Товарная характеристика нефти
Товарные качества нефти верейской залежи не изучались и даются по аналогии с близлежащим Чутырско-Киенгопским месторождением по пробам, полученным из скважины №150. По технологической классификации (ГОСТ 912-66) нефть относится ко II классу по содержанию в ней серы, в зависимости от потенциального содержания топлива к типу Т2, по содержанию базовых масел к группе М2, по вязкости базовых масел к подгруппе И2, по содержанию парафина - к виду П2. Технологический шифр нефти IIТ2М2И2П2.
Товарные качества нефти башкирского яруса охарактеризованы по пробам, отобранным из скважины № 390 Лозолюкской площади. Прямой перегонкой из нефти могут быть получены низкооктановые компоненты автомобильных бензинов в количестве от 10,4% до 23,6% с содержанием серы не более 0,04%. Осветительный керосин, требующий очистки, содержится в количестве 20-27%. Дизельные дистилляты могут использоваться в качестве товарных топлив летних марок. Выход дизельного топлива в пределах 19-34%. Цетановые числа дизельного топлива высокие (53-56%). Остатки нефти могут быть рекомендованы к использованию в качестве сернистых топочных мазутов марок 100 и 40, возможен вариант получения дорожных битумов. Суммарное содержание базовых масел с И-85 равно 19,3%. Технологический шифр нефти IIТ2М3И2П2.
Состав пластовых вод
Водоносные комплексы верейских и башкирских отложений относятся к зоне весьма затрудненного водообмена. Химические анализы пластовых вод выполнены из проб, отобранных как из разведочных, так и эксплуатационных скважин.
|
|
|
Пластовые воды (по Сулину) хлоркальциевого типа с удельным весом 1,171 г/см3 по верейскому горизонту и 1,178 г/см3 по башкирскому ярусу. Общая минерализация их колеблется от 197,9 г/л до 287,2 г/л.
Из изученных полезных микрокомпонентов йода, брома и бора, пластовые воды нефтеводоносных комплексов содержат в промышленных концентрациях йод, бром. Насыщение сульфатом кальция ниже предельного. По содержанию йода более 10,5 мг/л, брома 543,2-652,8 мг/л могут быть отнесены в категорию «промышленных йодо-бромных вод». Однако использование при эксплуатации нефтяных залежей системы заводнения пресными водами снижает концентрацию полезных компонентов в попутно-извлекаемых водах. Кроме того, значительная удаленность химических предприятий по переработке гидроминерального сырья определяет нецелесообразность попутной добычи пластовых вод.
Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
Лозолюкско-Зуринское месторождение представлено продуктивными коллекторами верейско-башкирского яруса. Этот разрез обычно характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью фильтрационных свойств слагающих пластов, и данное месторождение не является исключением.
|
|
|
При разработке месторождения вытеснение нефти от нагнетательных скважин к добывающим происходит в первую очередь по высокопроницаемым прослоям. В результате эти пласты раньше насыщаются водой от закачки, и обводненность добывающих скважин резко возрастает.
Низкопроницаемые пласты, в свою очередь дренируются слабо. В них практически не поступает закачка, не создается необходимый градиент давления для движения нефти.
В итоге запасы вырабатываются неравномерно, образуются зоны невырабатываемых запасов и «каналы» для фильтрации воды по замкнутому циклу.
Осложняющими факторами при разработке Лозолюкско-Зуринского месторождения являются:
1. Месторождение состоит из двух площадей.
2. На каждой площади два объекта разработки (верейский и башкирский горизонты)
3. Влияние газа.
4. Высокое содержание серы.
5. Тип коллектора карбонатно-кавернозно-поровый.
6. Высокая расчлененность продуктивных отложений.
КОТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
Общие сведения о месторождении
Котовское месторождение нефти находится в Сарапульском и Каракулинском районах Удмуртии восточнее деревни Котово, в 12 км западнее разрабатываемого Ельниковского месторождения и в 15 км северо-западнее разрабатываемого Кырыкмасского месторождения. Абсолютные отметки рельефа + 100 - +170 м.
|
|
|
Основными путями сообщения, проходящими через район месторождения, являются грунтовые и шоссейные дороги. Единственной благоустроенной и проезжей в течение всего года является дорога с асфальтовым покрытием, соединяющая г. Сарапул с селом Каракулино, проходящая в 1 км западнее месторождения.
Климат района континентальный с продолжительной холодной зимой и сравнительно жарким летом. Среднегодовая температура воздуха (+2 - 2,5 ˚С). Самая низкая температура, отмеченная в зимний период – 45 ˚С. Среднегодовое количество осадков выпадает до 500 мм, из которых половина в виде дождя. Максимальная высота снежного покрова 45-55 мм, промерзание почвы достигает 65-90 см. Месторождение открыто в 1990 году.
Население – удмурты, русские. Основной род занятия – сельское хозяйство.
