На современном этапе развития нефтяной промышленности РТ основные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется снижением добычи нефти и увеличением отборов попутно добываемой воды.
На поздних стадиях разработки месторождений в процессе закачивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Преждевременные прорывы закачиваемых вод по высоко проницаемым пропласткам и пластам блокируют значительные участки залежей нефти, что приводит, во-первых к неравномерной выработки запасов, во-вторых к преждевременному обводнению добывающих скважин и в-третьих к экономической нецелесообразности эксплуатации этих скважин. В тоже время выроботка оставшихся трудноизвлекаемых запасов на более поздней стадии разработки потребует больших капитальных затрат. Поэтому равномерная выроботка высокопродуктивных и малопродуктивных запасов является основной для рациональной разработки месторождений.
В настоящее время на месторождениях ОАО «Татнефть» испытывается и внедряется значительное количество различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации их работы. Вместе с тем, масштабы их применения и эффективность недостаточны, чтобы повлиять на уровень добычи нефти в целом по ОАО ‘Татнефть». Причин этому несколько. Главными из них являются невысокая технологическая эффективность и большие затраты по внедрению методов повышения нефтеотдачи.
В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. Снижение себестоимости нефти, повышение рентабельности производства может быть достигнуто за счет применения новых прогрессивных технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов, создания для этой цели соответствующих технических средств и механизма их реализации.
Современные технологии в РЭНМ : «Методы борьбы с АСПО в скважинах ...
... продукции скважин. Любопытные данные получены при анализе 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО ... термический, спектральный, электрохимический и другие методы. Таблица 1 Классификация АСПО Группа АСПО ... нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из ...
Одним из перспективных направлений повышения эффективности применения методов ПНП является одновременная закачка реагентов в группу скважин со сшитыми полимерными системами (СПС).
Технология СПС основана на закачке в пласт композиции на основе водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома) с образованием геля в пласте. Такая технология воздействия на нефтяной пласт обеспечивает саморегулируемое поступление закачиваемого состава в пласт через систему ППД. Это достигается за счет того, что количество реагента, закачанного в пласт из линии ППД через каждую нагнетательную скважину, пропорционально ее приемистости. В наиболее проницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество реагента, чем в нефтенасыщенные и малодренируемые участки. Кроме того, закачка через КНС уменьшает потребность в технике (насосные агрегаты, автоцистерны и т.д.) и персонале для проведения работ, сокращает время обработки и снижает стоимость всего процесса. Следует отметить, что закачка через КНС возможна при использовании определенного вида составов, которые свободно прокачиваются по водоводам и скважинам до пласта и обеспечивают необходимое фильтрационное сопротивление в пласте.
1 Общие сведения о месторождении
Ново-Елховское нефтяное месторождение является вторым по запасам месторождением Республики Татарстан и расположено в ее Закамской юго-восточной части в пределах Заинского и Альметьевского районов. На достаточно близком (20-45 км) от него расстоянии располагаются такие города, как Альметьевск, Бугульма. Заинск. Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань-Уфа. Транспортная связь может также осуществляться по железной дороге (ж.д. станции в гг. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны), водным (пристань на р.Кама в г. Набережные Челны) и воздушным путями (аэропорты в гг. Набережные Челны, Бугульма).
В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности.
В непосредственной близости к востоку от Ново-Елховского месторождения расположено гигантское Ромашкинское нефтяное месторождение, что в целом способствовало развитию мощной инфраструктуры нефтяной индустрии в рассматриваемом районе, где имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. Для закачки в системе ППД в настоящее время используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС.
Ново-Елховское месторождение может быть отнесено к числу многообъектных и многопластовых объектов, характеризующихся особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов. В пределах месторождения выявлен целый ряд промышленно нефтеносных объектов: в терригенных отложениях пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона и бобриковского горизонта нижнего карбона, а также в карбонатных отложениях турнейского яруса нижнего карбона и башкирского яруса и верейского горизонта среднего карбона.
Проектирование установки подготовки газа на месторождении Петропавловское
... для технологического оборудования установки подготовки газа. 1. Общая часть 1 Общие сведения о месторождении Петропавловское Петропавловское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо ... Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности. Месторождение находится на Петропавловской площади в пределах Анивского административного района Сахалинской области. (рисунок ...
