 из них пласт является нефтенасыщенным коллектором, в 334- водонасыщенным коллектором и в 307- неколлектором. Общая площадь распространения коллектора пласта составляет 18,64 км2, площадь продуктивных коллекторов- 5,46 км2.
Пласт б3 (таблица 2.3) имеет зону слияния с вышележащим пластом на площади 3,87 км2, при этом коэффициент связанности равен 0,160. С нижележащим пластом связь хуже, площадь слияния с ним составляет 0,91 км2, разработки необходимо иметь
сведения о строении всего объекта, независимо от флюидосодержания коллекторов.
Пласт гд (таблица 2.3) вскрыт 636 скважинами, в 3 из которых коллектор пласта нефтенасыщен, в 613 – водонасыщен и в 20 - неколлектор.
Площадь распространения коллекторов равна 28,85 км2, площадь продуктивного коллектора- 0,08 км2, и при том вся эта площадь - ВНЗ. Пласт имеет слияние с вышележащим пластом на площади 2,33 км2, коэффициент связанности равен 0,081.
Таким образом, продуктивные зоны Ташлиярской площади являются достаточно высокоёмкими и высокопроницаемыми.
Продуктивные на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта, и пласты а, б1, б2, б3, в и гд пашийского горизонта, которые представлены песчаником и алевролитом.
Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные.
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 ВПП-300 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 «Кристалл-2000М».
Всего по Ташлиярской площади было проанализировано 48 пластовых и 48 поверхностных проб. При анализе использовались также данные лабораторных исследований ТГРУ.
По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом.
Таблица 2.4 – Пластовые и поверхностные пробы по горизонтам
Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,52 МПа, газосодержание 55,29 м3/т, объемный коэффициент 1,1478, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 6,09 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 811,6 кг/м3, сепарированной – 870,3 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,8 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 25,7 мм2/с.
Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что нефть на Ташлиярской площади маловязкая, легкая, парафиновая. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,74 МПа, газосодержание 53,14 м3/т, объемный коэффициент 1,1595,
Пласт “гд” вскрыт 610 скважинами, из которых лишь в одной пласт является нефтенасыщенным, в 318 – водонасыщенным и в 291неколлектор. Площадь продуктивных коллекторов занимает всего 28,1 га. Запасы нефти этого пласта объединены с запасами пласта “в” и составляют 0,03 % от общих геологических запасов пласта Д1.
Толщина пласта “гд” в среднем равна 7,3 м, изменяясь от 0,8 м до35,4 м. Средняя эффективная толщина меняется от 0,8 м до 23,2 м и в среднем составляет 6,2 м, в том числе эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 5,0 м, средняя водонасыщенная – 6,1 м. Доля коллектора в общей толще отложений составляет 0,476 доли ед. (таблица 2.2).
Таким образом, общая толщина пласта изменяется от 1,0 до 14,8 м. Средняя эффективная толщина равна 5,7 м, в том числе нефтенасыщенная 5,0 м, водонасыщенная – 3,4 м. Продуктивный пласт “а” представлен одним-тремя нефтенасыщенными пропластками. Коэффициент расчлененности по продуктивным пластам в целом по пашийскому горизонту равен 2,4 доли ед., коэффициент песчанистости 0,430 доли ед. Коэффициент вскрытия коллекторов равен 0,998, то есть лишь в 0,2 % скважин зональный интервал пласта замещен неколлекторами.
Ташлиярская площадь является краевой площадью северной части
Ромашкинского нефтяного месторождения. Продуктивными на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта и пласты а, б1, б2, б3, в и -гд пашийского горизонта.
Для создания геологической и гидродинамической моделей, а также для проведения анализа выработки запасов по пластам и группам коллекторов на Ташлиярской площади было проведено уточнение геологического строения, сформирована база ГГДМ, по форме и содержанию удовлетворяющая требованиям программных комплексов фирмы Лэндмарк и Лазурит. [7]
В процессе работы была уточнена индексация каждого вскрытого пропластка во всех без исключения пробуренных на площади скважинах. В разрезе пашийского горизонта (29,8 км2), площадь продуктивного коллектора занимает 27,03 км2.
Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные.
Пласт а имеет слияние с нижележащим пластом на площади 4,33 км2, при этом коэффициент связанности составляет 0,145.
ВНЗ занимает 29,8% продуктивной площади пласта. Наличие зон слияния довольно обширной ВНЗ оказывают значительное влияние на процесс разработки как пласта а, так и нижележащих пластов.
