Анализ и повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях тульского и бобриковского горизонтов Батырбайского месторождения

Пласты характеризуются наибольшим числом опробованных скважин, дебит нефти которых колебался в пределах 0,5-128 т/сут.

Для пластов Тл1в, Тл1б, Тл1а свойственно частое замещение коллекторов плотными породами. По типу залежи пластовые литологически экранированные и выделяются на Асюльской, Константиновской и Утяйбашской площадях.

Пласт Тл1в, общая толщина которого 1,6 -6,2 м, представлен в основном одним проницаемым прослоем (0,4-6,0 м) и характеризуется коэффициентом песчанистости 0,38-0,46.

Четко ограниченный по кровле и подошве аргиллитовыми прослоями толщиной соответственно 3-6 и 1,2-3,6 м, пласт Тл1б представлен 1-2 проницаемыми пропластками (0,4-4,1 м). Коэффициент песчанистости колеблется по площадям от 0,32 до 0,4.

Пласт Тл1а отличается наиболее высоким коэффициентом песчанистости - 0,44-0,66. Общая толщина его достигает 9,4 м.

Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 1,5.

Башкирский карбонатный комплекс

В пределах комплекса промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения башкирского яруса. Залежь пластово-массивного типа приурочена к Асюльскому и Константиновскому поднятиям, пластово-сводовая к Утяйбашскому поднятию.

На основе детальной корреляции в продуктивной толще башкирского яруса выделено 3 подсчетных объекта: Бш1, Бш2, Бш3. Основными объектами являются Бш1 и Бш2, опробованные либо совместно, либо только Бш1.

Коэффициент неоднородности (расчлененности) и доля эффективной толщины от общей в зонах повышенных эффективных толщин имеют наибольшие значения. Так, на Константиновской площади они составляют 10-36 и 0,3-0,6, а в приконтурных частях величины их не превышают 8 и 0,2

При разработке башкирской залежи нефть в добывающих скважинах получена с отметок значительно выше, чем при разведке. Так, на Константиновской площади самыми низкие отметки колеблются в основном в пределах минус 906-910 м, на Асюльской - минус 900-902 м. в ряде скважин (371, 374, 440, 446, 515) вода получена с более высоких отметок, чем нефть.

Неоднородность коллекторов, наличие переходной зоны, плотных изолирующих прослоев в подошве затрудняет определение ВНК. Колебания отметок получения воды и нефти в скважинах (от -901 до -916 м) свидетельствует о том, что поверхность ВНК имеет сложное строение.

Исходя из вышеизложенного, залежь каждого из подсчетных объектов ограничена условной поверхностью, приближенной к зоне разработки, в основу определения которой положены результаты опробования скважин.

Для Константиновской площади ВНК для пласта Бш1 принят на отметке минус 908 м, Бш2 минус 912 м.

Нижняя пачка Бш3 испытана лишь в скв.58 Константиновской площади, где с абсолютных отметок минус 933-945 м получена пластовая вода. В пределах поверхности, принятой условно по нижним отверстиям интервала перфорации, давшим нефть в пласте Бш2 на отметках минус 914 м по Асюльской площади и 916 м по Константиновской площади, установлены незначительные по размерам залежи, высота их составила соответственно по площадям 5,3 м и 10,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 до3,8 м, а средневзвешенная толщина равна 1,2 м. Балансовые запасы, определенные в пределах указанных границ, составили 221 и 371 тыс.т и на утверждение не представлены.

На Утяйбашской площади нефтеносен лишь Бш1, условная поверхность ВНК принята по результатам опробования скважин на отметке минус 916 м. нефть на отметках минус 915,8; 915,7; 915,5 м получена в скв.208,299,936.

Данные индукционного каротажа, имеющиеся в большинстве скважин этой площади, показали четкое насыщение пластов водой на отметках минус 920,9-926,3 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1 до 6,4 м, а отношение эффективной толщины к общей составляет 30 %. Коэффициент расчлененности 6,2. Размеры залежи 2,2х3,9 км, высота 14,2 м.

Московский терригенно-карбонатный комплекс

Верейский горизонт

Пласт В3В4

В подошве верейского горизонта выделяются газонефтяные пласты В3 и В4. Разделенные аргиллитовым прослоем (2-2,5 м) они являются единым подсчетным объектом, общая толщина которого 14-16 м. В кровле и подошве пласт В3В4 ограничен толщами аргиллитов и алевролитов соответственно до 9 и 6 м. В пределах пласта выделяются 1-12 проницаемых прослоев толщиной 0,2-7,4 м. Самостоятельные нефтяные залежи с раздельно обоснованными контактами приурочены к Асюльскому, Константиновскому и Утяйбашскому поднятиям.