Разработка месторождения ведется силами двух НГДУ: “ Елховнефть” (Ново-Елховская и Федотовская площади) и “ Заинскнефть “ (Акташская площадь).
Акташская площадь выделена в объект разработки в 1962 г., хотя опытная эксплуатация разведочных скважин проводилась с 1954 г. Данная площадь расположена в северной части Ново-Елховского нефтяного месторождения, и выделена в виде самостоятельного объекта разработки НГДУ «Заинскнефть». По своему расположению она является краевой площадью, ограниченной с запада, севера и востока внешним контуром нефтеносности. С юга она граничит с Ново-Елховской площадью. К востоку от Ново-Елховского месторождения в непосредственной близости расположено Ромашкинское нефтяное месторождение. В административном отношении площадь расположена на юго-востоке Татарстана в пределах Заинского и Альметьевского районов Республики Татарстан. На этой территории расположен ряд небольших населенных пунктов, таких как Акташ, Маврино, Утяшкино.
Для данной площади характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине и представлена рекой Зай с ее многочисленными притоками. Территория по растительному покрову может быть отнесена к лесостепной зоне, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Климат района является типичным континентальным с достаточно суровой зимой (в среднем минус 10-15 0 С) с промерзанием почвы до 1,0-1,5 м и теплым летом (в среднем плюс 15–20 0 С).
Наибольшая часть годовых осадков (при их среднегодовом количестве около 450 мм) выпадает за период с мая по октябрь. Среднее атмосферное давление составляет 730-735 мм.рт.ст. Для ветров характерно преобладание южных, юго-западных и юго-восточных направлений со среднегодовой скоростью около 5 м/с. В районе расположения площади имеется ряд месторождений полезных ископаемых (известняки, гравий, суглинки, песок, гипс и др.), которые в качестве минерального и строительного сырья могут быть использованы для целей строительства объектов различного назначения. Кроме того, в технологической структуре НГДУ имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС. Интенсивная разработка площадей Ново-Елховского месторождения привела к созданию в этом районе инфраструктуры, обеспечивающей занятость значительной части населения на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей индустрии.
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ
2.1 Характеристика геологического строения. Характер распространения коллекторов по пластам
Разрез осадочной толщи Акташской площади, представлен образованиями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, залегающими на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента. Тектонически площадь расположена в пределах структуры второго порядка, осложняющей западный склон Южного купола Татарского свода. От центральной части купола она отделяется достаточно узким (до трех километров) и сравнительно глубоким (до 60 м) Алтунино — Шунакским прогибом меридионального простирания протяженностью до 100 км. Поэтому для нее характерна ассиметричность и различие углов падения. Основными эксплуатационными объектами площади являются отложения кыновского (пласт Д0 ) и пашийского горизонта (Д1 ) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Коллекторами в них являются хорошо отсортрированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Для корреляции отложений осадочной толщи в этой части разреза используются почти те же самые, что и на соседнем Ромашкинском местрождении, реперы. В кровле глин кыновского горизонта в разрезах всех скважин четко выделяется репер «аяксы», к основным может быть отнесен и репер “аргиллит”, залегающий над пластом «в» и выделяющийся почти во всех скважинах. Особенностью разреза является то, что не во всех случаях уверенно может быть выделена подошва пашийского горизонта, ввиду того, что репер «глина», представленный аргиллитами, довольно часто замещается глинистыми алевролитами.
Процесс нестационарного воздействия на пласты
... циклического заводнения. Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического ... пьезопроводности пласта в пределах ... заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. ... заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади ...
Кроме того, в большом количестве скважин бурение прекращалось именно в этой части разреза во избежание вскрытия водонасыщенных коллекторов. Необходимо также отметить, что один из основных реперов «верхний известняк» в пределах Ново-Елховского месторождения имеет значение вспомогательного, поскольку в значительном количестве разрезов он замещен глинистыми породами.
В этих условиях граница между кыновским и пашийским горизонтами достаточно четко проводится по смене нижнекыновских глин песчано-алевролитовыми пашийскими отложениями. Площадь может быть отнесена к числу многообъектных и многопластовых объектов, характеризующихся особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов. Если отложения кыновского горизонта представлены в основном одним (реже двумя) пропластками пласта Д0 , то пашийский горизонт ДI является многопластовым объектом в пределах которого в настоящее время выделяются пласты «а «, «б1 «, «б2+3 «, «в «, «г » и «д «.
