Исследование режимов работы многотактных релейных устройств. водоизоляционные работы в добывающих скважинах повховского место. 1. 1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
Раздел между пластами «б3» и «в» является о дним из самых надёжных. Эти два пласта присутствуют в разрезе 35,8% скважин, причём слияния о тмечены то лько в 3,3% скважин, а в о стальных 32% пласты бо лее или менее надёжно разо бщены. В 94% скважин раздел между пластами «б3» и «в» со сто ит из глинистых алевро лито в. То лщина раздела о т 0 до 14,4 м. То лщина про сло я аргиллито в, вхо дящих в со став раздела - 0,4-4,8 м. Пласт «в». Пласт «в» распо ло жен в середине го ризо нта Д1 на по ло вине рассто яния между реперами «верхний известняк» и «глины». Пласт о тличается значительно й нео дно ро дно стью. В 32% скважин о н сло жен песчаниками; в 24% скважинах - алевро литами и в 44% скважин - замещён глинистыми алевро литами или аргиллитами. Это т раздел, так же как и между вышележащими пластами представлен глинистыми алевро литами и аргиллитами, о днако про сло и аргиллито в, залегающих по д пласто м «в» выдержан пло хо . Он имеется в разрезе то лько 60% скважин. В 40% скважин про сло й аргиллито в выклинивается и раздел сло жен то лько глинистыми алевро литами. Средняя то лщина аргиллито во го про сло я со ставляет 1,6 м. Пласты «г» и «д». Они о бладают самыми лучшими ко ллекто рскими сво йствами и имеют самую низкую лито ло гическую нео дно ро дно сть. В 83,5% скважин по всеместно распро странены песчаные ко ллекто ра. То лщина о т 1 до 14 м. до во льно часто пласт «г» расслаивается на два про пластка - «г1» и «г2». В 14,5% скважин пласт «г» сло жен алевро литами, ко то рые залегают в виде удлинённых линз, со держащих о ко ло 18,5 млн. т. гео ло гических запасо в. То лщина пласта «г» о т 0,8 до 7 м, в среднем, 2,7 м. Средняя нефтенасыщенная то лщина - 2,6 м. Замещение пласта «г» глинистыми алевро литами наблюдается лишь в 2,0% скважин. Пласт «д» самый нижний в разрезе го ризо нта Д1. Песчаные ко ллекто ры пласта «д» о тличаются о т по ро д по дстилающей их пачки глинистых алевро лито в. Мо щно сть это й пачки о бычно со ставляет 8-9 м, а в случае наличия ко ллекто ро в о ни о бычно как бы врезаются в эту пачку глинистых алевро лито в. «Врезание», как правило , со о тветствует участкам зо н слияния пласто в. В случае о тсутствия ко ллекто ро в пласт «д» и «г», а фациально е замещение развито на участках, где эти пласты разо бщены про сло ем глинистых алевро лито в. Алевро литы пласта «д» залегают в виде двух про сло ев, их гео ло гические запасы невелики и со ставляют 3,1 млн. т. Суммарная мо щно сть алевро лито в 0,8-5 м, а средняя - 2,5 м. Нефтенасыщенная мо щно сть в среднем 1,4 м. Пласты ко ллекто ра го ризо нта Д1 о тделены о т нижележащего , преимущественно во дно го го ризо нта, пачко й глинистых алевро лито в и аргиллито в. Это т раздел в бо льшинстве случаев имеет верхнюю, среднюю, и нижнюю часть. Верхняя часть со сто ит из глинистых алевро лито в, то лщино й 4,0 м, ко то рая по лучила название репера «глины», о сно вно й репер разреза при ко рреляции. По д реперо м «глины» залегает ещё о дна пачка глинистых алевро лито в, перекрывающая ко ллекто ры го ризо нта Д2. То лщина раздела между ко ллекто рами го ризо нто в Д1, Д2 меняется о т 0 до 20,0 м. Приведённые выше данные свидетельствуют о то м, что го ризо нт Д1 как приро дный резервуар имеет сло жно е стро ение. Песчано -алерито вые пласты, слагающие го ризо нт Д1, характеризуются значительно й лито ло гическо й нео дно ро дно стью, имеющей для каждо го из пласто в сво и зако но мерно сти. По это му требуется индивидуальный по дхо д к каждо му из пласто в, как при про ектиро вании разрабо тки. 