Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
Коллекторов, вмещающих пород и покрышек
По всем продуктивным пластам с целью определения пористости, проницаемости и водонасыщенности было проанализировано 4557 образцов керна. Кроме того, определение пористости осуществлялось и по данным ГИС. Начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов определялась по данным ГИС и методом центрифугирования.
При расчете средних значений коллекторских свойств за нижний предел проницаемости для всех типов коллекторов принято значение 1 мД. За нижний предел пористости для карбонатных пород верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов принято значение 8%, а для терригенных коллекторов визейского яруса ‑10 %.
Продуктивные пласты верейского горизонта представлены раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенными, органогенно-детритовыми и известняками тонко-мелкокозернистыми.
Башкирский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, пористыми и плотными, прослоями глинистыми, с включениями кремня, с примазками глин по многочисленным трещинам, иногда с прослойками зеленовато- серого аргиллита. Встречаются стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. Продуктивные отложения представлены следующими разностями: известняками органогенными, раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенно-детритовыми.
Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников с подчиненными прослоями доломитов
|
|
|
Коллекторы тульских продуктивных пластов представлены алевролитами, алевропесчаниками, реже песчаниками. Продуктивные пласты бобриковского горизонта сложены кварцевыми мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками, алевролитами.
Продуктивная толща турнейского яруса включает отложения черепетского и малевско-упинского горизонтов. Черепетский горизонт представлен переслаиванием серых, в большей степени глинистых известняков и черных, темно-серых аргиллитов. Малевско-упинский горизонт сложен известняками светло-серыми, скрыто и мелко кристаллическими, мелкокавернозно-пористыми иногда трещиноватыми.
Продуктивные пласты заволжского надгоризонта представлены переслаиванием плотных мелкокристаллических известняков, раковинно-известняковых песчаников, пелитоморфных органогенных известняков, доломитов; алевролитов известковистых.
Характеристика коллекторских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, приведена в таблице 1.
Таблица 1. Характеристика коллекторских свойств продуктивных коллекторов
|
|
|
| Наименование | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. |
| Верейский | Башкирский | Визейский | Турнейский | |||||||||
| Кол-во определений | 633 | 742 | 1077 | 149 | 180 | 1402 | 73 | 157 | 1428 | 246 | 342 | 2470 |
| Среднее значение | 0,198 | 0,164 | 0,755 | 0,162 | 0,139 | 0,705 | 0,574 | 0,201 | 0,720 | 0,280 | 0,144 | 0,757 |
| Коэф. вариации | 2,631 | 0,230 | 0,144 | 2,319 | 0,316 | 0,152 | 2,277 | 0,206 | 0,137 | 3,117 | 0,249 | 0,158 |
| Интервал изменения | 0,0001 | 0,068 | 0,51 | 0,0001 | 0,048 | 0,501 | 0,005 | 0,099 | 0,5 | 0,11 | 0,059 | 0,5 |
| 5,228 | 0,298 | 0,947 | 3,129 | 0,274 | 0,957 | 4,885 | 0,28 | 0,953 | 5,257 | 0,259 | 0,971 | |
Свойства и состав пластовых флюидов
Свойства нефти в пластовых условиях
Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 2.
Таблица 2. Свойства нефти в пластовых условиях.
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения |
| Пластовое давление, МПа | 11,80 | 11,5 | 13,76 | 15,41 |
| Пластовая температура, °С | 24,0 | 25,0 | 30,1 | 29,8 |
| Давление насыщения, МПа | 7,81 | 7,11 | 8,37 | 8,27 |
| Газосодержание, м3 /т | 19,94 | 15,85 | 12,50 | 6,39 |
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 879,3 | 880,6 | 893,2 | 916,6 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 16,60 | 17,36 | 25,77 | 65,4 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 | 1,044 | 1,032 | 1,028 | 1,013 |
| Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: | 1,559 | 1,541 | 1,453 | 1,270 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С | 892,1 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
|
|
|
Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что связано сее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.
|
|
|
В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного
коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.
Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).
В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.
В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см3), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.
Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, изучен при сепарации глубинных проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 3. Газ верейских и башкирских залежей по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), визейских - азотно-углеводородным (содержание азота > 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).
Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа.
| Наименование параметра | Верейскиеотложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейскиеотложения |
| Молярная концентрация, % | - | - | - | - |
| - сероводород | - | - | - | - |
| - двуокись углерода | 0,88 | 0,14 | 0,31 | 1,35 |
| - азот+редкие | 35,72 | 40,00 | 57,05 | 87,20 |
| в т.ч. гелий | 0,016 | 0,019 | 0,047 | 0,059 |
| - метан | 11,76 | 9,65 | 6,63 | 1,94 |
| - этан | 13,56 | 13,21 | 7,87 | 2,67 |
| - пропан | 20,48 | 19,91 | 14,45 | 2,59 |
| - изобутан | 4,02 | 4,09 | 3,50 | 1,49 |
| - норм, бутан | 8,03 | 7,18 | 5,96 | 1,75 |
| - изопентан | 2,65 | 2,59 | 2,05 | 1,18 |
| - норм.пентан | 2,07 | 1,78 | 1,37 | 0,74 |
| - гексаны | - | - | - | - |
| - октаны | - | - | - | - |
| - остаток С9+ | 1,10 | 1,48 | 0,95 | 0,94 |
| Плотность | - | - | - | - |
| - газа, кг/м3 | 1,559 | 1,541 | 1,453 | 1,270 |
| - газа (по воздуху), доли ед. | 1,294 | 1,279 | 1,206 | 1,054 |
| - нефти, кг/м3 | 894,3 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
Пластовые воды
Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице 4. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.
Таблица 4.Характеристика пластовой воды
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения | |
| Плотность при 20оС, г/см3 | 1.171 | 1.172 | 1.173 | 1.172 | |
| рН | 6.8 | 7.0 | 6.4 | 5.93 | |
| Минерализация | г/л | 254.5 | 256.6 | 254.3 | 251.2 |
| мг-экв/л | 8981 | 8988 | 8892 | 8792 | |
| Темпер расч. град | 26 | 27 | 31 | 32 | |
| Давл. расч МПа | 11.42 | 11.72 | 14.69 | 15.20 | |
| Вязкость расчетная* (m в) мПа*с | 1.35 | 1.34 | 1.26 | 1.24 | |
| Концентрации ионов, г/л | Эквивалентная конц.NaCl (для опред.Rв) | 259 | 260 | 257 | 254 |
| НСО3- | 0.2 | 0.0 | 0.0 | 0.1 | |
| % НСО3- | 0.1 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | |
| Cl- | 158.8 | 158.9 | 157.4 | 155.4 | |
| % Cl- | 63.3 | 63.4 | 62.8 | 62.0 | |
| SO42- | 0.5 | 0.6 | 0.4 | 0.5 | |
| % SO42- | 0.2 | 0.2 | 0.1 | 0.2 | |
| Ca2+ | 17.1 | 14.9 | 15.6 | 15.9 | |
| % Ca2+ | 6.8 | 5.9 | 6.2 | 6.3 | |
| Mg2+ | 5.2 | 4.5 | 3.7 | 4.0 | |
| % Mg2+ | 2.1 | 1.8 | 1.5 | 1.6 | |
| Na+K+ | 73.6 | 77.7 | 77.2 | 75.1 | |
| % (Na+ K+) | 29.3 | 31.0 | 30.8 | 30.0 | |
| Концентрации ионов, мг-экв/л | НСО3- | 3 | 1 | 0 | 1 |
| Cl- | 4478 | 4481 | 4439 | 4383 | |
| SO42- | 9 | 12 | 7 | 11 | |
| Ca2+ | 855 | 743 | 780 | 793 | |
| Mg2+ | 431 | 371 | 308 | 332 | |
| K+Na+ | 3205 | 3380 | 3358 | 3271 | |
| Микроэлементы, мг/л | Br (бром) | 663 | 614 | 616 | 569 |
| J (йод) | 13 | 12 | 11 | 12 | |
| Бор (B2O3) | 89 | 109 | 131 | 180 | |
Выводы по геологическому разделу:
По месторождению выделяется 4 объекта эксплуатации, но основные промышленные скопления нефти приурочены к пласту В‑II башкирского яруса (около 43% от НИЗ).