Пласты различаются по величине площади, занимаемой продуктивными коллекторами, хотя она может быть впоследствии уточнена при бурении проектных скважин, потому что даже на этой стадии разработки на отдельных участках площади остается неясным положение внешнего контура нефтеносности. В настоящее время доля площади продуктивных коллекторов по отношению к административной составляет по пласту «Д0 » – 0,43, по «а «- 0,22, по «б1 «– 0,29, по «б2+3 » – 0,43, по «в » – 0,17, по «г » — 0,11. Как видим, наибольшими значениями характеризуются пласты «Д0 » и «б2+3 «. По пластам «Д0 «, «в » и «г » значительна площадь высокопродуктивных коллекторов, доля которой изменяется по пластам от 81,7 % (пласт «г «) до 63,2 % (пласт «Д0 «).
Наиболее значительна площадь малопродуктивных коллекторов по пластам «а «, «б1 » и «б2+3 «, а по водонефтяной зоне – по пластам «в » и «г «. Неоднозначно и количество скважин, вскрывших по пластам зоны различного характера насыщения или зоны отсутствия коллектора.
Наибольшим количеством скважин вскрыт нефтенасыщенный коллектор по пластам «Д0 » и «б2+3 «. Прослеживается тенденция увеличения количества водонасыщенных коллекторов сверху вниз по разрезу от пласта «Д0 » к пласту «д «. Например, пласт «Д0 » вскрыт 1334 скважинами, из которых он нефтенасыщен в 672, а водонасыщен в 35 и в то же время аналогичные по насыщенности коллекторы по пласту «г » вскрыты, соответственно, в 249 и 920 скважинах. Особенностью площади является отсутствие гидродинамической связанности между продуктивными отложениями кыновского и пашийского горизонтов. Это подтверждается информацией о характере взаимосвязанности пластов эксплуатационного объекта.
Было установлено, что пласты с подошвенной водой в пределах площади вскрыты в 364 скважинах (табличные данные не приводятся ввиду большого объема).
В результате анализа данных по этим скважинам можно сделать следующие выводы.
1) Средняя абсолютная отметка начального положения водонефтяного контакта (ВНК) в пределах площади составила минус 1513,7 м, с изменением ее по отдельным скважинам от минус 1504,5 м до минус 1519,9
2) В 85 % случаев интервал изменения абсолютных отметок ВНК составляет от минус 1510,0 до минус 1516,0 м и лишь по небольшому количеству скважин характеризуются аномальными значениями, наличие которых в основном связано с влиянием литолого-фациальных факторов [14, 16].
3) В преобладающем большинстве скважин (83,0 %) ВНК был вскрыт в пределах слияний различных пластов. В большей степени водонефтяная зона приурочена к зонам слияния пластам нижнепашийской пачки (60,8 %), гораздо меньше случаев (11,2 %) связано с пластами верхнепашийской пачки. Следует также отметить, что в достаточно большом количестве (11,0 %) случаев ВНК вскрыт в пределах значительных по толщине слияний пластов верхне- и нижнепашийской пачек, охватывающих в ряде случаев интервалы разреза от пласта «а » до «д «. В целом из приведенного графического материала можно видеть, что водонефтяная зона по отдельным пластам достаточно обширна. В процессе анализа скважин, по которым было установлено наличие ВНК, выявлено наличие значительного колебания общей толщины пластов с подошвенной водой — от 2,8 ( скв. 1661) до 31,6 м (скв. 1527) при средней, равной 13,0 м. Кроме того, по этим скважинам было установлено различие по нефтенасыщенной и водонасыщенной толщине коллектора. Так, нефтенасыщенная толщина в этих пластах колеблется от 0,8 м до 20,0 м и составляет в среднем 4,9 м, а водонасыщенная — от 0,6 м до 25,6 м (в среднем — 8,1 м).
Очень важным параметром, который следует учитывать при вовлечении запасов ВНЗ в разработку, является соотношение нефтенасыщенной и общей толщин по пластам с подошвенной водой. В пределах площади оно изменяется, в частности, от 0,058 до 0,909, а в среднем составляет 0,402. В целом с соотношением до 0,3 вскрыты пласты в 149 скважинах, от 0,3 до 0,5 — в 104, более 0,5 — в 112 скважинах. Таким образом, на площади имеется довольно значительная категория скважин, с соотношением 0,3 и менее, условия разработки которых могут быть нерентабельными.
