Геологический раздел Южно-Ромашкинской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геологический раздел

Белов В.В.

Содержание

1. Краткая характеристика геологического строения Южно-Ромашкинской площади

2. Геолого-промысловая характеристика продуктивных отложений

3. Основные параметры продуктивных пластов

4. Физико-химические свойства флюидов

1. Краткая характеристика геологического строения Южно-Ромашкинской площади

В качестве самостоятельного объекта Южно - Ромашкинская площадь была введена в разработку в 1954 г. на основании предварительной технологической схемы разработки составленной ВНИИ. Этим документом предлагалось Южно - Ромашкинскую площадь разбурить тремя рядами эксплуатационных скважин по сетке 600 х 400м, или 24 га. на скважину. Эксплуатацию скважин предлагалось осуществлять фонтанным способом при давлении на линии нагнетания 17,5 МПа.

В 1955 г. ВНИИ было закончено составление Генсхемы разработки Ромашкинского нефтяного месторождения, на основании которой был составлен проект разработки Южно - Ромашкинской площади.

К 1959 г. было закончено бурение проектных скважин, предусмотренных технологической схемой, за исключением восточной части. Восточная часть Южно - Ромашкинской площади существенно отличается от остальной части площади худшими коллекторскими свойствами, поэтому разбуривание этого участка было приостановлено, но в 1961 - 1962 гг. и эта часть была разбурена тремя рядами эксплуатационных скважин.

В 1963 г. ТатНИИ был составлен уточненный проект разработки Южно - Ромашкинской площади с целью интенсификации ее эксплуатации путем вовлечения в разработку центральной части, развития системы заводнения в западной и восточной частях.

НГДУ "Лениногорскнефть", объединение "Татнефть" в своих заключениях рекомендовали вариант, предусматривающий разрезание на западном участке трехлучевым рядом нагнетательных скважин и максимальный уровень добычи нефти 8,43 млн.т. в год.

В соответствии с протоколом Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений от 19.05.1964 г. ТатНИПИ в 1965 г. была составлена дополнительная записка к учетному проекту разработки. В этой записке были рассчитаны два варианта разработки площади. Первый вариант (рекомендуемый проектом) соответствует утвержденному Государственным Комитетом Нефтедобывающей промышленности при Госплане СССР уровню добычи нефти 8,43 млн.т., который должен был быть достигнут в 1969 г. Второй вариант (объединения "Татнефть") учитывал более медленный темп разбуривания центральной части площади - вместо 3 лет разбуривание рекомендовалось проводить в течение 5 лет.

По второму варианту максимальный уровень достигается в 1969-1970 гг. и должен был составить 7,47 млн.т в год. Более медленный темп разбуривания рекомендовался объединением в связи с пересмотром пятилетнего плана по бурению. Фактическое разбуривание центральной части, в основном, соответствует варианту, рекомендуемому объединением.

В 1965 г. ТатНИИ был составлен специальный проект площадного заводнения юго-восточного участка Южно - Ромашкинской и юго -западного участка Зеленогорской площади, где была рассмотрена возможность его распространения, в случае необходимости, на прилегающие районы указанных площадей.

В связи с тем, что все мероприятия, запроектированные в 1972 г., были выполнены, в 1976 г. в ТатНИПИнефть был составлен "Анализ разработки горизонта Д1 Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского нефтяного месторождения с целью совершенствования системы разработки".

При рассмотрении анализа на комиссии по разработке нефтяных месторождений объединения "Татнефть" отчет был принят с внесением изменений и дополнений в вариант 2, учитывающий бурение 200 скважин, из них 140 эксплуатационных и 60 нагнетательных. Из 200 скважин 39 выданы предыдущими проектными документами, 126 размещены вновь, 35 резервных.

ТатНИПИнефть было поручено составить дополнительную записку, в которой:

· Были уточнены уровни добычи нефти 2 варианта с учетом новых данных разработки площади за 1975 г. и начало 1976г.;

· Разработаны дополнительные мероприятия по вовлечению в активную разработку оставшихся неохваченными заводнением запасов нефти;

· Ввиду того, что в ближайшие годы промышленность не обеспечит потребность в ПАВ, предусмотреть на Южно -Ромашкинской площади применение этого метода повышения нефтеотдачи с 1981 г.

В 1976 г. по заданию Миннефтепрома на базе выполненного анализа разработки ТатНИПИнефть был составлен комплексный проект разработки Южно - Ромашкинской площади.