Промышленная нефтегазоносность пласта Асюльской и Константиновской площадей доказана результатами испытаний разведочных скважин.

На Асюльской площади по результатам опробования вертикальной скв.120. ВНК залежи обоснован по нижнему отверстию перфорации на глубине минус 881 м.

На Константиновской площади при испытании скв.51, где при абсолютных отметках интервала перфорации минус 873,8 -875,7 м. с учетом проницаемых прослоев отмечены притоки нефти (1 т/сут) и воды (1 м3/сут), значение ВНК принято на отметке 875 м.

На каждой из рассмотренных площадей для нефтяных залежей характерно наличие газовых шапок. Для обоснования газонефтяных контактов использованы разведочные скважины. ГНК по результатам опробования скв. 80 и 39 приняты на отметках нижних отверстий перфорации минус 832 м. для Асюльской площади и минус 872 м для Константиновской, с которых получен газ.

Залежь нефти на Утяйбашской площади открыта в процессе эксплуатационного бурения, на разведочном этапе притока из пласта в скв.43 получено не было. Дебит нефти в скв. 934 составил 21,8 т/сут на 5 мм штуцере. По результатам опробования ВНК залежи принят на отметке минус 883 м.

Пласт В2

Отмеченный ранее при опробовании скв.31, 88 и давших соответственно нефть и нефть с водой пласт В2 не изучался, но по заключениям БКЗ ряда добывающих скважин (227, 235, 514 и др.) дается его насыщение. По-видимому, пласт В2, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет локальное развитие.

Пласт В1

Выделенный по кровле верейского горизонта пласт В1газонефтеносен на Асюльском и Константиновском поднятиях.

Небольшой по толщине пласт (1,8-3,4 м) представлен в основном единым прослоем (0,4-3,0 м) и характеризуется высоким процентом эффективной толщины от общей (59-70 %).

В подошве пласт ограничен толщей аргиллитов до 9 м, а от вышележащего пласта К он отделен плотными разностями карбонатных пород (5-6 м).

Каширский горизонт

Пласт К

Пласт выделяется в подошве горизонта, состоит из 1-5 прослоев (0,2-6,0 м). Процент эффективной толщины от общей составляет 42-52 %. В отдельных скважинах коллектор замещен плотными породами. Каширская залежь на месторождении является единой, включающей в себя Асюльскую, Константиновскую и Искильдинскую площади. На Утяйбашской площади выделяется самостоятельная залежь.

Подольский горизонт

Пласт Пд

Выделяемый пласт газовый и охватывает довольно большой интервал разреза, приуроченный к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Пласт условно ограничен по кровле и подошве интервалами перфорации пласт имеет общую толщину 37,4-48,4 м. и характеризуется сильной расчлененностью - выделяется от 1 до 21 проницаемых прослоев. Эффективная толщина пласта составляет в среднем 20 % от общей толщины пласта. Залежь пласта объединяет Асюльскую, Константиновскую и Искильдинскую площади. ГВК по результатам опробования разведочных скважин принят на отметке минус 755 м.

Характеристика залежей Батырбайского месторождения Константиновской площади указаны в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Характеристика залежей