Добыча нефти ведется механизированным способом. Фонд скважин на 01.10.2012 составил 76 единиц, в том числе: 67 – установки штанговых глубинных насосов (УШГН) и 9 - погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН). Доля запасов в ОАО «Удмурнефть», балансовых – 3,8 %; НИЗ – 3,1 %. Основными объектами разработки являются Яснополянский надгоризонт и Верейский горизонт.
|
|
|
Стратиграфия
Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями рифейско-вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт.
Стратиграфическая и литологическая характеристика отложений соответствует сложившимся представлениям.
Турнейский ярус
Залежь относится к массивному типу. Средняя глубина залегания турнейских отложений составляет 1379 м. Коллектора представлены пористыми известняками. По материалам ГИС и результатам опробования, условный ВНК принят на юге структуры на отметке – 1268 м (скв. 1118, 1124) с погружением к северу до отметки – 1272 м (скв.1117, 1119).Общая длина залежи 7,3 км, ширина 3 км.
1.2.2 Яснополянский надгоризонт 
В продуктивном разрезе терригенного нижнего карбона выделяются четыре пласта - коллектора (С1 - III, C1 –IV, C1-V и C1 –VI), к которым приурочены нефтяные залежи (рис.2).
Продуктивные пласты С1-V и C1 –VI представлены песчаниками, разобщенными между собой аргиллитовыми пропластками. ВНК принят на отметке – 1229 м. В пределах поднятия, выделяются три приподнятых участка, разделенные небольшими прогибами на севере, в центральной и южной частях. Общая длина залежи 6,5 км, ширина 2-2,5 км. Залежь имеет обширную водонефтяную зону.
Верейский горизонт
В отложениях верейского горизонта нефтеносными являются пласты (снизу вверх) В-III, В-II, B-I, B-0 представлены известняками. Пласты В-0, В-I, B-II разобщены между собой аргиллитовыми пропластками, пласты B-II и B-III глинистыми и плотными известняками (рис.3). По всем пластам имеет место замещение проницаемых пропластков на непроницаемые. Все залежи относятся к пластовому типу.
Каширо-подольский горизонты
В отложениях каширского и подольского горизонтов (снизу вверх) нефтеносность выявлена в пластах Cks4-VII, Cks4-VI, Cks4-V, Cpd-V и Cpd-IV.
Пласт Cks4-VII залегает в основании каширского горизонта, средняя глубина залегания 932 м. Пласт хорошо выдержан по площади и по разрезу, представлен известняками доломитами и доломитизированными известняками. ВНК принят на абсолютной отметке – 836 м. Залежь относится к пластовому типу. Длина залежи 8 км, ширина 1,5-2,5 км.
Тектоника
В тектоническом отношении Котовское месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины, на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.
Структурный пласт месторождения, по всем продуктивным пластам представляет собой структуру меридиального распространения с пологим восточным и крупным западным склонами. В основных чертах соответствует нижнепермскому, но с более резко выраженными формами и меньшими размерами.
Структуры по кровле терригенной толщи нижнего карбона более резко выражены, амплитуды их достигают 30-35 метров, площади сокращаются. Резко возрастает глубина прогибов, отделяющих структуры, хотя ширина их незначительна. Для поверхности карбонатных отложений турнейского яруса характерна еще более «четкая морфологическая выраженность». Положение основных структур сохраняется. Прогибы становятся еще более глубокими, а структуры представляют собой лишь останцы первоначального рельефа, сложившегося к концу турнейского времени, достигающие амплетуды 100 м, но имеющие незначительную площадь. Такая поверхность турнейских отложений образована после турнейскими врезами, имеющими повсеместное распространение в пределах Котовского месторождения.
По результатам геолого-разведочных работ, промышленная нефтеносность, установлена в турнейских и яснополянских отложениях нижнего карбона, в отложениях верейского и каширского горизонтов среднего карбона. Кроме того, нефтеносность, выявлена в отложениях подольского горизонта.
Нефтеносность
Нефтеносность на Котовском месторождении установлена в тунейских, яснополянских, верейских и каширо-подольских отложений.
Промышленная нефтенасыщенность продуктивных пластов изучалась по геофизическим, а также по керновым данным через определения связанной воды. В связи с косвенным определением связанной воды по керновым данным (определение центрифугированием по образцам, поднятым при бурении на фильтрующихся растворах), и низкой представительностью керна, величина нефтенасыщенности принята по материалам ГИС: 73% по пласту C1-t, 85 % по пласту C1-V+VI, 77% по пласту C1-IV, 82% по пласту C1 -III, 74% по пласту B-III, 75% по пласту B-II,72% по пласту B-0+1, 75% по пласту Cks4-VII.
Нефтенасыщенные толщины турнейской залежи нефти не значительные и по большинству скважин находятся в диапазоне 3-4 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта С1-t составляет 5,19 м.
Пласты C1-V и C1-VI яснополянской залежи нефти, представляют единую гидродинамическую систему. Общая толщина залежи составляет в среднем 11,8 м, нефтенасыщенная 8,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м до 7,4 м, в среднем составляет 4,9 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта В-0+I верейской залежи составляет 2,15 м.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина каширской залежи пласта Сks4-VII составляет 4,49 м при средней общей толщине 5,2 м.
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 561; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!