Основная зона развития коллекторов пласта «Д0 » приурочена к центральной части площади. Кроме того, зоны развития коллекторов прослеживаются в северной части и юго-западной её частях. Продуктивные коллекторы преобладающе представлены высокопродуктивными коллекторами. Водонефтяная зона представлена в основном узкими зонами между контурами нефтеносности на краевых участках площади. Относительно небольшие зоны водонасыщенных коллекторов отмечаются в северной части площади.
Пласт «а » в основном характеризуется наличием ограниченных неколлекторами и рассредоточенных по площади зон развития коллекторов различной продуктивности.Пласт имеет линзовидное строение и весьма ограниченное распространение по площади. По площади залегания высокопродуктивные коллекторы лишь незначительно преобладают над другими группами коллекторов. В пределах довольно обширных участков развиты зоны слияния с пластом «б1 «. Водонасыщенные коллекторы вскрыты в основном в северной части площади.
Для пласта «б1 » характерна в основном меридиональная направленность развития коллекторов с преобладанием группы высокопродуктивных. Обращает на себя внимание наличие значительных по площади зон слиния с выше- и нижележащими по разрезу пластами. Водо-нефтяная зона также представлена узкой полосой между контурами, а зоны распространения водонасыщенных коллекторов кроме северной, прослеживаются и северо-западной части площади.
Нефтенасыщенные коллекторы пласта «б2+3 » развиты в пределах центральной и южной частей площади большей частью представлены высокопродуктивными и малопродуктивными глинистыми коллекторами. Малопродуктивные коллекторы прослеживаются в виде незначительных по площади зон. Пласт «б2+3 » имеет наибольшую площадь, занятую нефтенасыщенным коллектором. На фоне площадного распространения коллекторов отмечаются небольшие зоны, представленные неколлектором. При преобладающем зон слияния с пластом «б1 » характерно наличие их, но в меньшей степени, и с нижележащим пластом «в «. Северная часть площади практически представлена зонами развития водонасыщенных коллекторов, они довольно обширны также в западной и восточной частях. Необходимо отметить наличие в этих зонах небольших зон, представленных нефтенасыщенным коллектором, также как и отдельных зон водонасыщенных коллекторов в пределах нефтяной зоны.
Пласт «в » представлен двумя зонами нефтенасыщенных коллекторов различной продуктивности с преобладанием высокопродуктивных, приуроченными к центральной и южной частям площади. Отмечаются многочисленные зоны слияния с пластом «г «. В пределах отдельных участков прослеживаются зоны слияния с вышележащими пластами. На значительной части площади вскрыты водонасыщенные коллекторы. Водонефтяная зона представлена не только в виде узкой полосы, но и отдельных участков, где вскрыты пласты с подошвенной водой.
Пласт «г » в пределах Акташской площади водонасыщен на значительной части площади. Нефтенасыщенные коллекторы, представленные в основном высокопродуктивными и высокопродуктивными глинистыми коллекторами, вскрыты в пределах трех участков в центральной и южной частях площади, а также в виде отдельных небольших зон в водонасыщенной части площади.
Пласт «д » практически представлен водонасыщенными коллекторами. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в пределах площади лишь в единичных скважинах, поэтому карта по нему не приводится.
Характеризуя в целом строение эксплуатационного объекта, можно отметить, что геологическая модель площади отличается значительной неоднородностью строения слагающих их коллекторов, различием коллекторских свойств выделяемых групп и характерной для площади ограниченностью площадного распространения продуктивных отложений. Несомненно, что все это являлось в целом осложняющим фактором на протяжении всего периода разработки площади.[2]
2.2 Литология пластов
О степени гидродинамической связанности продуктивных пластов может свидетельствовать и толщина глинистых разделов между ними (таблица 2.1).
Минимальная толщина раздела между всеми пластами составляет 0,4 м.
|
Толщина |
Толщина глинистых разделов, м |
||||||
|
Д0 — а |
а — б1 |
б1 — б2+3 |
б2+3 — в |
в — г |
г — д |
||
|
Количество |
240 |
147 |
301 |
607 |
309 |
251 |
|
|
Минимальная |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
|
|
Максимальная |
13,4 |
4,6 |
5 |
7,6 |
7,6 |
12 |
|
|
Средняя |
3 |
1,2 |
1,3 |
3,6 |
1,9 |
3,4 |
|
Максимальная толщина раздела установлена между пластами «Д0 » и «а » (13,4 м), а между пластами пашийского горизонта изменяется от 4,6 м до 12,0 м. Средняя толщина раздела изменяется от 1,2 до 3,6 м.