В связи с изменением плана бурения по объединению "Татнефть" в 1978 г. был составлен проект разработки, в котором были уточнены технико-экономические показатели разработки площади с учетом фактических данных разработки Южно - Ромашкинской площади за 1977г.

В 1987-1988 гг. институтом ТатНИПИнефть в работе, были пересчитаны запасы нефти по площади, блокам, пластам и типам коллекторов. В этой связи по заданию ПО "Татнефть" был выполнен геолого-промысловый анализ разработки с уточнением технико-экономических показателей разработки.

В работе детально с учетом дополнительной информации по пробуренному проектному фонду скважин была уточнена геологическая модель строения объекта разработки (горизонт Д1). На основании базы ГГД сделан подробный анализ типовых статистических разрезов объекта с учетом типа коллекторов.

По разработанной методике изучения выработки запасов нефти сделан подробный анализ остаточных запасов, зон их сосредоточения с оценкой приходящейся на единицу площади. В свете тенденции о разукрупнениях объектов разработки было показано, что в пределах площади целенаправленно осуществляются работы по вовлечению в разработку запасов нефти верхних пластов путем организации по ним индивидуальной системы заводнения. Большой объем информации по геологическому обоснованию модели, который использовался в работе, позволяет не акцентировать большого внимания на изучении особенностей геологического строения площади в данной работе. Поэтому коротко приведены сведения, которые требуются согласно положениям регламента по составлению технологических схем и анализов разработки нефтяных месторождений.

Южно - Ромашкинская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Она граничит на севере с Абдрахмановской площадью, на юге с Западно - Лениногорской площадью, на западе с Зай - Каратайской площадью и Зеленогорской площадью на востоке.

Южно - Ромашкинская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 00 09' - 00 17', в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли Пашийского горизонта отмечаются в северной части площади - 1441,6 м. в южном направлении наблюдается пологое погружение слоёв.

Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д1 составляют - 1462,4 м.

В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный, суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13,7 0С до -14,5 0С. Минимальная температура иногда -45 0С. Максимальная температура достигает +38 0С. Средняя июльская колеблется от +18,5 0С до +19,5 0С.

2. Геолого-промысловая характеристика продуктивных отложений

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами, в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

Разделом между пластами-коллекторами являются аргиллитовые разности пород различной толщины и характером распространенности по площади.

Режимом разработки Южно-Ромашкинской площади является упруговодонапорный.

При упругом режиме в начальный период вода, нефть, скелет породы находятся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении давления объём порового пространства уменьшается за счёт расширения скелета породы-коллектора. Всё это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленные зоны пласта.

Сжимаемость пород-коллекторов невелика, но при большом объеме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значительным, что по эффективности и внешнем проявлении упругий режим разработки будет близок к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением нефти водой, двигающейся из законтурной области. В таких случаях его называют упруговодонапорным режимом.

Объект разработки Д1 представляется совокупностью трёх типов пород-коллекторов с различной фильтрационной и ёмкостной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полном замещении их неколлекторами. В силу этого выделяемые пласты характеризуются линзовидным строением. В одних условиях высокопродуктивные коллекторы представлены линзами по отношению к другому типу, в других случаях они являются вмещающими породами. Достаточно чётко, в целом по пласту, прослеживается тенденция увеличения доли коллекторов по разрезу сверху вниз. Её формируют высокопродуктивные коллектора с глинистостью менее 2%. Из общей закономерности выпадает пласт б1. сокращение площадей продуктивности по пластам г2 и связано с ростом доли водонасыщенных зон.

3. Основные параметры продуктивных пластов

Горизонт Д1 характеризуется многопластовым строением. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которые составляют в среднем 43,3 м при колебаниях по скважинам от 30,8 до 58,4, выделяется до десяти пропластков. Средняя величина расчлененности по горизонту в целом составляет 4,6 по продуктивным зонам.