Пласт	Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м	Высотное положение ВНК (ГНК, ГВК), абс. отм., м	Размеры залежей	Тип залежи
			по длинной оси, км	по короткой оси, км	высота, м
Т1	-1249,7	-1260	1,5	0,7	10,3	Пластовая сводовая
	-1238,3	-1260	6,1	2,0	21,7	Пластовая сводовая
	-1229,4	-1260	2,7	1,5	30,6	Пластовая сводовая
	-1252,2	-1260	1,5	1,0	7,8	Пластовая сводовая
Мл	-1241,9	-1251,0	0,7	0,5	8,9	Пластовая сводовая Литологически ограниченная
	-1248,2	-1250,0	1,0	0,5	11,8	Пластовая сводовая литологически экранированная
	-1229,3	-1251,0	1,0	0,5	21,7	Пластовая сводовая литологически экранированная
	-1229,1	-1251,0	1,0	0,5	21,9	Пластовая сводовая литологически экранированная
Бб2	-1231,1	-1241,0	1,0	0,6	9	Пластовая сводовая
Бб2	-1220,3	-1237-1241	2,5	0,5	10	Пластовая сводовая литологически ограниченная
Бб1 Бб1	-1221,3	-1231-1233	1,2	0,7	10	Пластовая сводовая
	-1212,6	-1223,0	0,8	0,5	10	Пластовая сводовая
	-1206,9	-1218-1230	2,2	1,0	20	Пластовая сводовая литологически экранированная
	-1233,2	-1241,5	1,0	0,5	8,3	Пластовая сводовая
	-1221,9	-1231,0	1,2	0,6	9	Пластовая сводовая
	-1217,1	-1223-1232	0,5	0,3	15	Пластовая сводовая
	-1235,8	-1238-1240	2	0,6	4	Пластовая сводовая
Тл2-б	-1214,6	-1222-1224	1,5	0,7	9	Пластовая сводовая
	-1199,5	-122,0	3	1,5	22,5	Пластовая сводовая
	-1208,7	-1223,0	1,4	0,5	14,3	Пластовая сводовая
	-1199,2	-1221-1225	3	1,2	23	Пластовая сводовая литологически экранированная
Продолжение таблицы 2.1
Пласт	Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м	Высотное положение ВНК (ГНК, ГВК), абс. отм., м	Размеры залежей	Тип залежи
			по длинной оси, км	по короткой оси, км	высота, м
Тл2-а	-1219,6	-1226,0	0,9	0,6	6,4	Пластовая сводовая
	-1200,2	-1222-1223	2,5	1,2	22,0	Пластовая сводовая
	-1188,3	-1222-1223	7	2	34	Пластовая сводовая
	-1207,6	-1223,0	1	0,8	15,4	Пластовая сводовая
	-1185,2	-1220,0	3	1,7	35	Пластовая сводовая
	-1210,1	-1220,5	2,5	0,7	10,4	Пластовая сводовая
Тл1-в	-1217,6	-1219,0	0,6	0,3	1,4	Пластовая сводовая
	-1186,3	-1221,0	12	2	34,7	Пластовая сводовая литологически экранированная
Тл1-б	-1211,0	-1212,5	0,4	0,3	1,5	Пластовая сводовая
	-1176,3	-1219,5	9,5	1,7-3,0	43,2	Пластовая сводовая литологически экранированная
Тл1-а	-1167,7	-1219,0	11,2	4	51,3	Пластовая сводовая литологически экранированная
Бш2	-885,7	-916,0	11,5	5,6	30,7	Пластовая сводовая
Бш1	-864,1	-908,0	13,9	6,8	43,9	Пластовая сводовая
	-905,8	-917,0	1,8	1,5	11,2	Пластоваясводовая
	-897,5	-908,0	0,7	0,5	10,5	Пластовая сводовая
В4	-848,2	-881,0 (-872,0)	12,3	5,9	32,8	Пластовая сводовая
В3	-836,1	-881,0 (-872,0) (-846,0)	13,6	7,1	44,9	Пластовая сводовая
В1	-808,5	-854,0 (-831,0)	15,0	8,5	45,5	Пластовая сводовая
	-852,9	-854,0	0,7	0,5	1,1	Пластовая сводовая
К	-795,7	-845,0 (-835,0)	14,8	7,0	49,3	Пластовая сводовая
Ко	-729,7	-756,0	10,2	4,5	26,3	Пластовая сводовая
Пд	-710,3	-756,0	13,2	8,3	45,7	Пластовая сводовая



3. ГЕОЛО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

Структурная карта по кровле пласта Тл1а Константиновской площади Батырбайского месторождения представлена в приложении №1. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представлена в приложении № 2.

3.1 Коллекторские свойства и нефтенасыщенность

В качестве объекта разработки, рассматриваемого в данном дипломном проектировании, выбран Тульско-Бобриковский горизонт (Тл - Бб) Константиновской площади Батырбайского месторождения. В состав объекта разработки (Тл - Бб) входят пласты Тл1-а, Тл1-б, Тл1-в, Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2.

Пласт Бб2

В целом керна изучено мало, немногим более двух образцов на скважину. Эффективная часть разреза освещена керном в скв. 22, 35, 50, 51.