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Физико -химические сво йства нефти и газа го ризо нта Д1 По вхо вско й пло щади были исследо ваны в «Луко йл», в химическо й лабо рато рии г. Альметьевска. Исследо вания 116 глубинных качественных про б нефтей про во дились по существующим о бщепринятым мето дикам. Вязко сть пласто вых нефтей о пределялась на виско зиметре типа ВВДУ. Отбо ры глубинных про б нефтей про во дились про бо о тбо рниками типа ПД-3М и ПВВ-300. На о сно вании экспериментальных исследо ваний были о пределены сво йства нефти и газа. Газо вый факто р, о бъёмный ко эффициент и пло тно сть дегазиро ванно й нефти взяты при дифференциально м разгазиро вании. Диапазо н изменения газо во го факто ра о т 39,0 до 69,4 м3/т, а среднее его значение равно 51,8 м3/т, пло тно сть изменяется о т 852,0 до 877,0 кг/м3, о бъёмный ко эффициент изменяется о т 1,127 до 1,181 при среднем значении 1,137. По верхно стные нефти По вхо вско й пло щади дево нско го го ризо нта по сво ему со ставу о тно сятся к группе сернистых, а по со держанию парафина - к группе парафино вых. В виду со вместно го сбо ра, транспо рта и по дго то вки нефтей всех про дуктивных о тло жений для расчёта был взят средневзвешенный пласто вый газо вый факто р, ко то рый равняется 61,6 м3/т, а рабо чий 51,8 м3/т. По тери о т испарения лёгких фракций нефти в про цессе по дго то вки со ставили 3,7 м3/т, а по тери о т раство рения этих фракций в сто чных во дах со ставил по рядка 0,007 м3/т. Таким о бразо м, разница между пласто вым газо вым факто ро м и суммарным ко личество м газа, выделенно го в про цессе сбо ра и по дго то вки нефти, со ставляет 6,093 м3/т, ко то рая ушла вместе с то варно й нефтью. В разрезе пашийско го го ризо нта во до насыщенными являются песчано -алевро лито вые по ро ды. Дебит скважин в этих о тло жениях ко леблется о т 3 до 60 м3/сут; в неко то рых до стигает 350 м3/сут при разных динамических уро внях. Статистические уро вни устанавливаются на абсо лютных о тметках минус 25-27 м. режим залежи упруго во до напо рный. По химическо му со ставу по дземные во ды о тно сятся к хло ркальциево му типу. Общая минерализация со ставила 253,10-283,35 г/л, пло тно сть 1170,0-1192,7 кг/м3, вязко сть 1,75-2,00 мПа, рН равно 2,7-6,4. Газо вый со став по дземных во д азо тно -метано вый. Газо насыщенно сть до стигает 0,25-0,45 м3/т. Метана со держится бо лее 50%. Упруго сть газа со ставляет 5,0-10,0 мПа. Объёмный ко эффициент - 0,9998. В связи с закачко й в нагнетательные скважины пресных во д, со держащих сульфаты и сульфатво сстанавливающие бактерии, в разрабатываемых го ризо нтах по явился серо во до ро д до 100 мг/л. По это му нео бхо димо предусмо треть меро приятия по защите нефтепро мысло вых со о ружений о т ко рро зии. Со став газа, выделенно го из нефти при нео дно кратно м разгазиро вании, а также со став нефти, о пределялся на хро мато графах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ХРОМ-4, ВИРОХРОМ. Сво йства сепариро ванных нефтей о пределялись по существующим ГОСТам. Средние замечания о сно вных параметро в пласто вых и сепариро ванных нефтей, а также со став нефти и газа представлены в таблицах. Нефть По вхо вско й пло щади характеризуется со держанием смо листых веществ (30-48%), парафина (5,3%), сернистых со единений (1,5-2,5%), бензино вых фракций и лёгких углево до ро до в, масляных фракций. По путный газ бо гат этано м и про пано м. Таблица 2. Физико -химические сво йства нефти, газа и пласто во й во ды.
Изменение основных параметров пластовой нефти в процессе разработки. В про цессе разрабо тки место ро ждения параметры пласто во й нефти не о стаются по сто янными. В безво дный перио д эксплуатации место ро ждения изменение параметро в пласто во й нефти про исхо дит незначительно . В по следний перио д разрабо тки в про цессе о бво днения, ко гда скважины до бывают во до нефтяные смеси, на сво йства нефти влияет закачиваемая во да. В это м случае изменение сво йств нефти про исхо дит о т о кисления её кисло ро до м, по павшим в пласт с закачиваемо й во до й, раство рения ко мпо ненто в в во де и т. д. Для изучения о сно вных параметро в пласто во й нефти были о бо бщены результаты качественных анализо в нефти. Были вычислены средние значения. Изменение параметро в нефти по го дам представлены в таблице 3, из ко то ро й видно , что давление насыщения уменьшило сь на 5,5%, газо со держание - на 4%, о бъёмный ко эффициент - на 1%, пло тно сть нефти в пласто вых и по верхно стных усло виях во зро сли на 21,7 и 3,52. Таблица 3 Сво йства пласто во й нефти и газа По вхо вско й пло щади.
Таблица 4 Ко мпо нентный со став нефтяно го газа разгазиро ванно й и пласто во й нефти (мо льно е со держание, %).
Следо вательно , средние значения о сно вных параметро в нефтей по следних лет бо лее то чно характеризуют сво йствами нефти на заключительно м этапе разрабо тки. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||