Верейский объект.
В 2016 году добыто 354,8 тыс. т нефти при проектном уровне 390,3 тыс. т. Темп отбора отНИЗ – 1,5 %, проектный уровень – 1,6 %. Добыча жидкости составила – 1725,5 тыс. т (проектный уровень – 1768,0 тыс. т), обводненность составила – 79,5 % (проектное значение – 77,9 %). Текущая компенсация отборов закачкой составила – 103,6 % при проектной – 115,0 %.
Отставание фактической годовой добычи за 2016 год составило 9% от проектной и обусловлено тем, что средний дебит по нефти на 0,4 т/сут ниже проектного при превышении действующего добывающего фонда на 11 скважин (3%).
Башкирский объект.
По состоянию на 01.01.2017 г. по башкирскому объекту разработки отобрано 4766,3 тыс. нефти, что соответствует проектному значению. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,119 при проектном 0,118, отбор от НИЗ 34,9% при обводнённости продукции 89,7% (проектная 87,4%). Жидкости отобрано 14868 тыс. т , что почти соответствует проектному. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой соответствует проектной. Фонд добывающих скважин – 131, что на 9% меньше проектного, действующий фонд нагнетательных скважин – 45, что на 2 скв. меньше проектного, при этом накопленная компенсация отборов закачкой практически соответствует проектной, а текущая превышает проектную на 17,9%.
Визейский объект
На начало 2017 года накопленная добыча нефти составила 5786,7 тыс. т., накопленная добыча жидкости – 20113,3 тыс. т, отобрано 60,7 % от НИЗ (проектное значение 60,6%), при обводненности 90,3 % (выше проектной на 3 %).
Турнейский объект
За 2016 г. добыча нефти составила 424 тыс. т, что составляет 90% от проектного уровня. По состоянию на 01.01.2007 г. по турнейскому объекту отобрано 8194 тыс. т нефти (98 % от проектного значения), текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,188 (при проектном 0,190). Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 48,2 %, при обводнённости продукции 87,6% (проектное значение – 48,7 % и 85,2% соответственно). Жидкости отобрано 27113,6 тыс. т (101 % от проектного значения). Накопленная закачка составила 4844,4 тыс. м3 (99 % от проектного уровня), годовая компенсация отбора составила 11 %, что соответствует проектному значению. Фонд добывающих скважин – 219 (93 % от проектного количества), действующий фонд нагнетательных скважин – 7 (78 % от проектного количества).
Южно-Киенгопское месторождение
СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Южно-Киенгопское месторождение находится в промышленной разработке с 1973 года и расположено на территории Якшур-Бодьинского административного района Удмуртской Республики, в 35 км к северу от г. Ижевска и в 8 км к югу от крупного Чутырско-Киенгопского месторождения.
Территория месторождения расположена в бассейне правых притоков р. Иж и имеет холмистый рельеф.
Речная сеть представляет собой систему малых речек, таких как Большой Иж, Бегешка и др.
Уровень грунтовых вод на понижениях и пойменных участках располагается на глубинах 1-5м. Cельскохозяйственными угодьями занята в основном сводовая и присводовая части месторождения.
Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура равна +1,5 
. Средняя температура воздуха зимой составляет
-15 . Толщина снежного покрова достигает 0,6-0,8м, промерзание грунта до 1-1,2м.
Период с отрицательной температурой начинается во второй половине октября и заканчивается во второй половине апреля. Средняя температура воздуха в летний период равна +17,5 . Среднегодовое количество осадков составляет около 500-600мм и приходится в основной на лето.
Национальный состав местного населения – удмурты и русские, которые заняты в основном на сельскохозяйственном производстве и лесоразработках.
Кроме нефти, в окрестностях месторождения выявлены известняки, торф, строительный песок.
1.2 геолого-физическая характеристика
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 559; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!