Гранулометрический состав плата Бб2 указан в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

	Гранулометрический состав доли мм, в %	Число определений
	> 0,5	0,5-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	<0,01	Карбонатность
	Нефтенасыщенная часть
От- до	-	0,3-1,0	80,0-86,7	8,8-17,1	2,4-3,5	-	3
средн	-	0,6	82,5	13,8	3,1	-
	Водонасыщенная часть
От - до	-	1,2-2,8	80,5-82,0	10,4-14,9	3,4-4,4	0-0,4	2
Средн.	-	2,0	81,2	12,7	3,9	0,2



По этим данным пласт составлен песчаниками мелкозернистыми алевритистыми, слабо глинистыми. По данным микроописаний пласт (эффективная его часть) почти полностью песчаный.

Неэффективная часть разреза сложена аргиллитами черными углистыми, алевролитами глинистыми с ходами илоедов( содержание фракций < 0,01 мм до 25,8 %), песчаниками известковистыми. Породы углефицированы, пиритизированы, переработаны илоедами.

Коллекторские свойства пород охарактеризованы 55 определениями пористости и 39 - проницаемости, из них 60 % определений пористости попадает в интервал 0-12 %, около 55 % определений проницаемости в интервал < (0,1-3)*10-15 м2. Максимальные значения, 27,2 % и 2,280*10-12 м - зарегистрированы в песчаниках соответственно в скв. 4 и 77; пористость алевролитов - до 17,5 %.

Средние параметры пласта для Константиновской площади, принятые для подсчета запасов, равны: пористость - 17,19 %; нефтенасыщенность - 0,85 д.ед.

Пласт Бб1

Нефтенасыщенная часть пласта керном не освещена, водонасыщенная охарактеризована в скв 31, 32, 33, 35, 70.

Гранулометрический состав плата Бб1 указан в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

порода	Гранулометрический состав доли мм, в %	Число определений
	> 0,5	0,5-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	<0,01	Карбонатность
Песчаник
От- до	0-0,3	0,1-3,9	78,1-89,3	8,4-18,2	1,6-4,1	0-0,4	5
средн	0,1	1,9	82,7	12,3	2,9	0,1
Алевролит
От -до	-	0-2,5	0-40,4	45,2-94,2	4,4-11,9	0-1,2	3
Средн.	-	0,9	20,7	70,4	7,6	0,4

Эффективная часть пласта составлена песчаниками и алевролитами (алевролиты занимают до 20 % объема пласта, распространены в основном на Константиновской площади).

По данным микроописаний, песчаники мелкозернистые сложены полуокатанными (коэффициент окатанности 0,2-0,25 ) кварцевыми зернами, размерами, в основном 0,15-0,2 мм. Цементация осуществляется плотной упаковкой с частичным окварцеванием (сливные прямые контакты ), пятнами - с помощью углисто-глинистого неполно-порового цемента с тонкоагрекативным строением.

Коллекторские свойства пород освещены 221 определением пористости и 139 - проницаемости, из которых чуть больше половины попадает в интервал пористости 0-11 % и проницаемости < (0,1-3)*10-15 м2. Максимальные значения - 25,7 % и 1,72*10-12 м2 - зафиксированы соответственно в скв 32 и 15.

Средние параметры пласта, принятые для подсчета запасов, для Константиновской площади: пористость 20 %, нефтенасыщенность 0,9 д. ед.

Пласт Тл2б

Из водонасыщенной взят керн в скв. 31, 33, 35, 37, 50. Пласт сложен песчаниками и алевролитами, на долю алевролитов приходится более 40 % образцов из эффективной части пласта. Гранулометрический состав плата Тл2б указан в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Порода	Гранулометрический состав доли мм, в %	Число определений
	> 0,5	0,5-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	<0,01	Карбонатность
Песчаник
От- до	0-8,9	0-1,8	49,9-90,9	7,4-35,6	1,2-11,8	-	5
Средн	1,8	0,7	71,3	22,1	4,1	-
Алевролит
От -до	0-0,4	0-0,1	7,0-20,3	66,5-89,0	4,0-13,9	0-0,6	4
Средн.	0,1	0,1	16,4	76,0	7,3	0,1

