Геология Западно-Лениногорской площади за 2020 год. часть 1 и 2. 1 исходные данные 1 Характеристика геологического строения
 Скачать 234 Kb.
|
 1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ  1.1 Характеристика геологического строенияЗападно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирования разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн.т. с сохранением его в течении 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн.т Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработки площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100. Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями. В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы [2]. Климат района резко континентальный, Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров- Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 –-14,4 С. Наиболее теплым месяцем является июль 18-19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторое годы до -49 С. Максимальная летняя 38 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. год. Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1 которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30-0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляет совокупность трех типов пород-коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами. Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций. Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1 следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов «б» и частично «в». Применение статических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом. С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что естественно в какой-то мере изменило геологическое представление о строении площади. Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличении доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт «а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки «б». Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов. Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам. В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта. В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать что пласты залегают достаточно обособлено друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами «б1» и «б2»-41%, «г1» и «г2»-34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади [2]. 1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов Поскольку в настоящие время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличается, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2, а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это видимо объясняется различным объектом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразней их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой. Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивных неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3». При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43-0,53. Средние значение пористости и нефтенасыщенности по пласту отличается незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта «г1» составляет 0,665 мкм2, а пласта «б3»- 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2. Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых. Таким образом, проведение геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2» отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые например на первом блоке составляют 92% площади. Для глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в». Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке. Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличается по коллектарским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия [2]. 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Изучение физико-химические свойства пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте «ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть». Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам. Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Свойства пластовой нефти Давление насыщения газом - 4,8-9,3 МПаГазосодержание - 52,2-66,2 % Суммарный газовый фактор - 50,0 Плотность - 768,0-818,0 кг/м3 Вязкость - 2,4-10,4 мПас Объемный коэффициент при дифференциальном разгозировании - 1,128-1,196 Плотность дегазированной нефти - 795,0-879,0 кг/м3 Компонентный состав газа Азот-редкиеВ т.ч. гелий - 10,36 % Метан - 39,64 % Этан - 22,28 % Пропан - 18,93 % Изобутан - 1,74 % Гексан - 0,46 % Н. Бутан - 4,36 % Изопентан - 0,67% Н. Пентан - 0,65 % Сероводород - 0,02 % Углекислый газ - 0,8 % Плотность газа - 1,2398 кг/м3 Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией 252-280 г/л, в среднем 270г/л в ионо-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168 г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г/см3, вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248-0,368 м3/м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан [2]. |