Рассматриваемые отложения отличаются неоднородным строением как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствуют данные таблиц 2.1 и 2.2.
|
Таблица 2.2 — Статистические показатели характеристик неоднородности. Коэффициенты песчанистости и расчлененности |
||||||
|
Горизонт (пласт) |
Коэффициент песчанистости (в целом / по продукт. части), д.ед. |
Коэффициент расчлененности, (в целом / по продукт. части), д.ед. |
||||
|
кол-во скважин |
среднее значение |
коэфф. вариации |
кол-во скважин |
среднее значение |
коэфф. вариации |
|
|
кыновский (Д 0 ) |
709 / 643 |
0,365 / 0,330 |
0,25 / 0,22 |
707 / 699 |
1,13 / 1,12 |
0,329 / 0,329 |
|
пашийский (Д I ) |
790 / 444 |
0,565 / 0,465 |
0,327 / 1,944 |
790 / 446 |
3,53 / 2,75 |
0,402 / 0,509 |
В таблице 2.2 значения коэффициентов песчанистости (Кпес ) и расчлененности (Кр ) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта. Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в целом равна 0,565, а по его продуктивной части — 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330.
При анализе величин Кр видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент в целом составляет 3,53, а по продуктивной части — 2,75, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов.
По кыновскому горизонту эти величины равны, соответственно, 1,13 и 1,12, т.е. в большей части скважин вскрывался один пласт.[7]
2.3 Основные параметры пласта
2.3.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
При выполнении работы были использованы результаты обработки кернового материала в лаборатории петрофизических исследований ТатНИПИнефть, а также данные геолого-геофизического каталога (не приводится ввиду его большого объема), в котором выделение коллекторов проведено в соответствие с положениями, изложенными в [18].
В указанной методической работе, выполненной к 1985 г перед подсчетом запасов в целом по Ромашкинскому месторождению, была обоснована промысловая классификация для выделения различных групп коллекторов в терригенных отложениях пласта Д0 и горизонта Д I . Для этой цели были использованы такие параметры, характеризующие продуктивность отложений, как абсолютная проницаемость и глинистость. По данной методике породы-коллекторы подразделяются на два класса: высокопродуктивные (абсолютная проницаемость более 0,1 мкм2 ) и малопродуктивные (0,03-0,1 мкм2 ).
В свою очередь, в высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая – высокопродуктивные неглинистые коллекторы (объемная глинистость менее 2,0 %), вторая — высокопродуктивные глинистые коллекторы (объемная глинистость более 2,0 %).
В группе малопродуктивных коллекторов глинистость более 2,0 %. Породы с проницаемостью менее 0,03 мкм2 отнесены к промышленно непродуктивным. Для характеристики коллекторских свойств выделяемых пластов в работе были использованы как данные интерпретации результатов проведенных геофизических исследований скважин, так и информация, полученная в процессе лабораторных исследований (таблица 2.3).