Выборка по песчаникам относится к Асюльской и Пальниковской площадям, по алевролитам - в основном, к Константиновской и Утяйбашской. Глинистость в алевролитах повышена по сравнению с песчаниками. По данным микроописаний, песчаники из водонасыщенной части пласта сложены угловатыми и полуокатанными кварцевыми зернами, сцементированнымиза счет механического уплотнения (скв№10), либо глинистым цементомпленочного типа (до 10 %), участками кальцитом (до 3 %). Поры межзерновые, неправильные, угловатые, преобладающим размером 0,03-0,1 мм. Алевролиты отличаются худшейокатанностью зерен, преобладанием глинистого цемента, мелким размером пор.Коллекторские свойства интервала, вмещающего пласт Тл2б, характеризуются 176 определениями пористости и 102 - проницаемости; около 60 % определений попадают в интервалы 0-11 % и < (0,1-3)*10-15 м2, остальные относятся к породам-коллекторам. Максимальные значения пористости и проницаемости - 21,3 % и 912*10-12 м2 - зарегистрированы в песчаниках соответственно из скв. 10 и 31. Коллекторские свойства алевролитов (скв.50) достигают 18,6 % и 810*10-15 м2.По Константиновской площади значения пористости и нефтенасыщенности, принятых для подсчета запасов, соответственно равны 19 % и 0,9 д. ед. В целом тульские пласты значительно уступают бобриковским по коллекторской характеристике. Это связано с уменьшением толщины проницаемых прослоев и ухудшением отсортированности пород (увеличение глинистости и алевритовой фракции), увеличением доли алевролитов в составе тульских пластов.

Пласт Тл2а

Эффективная нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована в скв. 32, 28; водонасыщенная - соответственно в скв. 7, 10, 12, 13, и 31, 33, 36, 37, 54, 84, 88.

Данные гранулометрического анализа, относящиеся к эффективной части, принадлежат скв.33. Гранулометрический состав плата Тл2а указан в таблице 3.4.

Таблица 3.4

порода	Гранулометрический состав доли мм, в %	Число определений
	> 0,5	0,5-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	<0,01	Карбонатность
Песчаник
От- до	-	0,3-0,5	42,8-74,7	20,3-38,6	4,5-18,3	-	2
средн	-	0,4	58,8	29,4	11,4	-
Алевролит
От - до	-	-	11,5-17,5	78,9-84,7	3,4-3,8	0-0,2	2
Средн.	-	-	14,5	81,8	3,6	0,1

Выборка показывает, что эффективная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми глинистыми алевритовыми и алевролитами отсортированными лучше, чем песчаники. Представительность выборки невелика, но она отражает общую тенденцию к измельчению обломочного материала вверх по разрезу. По данным гранулометрии, макро- и микроописаний, эффективная часть пласта почти на половину составлена алевролитами. По данным микроописаний, песчаники сложены полуокатанными кварцевыми зернами, сцементированными глинистым цементом пленочного и порового типа в количестве до 10-15 %, поры мелкие, размерами 0,05-0,08 мм, иногда до 0,2 мм.Характер цементации в алевролитах примерно такой же. Коллекторские свойства интервала, вмещающего пласт Тл2а, характеризуются 166 определениями пористости и 90 - проницаемости; около 50 % определений попадают в интервалы 0-11 % и < (0,1-3)*10-15 м2, остальные относятся к породам-коллекторам. Максимальные значения пористости и проницаемости - 22,5 % и 894*10-15 м2 - зарегистрированы в водонасыщенной части пласта соответственно в скв. 33 (алевролит) и 37 (песчаник). Коллекторские свойства алевролитов здесь довольно высокие (из-за хорошей отсортированности, невысокой глинистости), нередко пористость порядка 20 %, проницаемость - до 172*10-15 м2.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности пласта, Константиновской площади, принятые при подсчете запасов равны 18 % и 0,85 д.ед. соответственно.

Пласт Тл1в

Нефтенасыщенная часть представлена в скв. 228, водонасыщеная - в скв. 22, 31, 50, 297. Гранулометрический состав плата Тл1в указан в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Порода	Гранулометрический состав доли мм, в %	Число определений
	> 0,5	0,5-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	<0,01	Карбонатность
Песчаник
От- до	-	-	69,4-70,3	27,4-27,4	1,5-2,6	0,6-0,8	2
Средн	-	-	69,8	27,4	2,1	0,7

Пласт сложен, в основном, песчаниками мелкозернистыми, редко - алевролитами.

По данным микроописаний, песчаники состоят из полуокатанных кварцевых зерен, сцементированных либо путем механического уплотнения, либо с помощью первичного глинистого цемента. Поры размерами 0,01-0,1 мм.

Коллекторские свойства пород в интервале пласта характеризуются 91 определением пористости и 44 - проницаемости, около 65 % тех и других попадают в интервалы 0-11% и <(0,1-3)*10-15 м2, максимальные значения - 19,3 % и 266*10-15 м2 - относятся к песчанику из водонасыщенной части в скв 50. Карбонатные породы обладают пористостью не более 6 %, проницаемость их менее 0,1*10-15 м2.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности пласта, Константиновской площади, принятые при подсчете запасов равны 15,13 % и 0,88 д.ед. соответственно.