Пласт "а" имеет основное развитие в центральной части площади, где он представлен песчаником I группы меридиального направления и составляет 39,0 % от всей площади данного пласта (1) - 22,1%. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Пласт маломощный, средняя толщина 1-3,025 м, (1) 1,85 м., П-1,90м. толщина пласта меняется от 1,0 до 6,0 м. доля коллекторов с мощностью менее 3,0 м составляет 67,7%, средняя пористость 1-1,3%, (1)-19,4%, П-14,4%, проницаемость 0,267 мкм2. Пласт "а" содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт "б1,2" - маломощный - средняя толщина 1-3,87 м, (1) - 2,33 м, П-1,75 м., пористость 1- 21,3%, (1) - 18,8%, П-14,6%, проницаемость 0,290 мкм2, доля мощности менее 3м составляет 63,3%. Соотношение площадей нефтенасыщенных коллекторов по группам пород 1-34,6%, (1) - 29,2%, П-36,2%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт "б3" - 71,6% площади занято коллекторами, из них I - 43,4 % , (I) - 27,4%, П-29,2%. Средняя мощность пласта I - 4,15м, (I) - 2,42 м, П-1,78 м. средняя пористость I - 21,4 %, (I) - 19,5%, П- 14,9%. Проницаемость - 0,327 мкм2. пласты, мощностью менее 3 метров составляют 62,1 %. Пласт "б3" содержит 15,3 % извлекаемых запасов нефти горизонта Д1.

Пласт "в" - Средняя мощность пласта 3,3 м. средняя пористость I - 21,3 %, (I) - 19,1 %, П- 14,6 %, проницаемость - 0,398 мкм2. Пласт имеет более хорошие коллекторские свойства на всей территории площади.

Доля пласта мощностью до 3 м составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Водонефтяная зона вскрыта только на востоке площади и составляет 0,4 %. Нефтенасыщенная площадь: 1-58%, (I) - 17,2 %, П- 24,8 %. Пласт содержит 18,3 % извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт "г1". В основном состоит из песчаников I и (I) группы. По своим коллекторским свойствам - это лучший из пластов горизонта Д1. Средняя мощность пласта: I - 4,23м, (I) - 2,0 м, П-1,63 м, средняя пористость: I - 21 %, (I) - 18,7 %, П- 14,8 %, нефтенасыщенностью I -86,7 %, (I) - 81,5 %, П- 71,8 %, проницаемость: 0,378 мкм2. пласт содержит 19,3 % извлекаемых запасов.

Нефтенасыщенная площадь: I - 68,4 %, (I) - 10,5 %, П- 21,1 %.

Пласт "г2". В основном состоит из песчаников I и (I) группы. Средняя пористость: I - 21,1 %, (I) - 18,7 %, П- 15,2 %, нефтенасыщенностью I -86,7 %, (I) - 80,3 %, П- 70,4 %, проницаемость: 0,391 мкм2. Пласт содержит 22,9 % извлекаемых запасов. Нефтенасыщенная площадь: I - 82,2 %, (I) - 7,6 %, П- 10,2. разработка промысловый нефть газ

Пласт "д". В основном представлен песчаными коллекторами, доля их составляет: I - 75,8 %, (I) - 9 %, П- 15,2 %. Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважинах, составляющих 1,7 %, остальные -78,3% приходится на водонасыщенные коллектора. Средняя мощность 5,0 м, нефтенасыщенная 3,5 м. Пласт "д" содержит 6 % извлекаемых запасов. пористость I - 21,1 %, (I) - 19,0 %, П- 14,7 %, проницаемость: 0,302 мкм2

Для всех пластов коэффициент нефтеотдачи составляет: I - 0,570, (I) - 0,532, П- 0,408 .

Коллекторские свойства горизонта представлены в таблице 1.3.1. Они получены на основании исследований кернового, геофизических материалов и гидродинамических исследований. Основные коллекторские параметры пластов приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.

Таблица 1.3.1.

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности.

Вывод: на основании исследований кернового, геофизического материалов и гидродинамических исследований обращает на себя внимание различный объем выборки и интервалы изменения при обработке кернового и геофизического материалов. Учитывая высокую сходимость средних значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости, определённых по данным анализов керна и методов промысловой геофизики, а также хорошую корреляционную связь

параметров по результатам обработки керна и промысловой геофизики и существенно большую полноту охвата промыслово-геофизическими исследованиями, чем материалами лабораторных анализов керна, основные коллекторские параметры пластов приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.

В пределах горизонта можно выделить три самостоятельных пачки, каждая из которых объединяет определенную группу коллекторов. О достаточной разобщённости этих пачек свидетельствуют коэффициенты литологической связанности (Ксв), которые на границе этих пачек составляют 0,10 и 0, 11. Верхняя пачка объединяет пласты а, б1, б2, б3, средняя представлена одним пластом - в, и нижняя - пластами г1, г2, д. большая гидродинамическая связь наблюдается между пластами б1 и б2 , верхней пачки, где Ксв = 0,33 и в нижней пачке между пластами г1 и г2 с Ксв=0,43. связь между другими пластами несколько ниже.