Ввиду преобладающего количества данных средние величины параметров приняты по данным геофизических исследований. [5]
|
Пласт, гори- зонт |
Группы пород-коллекторов |
В целом |
||||||||||
|
1 |
( I ) |
2 |
||||||||||
|
пористость* д.ед. |
прониц * мкм 2 |
нефтенас**, д.ед. |
пористость* д.ед. |
прониц * мкм 2 |
нефтенас**, д.ед. |
пористость* д.ед. |
прониц-сть* мкм 2 |
нефтенас** д.ед. |
пористость* д.ед. |
прониц * мкм 2 |
нефтенас*, д.ед. |
|
|
Д 0 Д I a Д I б 1 Д I б 2+3 ДI в ДI г ДI д Д I (в сред- нем) |
0,206 0,206 0,212 0,219 0,215 0,215 0,184 0,208 |
0,845 0,776 0,885 0,953 0,99 0,936 0,347 0,814 |
0,853 0,819 0,844 0,847 0,845 0,837 0,722 0,819 |
0,184 0,192 0,188 0,192 0,182 0,183 — 0,187 |
0,36 0,29 0,246 0,294 0,197 0,349 — 0,275 |
0,763 0,739 0,758 0,754 0,746 0,747 — 0,749 |
0,158 0,158 0,157 0,157 0,153 0,157 — 0,156 |
0,077 0,062 0,063 0,057 0,058 0,093 — 0,067 |
0,731 0,72 0,723 0,714 0,714 0,688 — 0,712 |
0,2 0,194 0,2 0,205 0,208 0,211 0,184 0,2 |
0,741 0,519 0,636 0,702 0,865 0,875 0,347 0,657 |
0,836 0,783 0,812 0,814 0,831 0,829 0,722 0,798 |
*-средневзвешенная по толщине
**-средневзвешенная по толщине и пористости
В результате получено, что в целом по рассматриваемым отложениям средняя пористость по горизонту составляет 20,0 %, проницаемость — 0,657 мкм2 , а нефтенасыщенность — 0,798. В то же время установлено, что по параметрам, характеризующим их коллекторские свойства, они различаются как в среднем, так и по группам коллекторов (таблица 2.3).
Так, пористость по пластам в среднем изменяется от 18,4 % до 21,1 %. По высокопродуктивным неглинистым коллекторам она равна 20,8 %, а по малопродуктивным лишь 15,6 %.
Аналогичная тенденция ухудшения коллекторских свойств от высокопродуктивных к малопродуктивным прослеживается также по проницаемости и нефтенасыщенности.
В работе большой объем исследований по анализу кернового материала проведен в лаборатории петрофизических исследований ТатНИПИнефть Юдинцевым Е.А. и Ахметовым В.Н. Эти исследования были направлены на изучение коллекторских свойств продуктивных отложений, смачиваемости пород и относительных фазовых проницаемостей, а также коэффициентов вытеснения. Как видно из таблицы 2.4, по представительному количеству образцов и определений были обоснованы параметры, характеризующие коллекторские свойства отложений. Кроме средних значений приведены интервалы изменения этих параметров, и они порой значительны, что указывает на неоднородность отложений. По отложениям кыновского горизонта среднее значение проницаемости равно 0,768 мкм2 , пористости — 0,195, нефтенасыщенности – 0,886 и насыщеннности связанной водой –0,114. По отложениям пашийского горизонта средние значения этих параметров равны, 0,682 , 0,203, 0,860 и 0,140 мкм2 соответственно.[7]
Таблица 2.4 — Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по Акташской площади Ново — Елховского месторождения
|
Наименование |
Проницае- мость, 10 -3 мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная нефтенасы- щенность, доли ед. |
Насыщен- ность связанной водой, доли ед. |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||||||
|
К ы н о в с к и й г о р и з о н т |
|||||||||||
|
Кол-во скважин, шт. |
21 |
23 |
22 |
22 |
|||||||
|
Кол-во определений, шт. |
374 |
391 |
333 |
333 |
|||||||
|
Среднее значение |
768 (ариф.) 593 (геом.) |
0,195 |
0,886 |
0,114 |
|||||||
|
Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения |
0,790 25,9-4206 |
0,119 0,101-0,282 |
0,094 0,382-0,985 |
0,729 |
|||||||
|
0,015-0,618 |
|||||||||||
|
П а ш и й с к и й г о р и з о н т |
|||||||||||
|
Кол-во скважин, шт. |
38 |
38 |
34 |
34 964 |
|||||||
|
Кол-во определений, шт. |
1109 |
1125 |
964 |
||||||||
|
Среднее значение |
682 (ариф.) 491 (геом.) |
0,203 |
0,860 |
0,140 |
|||||||
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,767 |
0,124 |
0,101 |
0,620 |
|||||||
|
Интервал изменения |
18,5-4084 |
0,083-0,268 |
0,285-0,993 |
0,007-0,715 |
|||||||
2.3.2 Толщина пластов
Общая толщина отложений горизонта Д I составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина — 14,2 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная — 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта Д0 составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная – 3,1 м. Анализ толщин по отдельным пластам указывает на наличие различий средних нефтенасыщенных толщин как по пластам, так и группам коллекторов (таблица 2.5).