Пласт Тл1б

Хотя интервал пласта представлен керном в 30 скважинах, эффективная его часть очень плохо освещена, нефтенасыщенная в скв.1 - Асюль, водонасыщенная - в скв. 22 - Константиновской.

По данным макро- и микроописаний, пласт сложен песчаниками, нередко известковистыми, и доломитами с терригенной примесью.

Так, песчаники из скв.22 составлены полуокатанными кварцевыми зернами, сцементированными либо микро-, тонкозернистым кальцитомдо 15 % (цемент порового типа), либо углисто-глинистым материалом, участками кальцитом.

Для описываемого интервала разреза сделано 76 определений пористости и

41 - проницаемости, из них около 70 % попадает в интервалы 0-11 % и < (0,1-3)*10-15 м2. Максимальные значения - 21,8 % и 317*10-15 м2 - установлены в скв. 50.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности пласта, Константиновской площади, принятые при подсчете запасов равны 16 % и 0,82 д.ед. соответственно.

Пласт Тл1а

Этот пласт представлен керном хуже всех остальных; хотя керн из интервала пласта поднят в 28 скважинах, эффективная его часть характеризуется только на Асюльской площади, нефтенасыщенная в скв.10 и 65, водонасыщенная- в скв.10. Пласт составлен песчаниками. Песчаники из скв. 65 сложены угловатыми и полуокатанными кварцевыми зернами, цемент сложный - глинистый с углистой примесью, неполно-поровой, участками кальцитовый, либо уплотнения, содержащие цемента порядка 10, иногда до 15 %.Описываемая часть разреза охарактеризована 62 определениями пористости и 36 - проницаемости, из которых соответственно 70 и 77 % попадают в интервалы 0-11 % и <(0,1-3)*10-15 м2; максимальные значения установлены в скв. 65, в песчанике из нефтенасыщенной части пласта. Средние значения пористости и нефтенасыщенности пласта, Константиновской площади, принятые при подсчете запасов равны 16 % и 0,85 д.ед. соответственно. Среднее значение проницаемости полученное по двум определениям 241*10-15 м2. Коллекторские свойства пластов Тл-Бб указаны в таблице 3.6

Таблица 3.6

Коллекторские свойства пластов Тл - Бб

Пласт	Пористость, %	Газо-нефте-насыщенность, %	Проницаемость, мкм2
	по керну	по ГИС	принято	по методу УЭС	принято	по керну	по ГДИ	по зависимости
Тл1-а	-	17,3	17,0	85,5	86,0	-		0,105
Тл1-б	21,2	15,4	15,0	85,9	86,0	-		0,052
Тл1-в	13,3	17,0	17,0	89,0	89,0	0,0038		0,116
Тл2-а	14,4	19,1	19,0	87,6	88,0	0,0242	0,130	0,181
Тл2-б	-	19,5	20,0	88,6	89,0	-	0,170	0,202
Бб1	-	18,8	19,0	88,4	88,0	-		0,169
Бб2	-	17,1	17,0	89,5	90,0	-	0,032	0,104



3.2 Состав и свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства и состав нефти и газа

Пласт Тл_1-а

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 847,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,25 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 42,3 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 8,24 мПас.

После дифференциального разгазированияв рабочих условиях плотность нефти 876,0 кг/м³, газовый фактор 37,7 м³/т, объёмный коэффициент 1,082, кинематическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 35,11 мм²/с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,44 %), смолистая (14,88 %), парафинистая (4,55 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300С - 42,5 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 18,17 %, метана 39,76 %, этана 15,11 %, пропана 17,54 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 25,85 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,017.

Пласты Тл_{1-б, в}, Тл_{2-а, б}

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 847,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,25 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 42,3 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 8,24 мПас.

После дифференциального разгазированияв рабочих условиях плотность нефти 876,0 кг/м³, газовый фактор 37,7 м³/т, объёмный коэффициент 1,082, кинематическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 29,66 мм²/с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36 %), высокосмолистая (16,98 %), парафинистая (4,38 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300С -42 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 18,17 %, метана 39,76 %, этана 15,11 %, пропана 17,54 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 25,85 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,017.

Пласты Бб₁, Бб₂

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 880,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 10,2 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 17,59 мПас.