Емкостные свойства по пластам изменяются несущественно: от 21,0% до 21,4% по высокопроницаемым неглинистым коллекторам, в пределах 18,7-19,6% глинистым и до 15,3% доходит пористость малопродуктивных коллекторов. В большей степени различаются пласты по проницаемости в среднем от 0,400 мкм2 по пласту "б1" до 0,589 мкм2 по пласту "в". Более существенная дифференциация прослеживается при сравнении коллекторов различных групп. Так проницаемости неглинистых выше глинистых высокопродуктивных коллекторов как минимум в 2 раза, а малопродуктивные имеют проницаемость на порядок ниже высокопродуктивных.

Фильтрационно-ёмкостные свойства пород продуктивного горизонта представлены в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2.

Средневзвешенные значения фильтрационно-емкостных параметров пластов горизонта Д1 Южно - Ромашкинской площади.

Более однородны пласты по толщине (таблица 1.3.3.). Особенно это характерно для групп коллекторов - малопродуктивных и глинистых высокопродуктивных.

Так, средняя величина толщин пластов высокопродуктивных коллекторов изменяется от 2,5 м (пласт "б1") до 3,5 м (пласты "б3" и "г2") глинистых высокопродуктивных от 1,7 м (пласты "а" и "б1") до 2,7 м (пласт "д") и слабопродуктивных от 1,6 м до 1,9 м.

Таблица 1.3.3.

Характеристика толщин продуктивных пластов горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади.

Сравнение пластов по толщине и фильтрационным свойствам показывает, что процесс вытеснения в определённых идентичных групп коллекторов не будет иметь существенного отличия. А в конечном итоге, показатели процессов выработки запасов нефти будут определяться соотношением запасов в группах пород, зонально-неоднородных коллекторов различной проводимости и эффективностью системы воздействия на пласт.

4. Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические свойства нефтей и газов девонского горизонта были исследованы в отделе ТатНИПИнефть и лабораторий Альметьевской ГПК. Исследования проведены по 128 пластовым пробам из 88 скважин и 3 поверхностным пробам из 3 скважин (учтены только качественные пробы).

Анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-30 по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Свойства поверхностных нефтей и пластовой воды исследованы по существующим ГОСТам и приводятся ниже.

На основании экспериментальных исследований были определены свойства нефти и газа. Газовый фактор, объёмный коэффициент и плотность дегазированной нефти взяты при дифференциальном разгазировании. Диапазон изменения газового фактора от 39,0 до 69,4 м3/т, а среднее его значение равно 51,8 м3/т, плотность изменяется от 852,0 до 877,0 кг/м3, объёмный коэффициент изменяется от 1,127 до 1,181 при среднем значении 1,1370 .

Поверхностные нефти Южно-Ромашкинской площади девонского горизонта по своему составу относится к группе сернистых, а по содержанию парафинов к группе парафиновых.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблице 1.4.1.

Таблица 1.4.1.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Южно - Ромашкинской площади.

Ввиду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61,6 м3/т, а рабочий 51,8 м3/т. потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3,70 м3/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составили порядка 0,007 м3/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым факторам и

суммарным количеством газа, выделенным в процессе сбора и подготовки нефти, составляет 6,093 м3/т, которая ушла вместе с товарной нефтью.

Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании (моль %) приведен в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2.

Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании Южно - Ромашкинской площади.

Физико-химические свойства пластовой воды. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчаные алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 3 до 5 м3/сут; в некоторых достигает 350 м3/сут. при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25-27 м. Режим залежи упруго - водонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация составила 253,10-283,35 г/л, плотность 1170,0-1192,7 кг/м3, вязкость 1,75-2,00 мПа, рН равно 2,7-6,4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает 0,25-0,45 м3/т. Метана содержится более 50 % объемных. Упругость газа составляет 5,0-10,0 мПа. Объемный коэффициент - 0,9998.

Химические свойства пластовой воды Южно-Ромашкинской площади приведены в таблице 1.4.3.

Таблица 1.4.3.

Химические свойства пластовой воды Южно-Ромашкинской площади.

Физические свойства пластовых вод Южно-Ромашкинской площади приведены в таблице 1.4.4.

Таблица 1.4.4.

Физические свойства пластовых вод Южно-Ромашкинской площади

Размещено на Allbest.ru