Наименьшей средней нефтенасыщенной толщиной (около 2 м.) характеризуются пласты «а » и «б1 «, а по другим пластам она составляет около трех метров. Сопоставление толщин по группам коллекторов указывает на то, что в целом нефтенасыщенная толщина пластов, представленных высокопродуктивными коллекторами выше, чем по группе высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных. Для водонасыщенных характерна такая же тенденция.[7]
Таблица 2.5-Нефтенасыщенные и водонасыщенные толщины пластов
|
Пласты |
Нефтенасыщенная / водонасыщенная толщина, м |
Всего по пласту |
||
|
группы пород |
||||
|
I |
( I ) |
2 |
||
|
Д 0 |
3,2 /2,7 |
1,8 / 3,9 |
1,8 / 2,2 |
3,1 / 2,8 |
|
Д I a |
1,8 / 1,6 |
1,4 / 1,3 |
1,2 / 1,4 |
1,5 / 1,5 |
|
ДI б1 |
2,1 / 2,0 |
1,5 / 1,6 |
1,3 / 1,6 |
1,8 / 1,9 |
|
ДI б2+3 |
3,7 / 3,4 |
2,0 / 2,0 |
1,9 / 1,8 |
3,2 / 3,1 |
|
ДI в |
2,6 / 2,5 |
1,4 / 1,5 |
1,6 / 1,7 |
2,5 / 2,3 |
|
ДI г |
3,9 / 6,9 |
2,3 / 3,0 |
1,7 / 2,6 |
3,9 / 6,7 |
|
ДI д |
2,1 / 3,2 |
0 / 2,4 |
0 / 2,0 |
2,1 / 3,0 |
2.3.3 Показатели неоднородности пластов
В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта (таблица 2.6).
Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам изменяется в пределах от 0,321 до 0,967, а коэффициент выдержанности — от 0,450 до 0,987. Коэффициент сложности изменяется по пластам в довольно широких пределах (от 2,585 до 15,571).
Таблица 2.6 — Зональная неоднородность пластов |
|||
|
Пласты |
Вероятность вскрытия коллектора, д.ед. |
Коэффициент выдержанности, д.ед. |
Коэффициент сложности, д.ед. |
|
Д0 |
0,511 |
0,835 |
7,027 |
|
ДI а |
0,321 |
0,450 |
15,571 |
|
ДI б1 |
0,505 |
0,604 |
14,17 |
|
ДIб2+3 |
0,780 |
0,876 |
7,422 |
|
ДI в |
0,585 |
0,757 |
10,988 |
|
ДI г |
0,967 |
0,987 |
2,585 |
|
ДI д |
0,668 |
0,704 |
9,371 |
Пласт «а » в основном характеризуется наличием ограниченных неколлекторами и рассредоточенных по площади зон развития коллекторов различной продуктивности линзовидного или полосообразного строения. По площади залегания высокопродуктивные коллекторы лишь незначительно преобладают над другими группами коллекторов. В пределах довольно обширных участков развиты зоны слияния с пластом «б1 «. Водонасыщенные коллекторы вскрыты в основном в северной части площади.
Для пласта «б1 » характерна в основном меридиональная направленность развития коллекторов с преобладанием группы высокопродуктивных. Обращает на себя внимание наличие значительных по площади зон слиния с выше- и нижележащими по разрезу пластами. Водо-нефтяная зона также представлена узкой полосой между контурами, а зоны распространения водонасыщенных коллекторов кроме северной, прослеживаются и северо-западной части площади.
Нефтенасыщенные коллекторы пласта «б2+3 » развиты в пределах центральной и южной частей площади большей частью представлены высокопродуктивными и малопродуктивными глинистыми коллекторами. Малопродуктивные коллекторы прослеживаются в виде незначительных по площади зон. Пласт «б2+3 » имеет наибольшую площадь, занятую нефтенасыщенным коллектором. На фоне площадного распространения коллекторов отмечаются небольшие зоны, представленные неколлектором. При преобладающем зон слияния с пластом «б1 » характерно наличие их, но в меньшей степени, и с нижележащим пластом «в «. Северная часть площади практически представлена зонами развития водонасыщенных коллекторов, они довольно обширны также в западной и восточной частях. Необходимо отметить наличие в этих зонах небольших зон, представленных нефтенасыщенным коллектором, также как и отдельных зон водонасыщенных коллекторов в пределах нефтяной зоны.