После дифференциального разгазированияв рабочих условиях плотность нефти 906,0 кг/м³, газовый фактор 36,6 м³/т, объёмный коэффициент 1,072, кинематическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 88,60 мм²/с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,19 %), высокосмолистая (16,13 %), парафинистая (2,64 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300С -41,5 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 16,60 %, метана 44,70 %, этана 19,48 %, пропана 12,36 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 18,14 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,940.

Свойства пластовой нефти пластов Тл - Бб указаны в таблице 3.7 .



Таблица 3.7

Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	Принятые значения
Пласты Тл1-а, Тл1-б, в, Тл2-а, б
Пластовое давление, МПа	14,0-16,45	14,82
Пластовая температура, °С	26-29	27
Давление насыщения газом, МПа	9,0-9,6	9,25
Газосодержание, м3/т	-	42,3
Газовый фактор при дифференциальномразгазировании в раб. условиях, м3/т	-	37,7
Плотность в условиях пласта, кг/м3	841,0-853,0	847,0
Вязкость в условиях пласта, мПас	7,19-9,34	8,24
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	7,84-8,22	8,03
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °С:
-при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,348
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазир.	-	1,225
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20 °С:
-при однократном (стандартном) разгазировании	-	881,0
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазир.	-	876,0
Пласты Бб1, Бб2
Пластовое давление, МПа	14,6	14,6
Пластовая температура, °С	28	28
Давление насыщения газом, МПа	10,2	10,2
Газосодержание, м3/т	40,6	40,6
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	36,6	36,6
Плотность в условиях пласта, кг/м3	880,0	880,0
Вязкость в условиях пласта, мПас	17,59	17,59
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	7,91	7,91
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °С:
-при однократном (стандартном) разгазировании	1,239	1,239
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазир.	1,133	1,133
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20 °С:
-при однократном (стандартном) разгазировании	911,0	911,0
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазир.	906,0	906,0

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) указан в таблицах 3.8 ч 3.9

Таблица 3.8

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пластов Тл1-а, Тл1-б, в, Тл2-а, б

Наименование	при однократном разгаз. пластовой нефти в с. у.	при дифференциальномразгаз. пластовой нефти в раб.у.	пластовая нефть
	Выделившийся газ	нефть	Выделившийся газ	нефть
Сероводород	следы**	-	-	-	-
Углекислый газ	1,00	-	1,11	-	0,31
Азот + редкие	16,40	-	18,17	-	5,02
в т.ч. гелий		-	0,048*	-	-
Метан	35,90	-	39,76	0,02	11,00
Этан	14,00	0,25	15,11	0,40	4,46
Пропан	19,10	2,31	17,54	3,60	7,45
Изобутан	3,10	0,80	1,99	1,31	1,50
Н. бутан	6,70	3,10	4,32	4,16	4,20
Изопентан	1,52	2,42	0,70	2,69	2,14
Н. пентан	1,42	2,76	0,78	2,95	2,35
Гексаны	0,86	5,90	0,52	5,84	4,36
Остаток (С7+высшие)	-	82,46	-	79,03	57,21
Молекулярная масса	-	251	29,71	243	184
Молекулярная масса остатка	-	290		290	290
Плотность: газа, кг/м3	1,348		1,236
газа относительная (по воздуху)	1,119		1,026
нефти, кг/м3		881,0		876,0	847,0

Примечание: * - принято по подсчёту запасов **- в попутном газе



Таблица 3.9

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пластов Бб1, Бб2

Наименование	при однократномразгаз. пластовой нефти в с. у.	при дифференциаль-номразгаз. пластовой нефти в раб.у.	пластовая нефть
	Выделившийся газ	нефть	Выделившийся газ	нефть
Сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	1,00	-	1,08	0,01	0,30
Азот + редкие	15,10	-	16,60	-	4,50
в т.ч. гелий		-	0,053*	-	-
Метан	40,80	-	44,70	0,05	12,15
Этан	19,20	0,25	19,48	0,84	5,89
Пропан	14,30	2,31	12,36	3,47	5,88
Изобутан	2,10	0,80	1,32	1,14	1,19
Н. бутан	4,50	3,10	2,98	3,72	3,52
Изопентан	1,02	2,42	0,49	2,56	2,00
Н. пентан	0,97	2,76	0,58	2,84	2,23
Гексаны	1,01	5,90	0,41	5,95	4,44
Остаток (С7+высшие)	-	82,46	-	79,42	57,90
Молекулярная масса	-	251	27,25	244	185
Молекулярная масса остатка	-	290	-	290	290
Плотность: газа, кг/м3	1,239		1,133
газа относительная (по воздуху)	1,028		0,940
нефти, кг/м3		911,0		906,0	880,0

Примечание: * - принято по подсчёту запасов

Свойства и состав пластовой воды

Свойства и состав пластовой воды указаны в таблицах 3.10 ч 3.13.