Таблица 2.3 - Параметры пластов по группам коллекторов
| Параметры пласта б3 | 1 | (1) | 2 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 3,4 | 2,1 | 1,5 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 3,3 | 2,0 | 2,8 |
| Средневзвешанная пористость, доли ед. | 0,210 | 0,199 | 0,153 |
| Средневзвешанная проницаемость, мкм2 | 0,668 | 0,384 | 0,062 |
| Средневзвешанная нефтенасыщенность, доли ед. | 0,844 | 0,771 | 0,680 |
| Площадь нефтеносности, км2 | 2,55 | 3,12 | 2,69 |
| Коэффициент выдержанности пласта, д. едениц | 0,999 | ||
| Параметры пласта б2 | 1 | (1) | 2 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 1,9 | 1,4 | 1,4 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 2,3 | 1,4 | 1,6 |
| Средневзвешанная пористость, доли ед. | 0,216 | 0,19 | 0,169 |
| Средневзвешанная проницаемость, мкм2 | 0,671 | 0,192 | 0,063 |
| Средневзвешанная нефтенасыщенность, д. ед. | 0,771 | 0,746 | 0,636 |
| Площадь нефтеносности, км2 | 0,65 | 0,27 | 0,13 |
| Коэффициент выдержанности пласта, д. ед. | 0,522 | ||
| Параметры пласта б3 | 1 | (1) | 2 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 1,3 | 2,2 | 1,1 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 3,1 | 2,0 | 2,2 |
| Средневзвешанная пористость, доли ед. | 0,217 | 0,199 | 0,161 |
| Средневзвешанная проницаемость, мкм2 | 0,442 | 0,214 | 0,048 |
Продолжение таблицы 2.3
| Средневзвешанная нефтенасыщенность, доли ед. | 0,780 | 0,690 | 0,616 |
| Площадь нефтеносности, км2 | 0,27 | 0,08 | 0,14 |
| Коэффициент выдержанности пласта, доли ед. | 0,843 | ||
| Параметры пласта гд | 1 | (1) | 2 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 2,5 | 0 | 0 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 5,1 | 2,8 | 2,3 |
| Средневзвешанная пористость, доли ед. | 0,187 | - | - |
| Средневзвешанная проницаемость, мкм2 | 0,143 | 0 | 0 |
| Средневзвешанная нефтенасыщенность, доли ед. | 0,708 | 0 | 0 |
| Площадь нефтеносности, км2 | 0,079 | 0 | 0 |
| Коэффициент выдержанности пласта, доли ед. | 0,968 | ||
Пласт б1 (таблица 2.3) вскрыт 810 пробуренными на площади скважинами, в 169 из них пласт является нефтенасыщенным коллектором, в 334- водонасыщенным коллектором и в 307- неколлектором. Общая площадь распространения коллектора пласта составляет 18,64 км2, площадь продуктивных коллекторов- 5,46 км2.
Пласт б3 (таблица 2.3) имеет зону слияния с вышележащим пластом на площади 3,87 км2, при этом коэффициент связанности равен 0,160. С нижележащим пластом связь хуже, площадь слияния с ним составляет 0,91 км2, разработки необходимо иметь
сведения о строении всего объекта, независимо от флюидосодержания коллекторов.
Пласт гд (таблица 2.3) вскрыт 636 скважинами, в 3 из которых коллектор пласта нефтенасыщен, в 613 – водонасыщен и в 20 - неколлектор.
Площадь распространения коллекторов равна 28,85 км2, площадь продуктивного коллектора- 0,08 км2, и при том вся эта площадь - ВНЗ. Пласт имеет слияние с вышележащим пластом на площади 2,33 км2, коэффициент связанности равен 0,081.
Таким образом, продуктивные зоны Ташлиярской площади являются достаточно высокоёмкими и высокопроницаемыми.
Продуктивные на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта, и пласты а, б1, б2, б3, в и гд пашийского горизонта, которые представлены песчаником и алевролитом.
Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные.
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 ВПП-300 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 «Кристалл-2000М».
Всего по Ташлиярской площади было проанализировано 48 пластовых и 48 поверхностных проб. При анализе использовались также данные лабораторных исследований ТГРУ.
По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом.
Таблица 2.4 – Пластовые и поверхностные пробы по горизонтам
| Ярус или горизонт | Количество проб | |
| Пластовых | Поверхностных | |
| Кыновский | 24 | 24 |
| Пашийский | 24 | 24 |
Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,52 МПа, газосодержание 55,29 м3/т, объемный коэффициент 1,1478, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 6,09 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 811,6 кг/м3, сепарированной – 870,3 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,8 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 25,7 мм2/с.
Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что нефть на Ташлиярской площади маловязкая, легкая, парафиновая. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,74 МПа, газосодержание 53,14 м3/т, объемный коэффициент 1,1595,