Пласт «в » представлен двумя зонами нефтенасыщенных коллекторов различной продуктивности с преобладанием высокопродуктивных, приуроченными к центральной и южной частям площади. Отмечаются многочисленные зоны слияния с пластом «г «. В пределах отдельных участков прослеживаются зоны слияния с вышележащими пластами. На значительной части площади вскрыты водонасыщенные коллекторы. Водонефтяная зона представлена не только в виде узкой полосы, но и отдельных участков, где вскрыты пласты с подошвенной водой.
Пласт «г » в пределах Акташской площади водонасыщен на значительной части площади. Нефтенасыщенные коллекторы, представленные в основном высокопродуктивными и высокопродуктивными глинистыми коллекторами, вскрыты в пределах трех участков в центральной и южной частях площади, а также в виде отдельных небольших зон в водонасыщенной части площади.
Пласт «д » практически представлен водонасыщенными коллекторами. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в пределах площади лишь в единичных скважинах, поэтому карта по нему не приводится. [7]
2.4 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды
Исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей пашийских отложений проводилось с использованием проб, отобранных из скважин, расположенных в пределах площади. Эти пробы исследовались в лаборатории исследования свойств нефтей и газов ТатНИПИнефть. С этими пробами в лаборатории исследования ресурсов и свойств нефти и газа ТатНИПИнефть проводились различные виды исследований физико-химических свойств нефтей с использованием целого ряда утвержденных ГОСТ: плотность нефти (кг/м3 ) при нормальных условиях определялась пикнометрическим методом по ГОСТ 3900-85; кинематическая вязкость нефти (мм2 /с) при нормальных условиях определялась при помощи капиллярных вискозиметров ВНЖ по ГОСТ 33-2000; содержание асфальтено-смолистых веществ (массовые доли в %), определялось методом экстрагирования в аппаратах Сокслета по Маркуссону-Саханову; содержание парафина (массовые доли в %), определялось методом вымораживания парным растворителем (ацетон-бензол) по ГОСТ 11851-85; содержание в нефти общей серы (массовые доли в %) определялось на рентгено-флуоресцентном анализаторе «Oxford Lab-X3000 «, который основан на принципе измерения спектра вторичного рентгеновского излучения исследуемого продукта по ASTM D4294; молекулярная масса нефти определялась криоскопическим методом на приборе Бекмана; определение фракционного состава (разгонка) нефти по ГОСТ 2177-99. Все данные исследования приведены в соответствие с требованиями РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений». При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Результаты анализов нефтей кыновского и пашийского горизонтов: средние значения основных параметров нефти по горизонтам характеризуются следующими величинами: давление насыщения – по кыновскому 7,2 МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание — 49,2 м3 /т и 53,2 м3 /т, объемный коэффициент при однократном разгазировании — 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПа×с и 4,0 мПа×с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м3 , пашийской — 816,0 кг/м3 ; сепарированной кыновской 871,8 кг/м3 , пашийской – 872,0 кг/м3 . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6-1,8 % масс), парафина (1,89-1,97 % масс.) нефти являются сернистыми и парафинистыми. Кинематическая вязкость при 20 о С составляет по кыновской нефти 18,1×10-6 м2 /с, а по пашийской – 17,9×10-6 м2 /с.
По данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами кыновско-пашийских отложений являются песчано-алевритовые разности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, колеблются в пределах от 1 до 450 м3 /сут при различных динамических уровнях. Режим залежи упруго-водонапорный. Результаты изучения состава и свойств вод, приведенные в таблице 2.7, свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией от 234,62 до 305,65 г/л (в среднем 277,57 г/л).
Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м3 ): CL— — 4858,94; SO4 — — — 0,38; HCO3 — — 0,73; Ca++ — 521,5; Mg++ — 163,82; K+ + Na+ — 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м3 (в среднем 1190,0), вязкость — 1,73-2,00 мПа∙с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3 /т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0 мПа, Газовый состав вод — азотно-метановый. [7]
Ключевые слова —
|
Таблица 2.7-Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско- |
|||||
|
кыновских отложений |
|||||
|
Содержание ионов, моль/м 3 и примесей, г/м 3 |
Количество исследований |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||
|
скважин |
проб |
||||
|
Cl — |
93 |
93 |
4122,96 — 5334,74 |
4858,94 |
|
|
&nb |
|||||