Таблица 3.10

Свойства и состав пластовой воды пластов Тл_{1-а ,}Тл_1-б

Наименование параметра	Диапазон изменения	Средние значения
Газосодержание, м3/м3	-	-
Плотность воды, кг/м3
в стандартных условиях	1170-1180	1175
в условиях пласта		1175
Вязкость в условиях пласта, мПа с		1,49
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа х 10-4		4,44
Объемный коэффициент, доли ед.		1,0
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв./л)
Na+ + K+	74630,98/3244,83-76485,94/3325,48	75558,46/3281,81
Ca+2	16732/835,14-18958,0/946,25	17845,0/890,70
Mg+2	3844/316,13-4228/347,71	4036,0/331,92
Cl-	156779,0/4421,64-162291,0/4577,09	159535/4499,36
HCO3-	12,2/0,20-146,4/2,40	79,3/1,30
CO3-2	-	-
SO4-2	429,0/8,93-558,0/11,62	493,5/10,27
NH4+	179/6,63-193/7,15	186/7,00
Br-	651,0/8,14-653/8,16	652/8,15
I-	11,6/0,09-13,4/0,11	12,5/0,10
B+3	15,6/4,33-17,0/4,72	16,3/4,53
Li+	-	-
Sr+2	-	-
Rb+	-	-
Cs+	-.	-.
Общая минерализация, г/л	253,67-263,15	258,41
Водородный показатель, pH	-	-
Жесткость общая, (мг-экв/л)	1182,86-1262,38	1222,62
Химический тип воды по В.А.Сулину	хлоркальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	2(2)



Таблица 3.11

Свойства и состав пластовой воды пластов Тл_1-в

Наименование параметра	Диапазон изменения	Средние значения
Газосодержание, м3/м3	-	-
Плотность воды, кг/м3
в стандартных условиях	1170	1170
в условиях пласта		1,170
Вязкость в условиях пласта, мПа с		1,45
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа х 10-4		4,44
Объемный коэффициент, доли ед.		1,0
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв./л)
Na+ + K+	74630,98/3244,83	74630,98/3244,83
Ca+2	16732/835,14	16732/835,14
Mg+2	4228,0/347,71	4228,0/347,71
Cl-	156779,0/4421,64	156779,0/4421,64

Подобные документы

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

• Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

  Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
  
  учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 21.05.2015
  

• Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин

  Характеристика Ромашкинского месторождения: орогидрография, стратиграфия, тектоника. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Причины низкой продуктивности скважин и пути их разрешения.
  
  дипломная работа [76,5 K], добавлен 25.06.2010
  

• Происхождение нефти и газа

  Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
  
  курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013
  

• Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

  Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
  
  курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013
  

• Характеристика Пермяковского месторождения

  Геологическое строение, характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефтегазонасыщенности пласта. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Расшифровка фонда скважин. Аварийные работы при капитальном ремонте.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 30.01.2014
  

• Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

  Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011
  

• Физико-химические свойства нефти и газа

  Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
  
  реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Анализ разработки пласта объекта Д3 "Западно-Коммунарское месторождение"

  Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
  
  курсовая работа [273,2 K], добавлен 23.10.2013
  

• Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

  Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.06.2014
  

• Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

  Общая характеристика Западно–Лениногорской площади, коллекторские свойства тектонических пластов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Конструкция скважин и методика ее разработки. Состав и условия образования АСПО на оборудовании.
  
  дипломная работа [566,8 K], добавлен 28.06.2010
  

• Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

  Характеристика минерально-сырьевого комплекса Казахстана и его важнейшая составляющая. Физические свойства нефти и газа. Анализ состояния фонда скважин месторождения Кумколь. Проект разработки АЗГУ "Спутник". Мероприятия по охране окружающей среды.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.02.2014
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

  Общие сведения о Южно-Шапкинском месторождении. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти и газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи. Добыча и дебиты нефти и жидкости.
  
  курсовая работа [282,7 K], добавлен 16.05.2017
  

• Нефть в пластовых условиях

  Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
  
  курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам