нефть. 1. Общие сведения 1 Краткая характеристика района
 Скачать 0.59 Mb.
|
|
Основным методом регулирования процесса разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления разрабатываемых пластов путём их искусственного заводнения. Эффективность принятой системы разработки определяется не только степенью достоверности получаемой информации о геологическом строении объекта разработки, но и знанием закономерностей его заводнения, которые устанавливаются по результатам исследований нагнетательных скважин. Поэтому решение вопросов исследования нагнетательных скважин с целью систематических наблюдений как за закачкой воды, так и их технического состояния имеет первостепенное значение при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а так же при охране недр и окружающей среды. Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости от решаемых задач в значительной степени снижает эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин. В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу измерений в зависимости от характера решаемых задач при контроле и регулировании процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Приведены основные технические и метрологические характеристики применяемой аппаратуры, определена область её применения. 1. Общие сведения 1.1 Краткая характеристика района Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире. Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р.Оби. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет - 30 С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-250 С). Самым теплым - июль (+200 С). Абсолютный минимум температур -500 С, абсолютный максимум +470 С. Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п.Покур, п.Вата и другие - расположены на берегу р.Оби в 35 км и более километрах от рассматриваемого месторождения .Коренное население этого района - русские, ханты и манси. В малонаселенном прежде районе быстро увеличилась численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов России. Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие. В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства, и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 250 тысяч человек. 1.2 История открытия месторождения Открытию многочисленных месторождений нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы: . Аэромагнитная съемка масштаба 1 : 1000000 . Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1 : 1000000 . Сейсмозондирование и колонковое бурение. Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы, и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод. На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводится с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Агинскую и другие структуры. Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями . После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза. 1.3 Вывод С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высоко развитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами, позволяет быстро обмениваться информацией, опытом, кадрами и новой техникой. Это позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района. В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 47 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров. Самотлорское месторождение является одним из самых старых месторождений района и лидирует по размерам. 2. Геологическая часть 2.1 Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. скважина геологический водонагнетательный нефть Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента. Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями. В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу вверх: БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 м. Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ1, АВ2-3 и АВ4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ8 и БВ10 соответственно 2130 и 2220 м. Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ11 и ЮВ12 (васюганская свита верхней юры), БВ19-20 (ачимовская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ6-7 (вартовская свита, барремский ярус). Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ6-7, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, и в сеноманском ярусе. 2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения Самотлорское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов - первый (олигоцен-четвертичный), второй (турон-олигоценовый), третий (ант-альб-сеноманский), четвертый (неокомский) и пятый (юрский). Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый комплекс не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Он делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж. Пятый водоносный комплекс - трещиноватая зона фундамента, породы коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Вскрытая толщина комплекса 266-303 метра. Коллекторские свойства низкие (Кпо=15-20%, Кпр=0.01-65х10 -15 м2). Дебиты изменяются от 0.52 до 6.79 м3/сут при депрессии 5.33 и 4.45 МПа и от 21.0 до 65.3 м3/сут (при динамическом уровне 854 метра). Qmax=138.6 м3/сут (васюганская свита). Судя по замерам статического уровня, воды этого комплекса напорные. Воды соленые, хлоркальциевого типа, минерализация 22.8-33.3 г/л. 90-95% солевых компонентов приходится на CL(-) и Na(+). I-1.7-10 мг/л, Br-44.7-67.1 мг/л, NH3(-)-24.0-60.0 мг/л. Характерно отсутствие углекислоты и сероводорода. Растворенный в воде газ имеет метановый состав. Содержание (в %): CH4-95.5, C2H6-2.3, C3H8-1.3, C4H10-0.5, C5H12-0.2, C6H14-0.1, N2-0.3. Перекрывается пятый водоносный комплекс пачкой плотных битоминозных аргиллитов георгиевской, баженовской и мегионской свит толщиной 40-50 метров. Четвертый водоносный комплекс охватывает отложения мегионской, вартовской и нижней части алымской свит валанжин-готерив барремского возраста. Кпо=20-30%, Кпр=20-40х10-15 - 1х10х10-12м2. Толщина свиты 580-630 метров. Воды являются напорными. Пластовые воды CL-Ca типа с минерализацией пластов БВ от 20.0 до 33.5 мг/л и вышележащих АВ от 17.0 до 24.0 мг/л. Преобладают CL(-) и Na(+), содержание которых соответственно 10845.0-20161.0 мг/л и 5864.0-10827.0 мг/л. (++)=334.0 мг/л(АВ4-5) = 2220.0 мг/л (БВ8).(-)=586/4 мг/л(БВ1-2) = 85 мг/л (АВ1). Микрокомпоненты I, Br, NH4, B и SO2. Подземные воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием СН4=93%, тяжелых УВ=17%, N=1.6-4.15%, CO2=2.13%, SH4 отсутствует. Четвертый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м. Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской свиты апт-альб-сеноманского возраста. Отличается от выше и нижележащих преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Толщина изменяется от 680 до 700 метров. Водонасыщенные отложения в рассматриваемом районе характеризуются высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10-15 м2 - 360-970х10-15 м2. Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения. Воды напорного апт-сеноманского комплекса CL-Ca типа, бессульфатные с минерализацией 15.3 г/л - 19.2 г/л. Водоупором сеноманского комплекса является мощная (500-800 метров) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста. Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров. Воды комплекса напорно-безнапорные. Дебиты водозаборных скважин на месторождении изменяются от 389 до 717 м3/сут. Комплекс находится в зонах интенсивного и затрудненного водообмена. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения в рассматриваемом районе используются воды атлым-новомихайловского и тавдинского водоносных горизонтов. 2.3 Характеристика продуктивных пластов 2.3.1 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ10 Горизонт БВ10 залегает на глубинах 2100 - 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород. В настоящее время в составе горизонта выделяются два пласта БВ100 и БВ101+2. Пласты БВ100 и БВ101-2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ100 от залежи пласта БВ101-2. Основная залежь, содержащая 72.8% запасов горизонта, приурочена к южной части структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 24´18.5 км, высота - 125 м. Северная залежь приурочена к Северу-Белозерной структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10.5´12 км, высота - 75. В пласте БВ100 разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская. Северо-Белозерная залежь структурно-литологического типа, содержит 88.5% запасов БВ100. Залежь имеет неправильную форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ - 1750 м. ВНК фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 м. Размеры залежи 18´25 км, высота - 110 м. Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 км к северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 3´7 км, высота - 32 м. В пределах залежей пласт БВ100 развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами. Общая толщина пласта - 15 м. Объект БВ10 Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются: гидродинамически связанные коллекторы (ГСК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК - 0,422 м2.10-12, залегают в кровельной части разреза горизонта; прерывистые коллекторы (ПК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 - 0,6. Проницаемость ПК - 0,109 м2.10-12, залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта; сильно прерывистые коллекторы (СПК), приурочены к интервалам разреза с песчанистостью 0,3 и менее. Проницаемость СПК - 0,036 м2.10-12, залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза. По удельному содержанию объема пород того или иного литологического класса продуктивные пласты подразделяют на 4 типа: . Средняя песчанистость Р > 0,7; в разрезе присутствуют лишь ГСК; . 0,5 < Р < 0,7; доля ГСК изменяется от 0,5 до 1; . Средняя песчанистость 0,3 < Р <0,5; доля ГСК от 0,5 до 0,3; преобладают пропластки, относящиеся к ПК и СПК; . Р < 0,3, ГСК в разрезе отсутствует; преобладает СПК, на долю которого приходится 50 - 100% объема нефтенасыщенных пород. В соответствии с приведенной выше классификацией на большей части площади горизонт БВ10 по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения. Пласт БВ10 в площади ОДАО "Самотлорнефть" представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0,4 до 4,0 м. 2.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ8 Горизонт БВ8 является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине. По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ8 выделяют сверху вниз три пласта: БВ80, БВ81-2, БВ83. К выделенным пластам приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ81-3 и залежь пласта БВ80. Залежь пласта БВ81-3 - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27´37.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ81-2 и БВ83. Пласт БВ81+2 развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров. Залежь пласта БВ80 относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.5´41 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ81-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи. Пласт БВ80 имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ81-2 глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ80 равна 4,8 метров. 2.3.3 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ4-5 Основная залежь нефти горизонта АВ4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27´18.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках - 1670 - 1690 м, газонефтяной контакт на отметке - 1615 м. Залежь нефти горизонта АВ4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 - 12 км. В пределах залежи горизонта АВ4-5 были выделены следующие типы разреза: представленный преимущественно монолитными песчаниками (толщина проницаемого прослоя > 4 м); представленный чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев. Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ4-5 является значительной - достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м. 2.3.4 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ2-3 Продуктивный горизонт АВ2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ4-5 глинистым разделом толщиной 6 - 10 м и имеет сложное геологическое строение. Приуроченная к горизонту залежь нефти, относится к типу пластовых сводовых. Залежь имеет газовую шапку размером 15´10.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 32´50 км, высота - 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК. Газонефтяной контакт практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 м, обусловленными неоднородностью пластов и ошибками в определении удлинении наклонных скважин. В пределах залежи продуктивная толща горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров. 2.3.5 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ1 Горизонт АВ1 отделен от нижележащего горизонта АВ2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров. В составе горизонта выделяют два пласта: АВ13 - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ11-2 - представленный в основном своем объеме сильноглинистыми ("рябчиковыми") породами. Общая толщина пласта АВ13 равна 14 м, пласта АВ11-2 - 24 м. Залежь нефти пласта АВ13 относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35´55 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 17´24 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт залежей горизонта АВ1 отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698 м, с небольшим наклоном в восточном направлении. Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке - 1611 м. Пласт АВ13 отделен от вышележащего пласта АВ11-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м. Залежь нефти пласта АВ11-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ11-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м. В пределах залежи пласт АВ11-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 - 0.1 м. 2.3.6 Характер-ка геологич-го строения продуктивных пластов ЮВ11 и ЮВ12 Продуктивные отложения ЮВ1 залегают на глубинах 2360-2535 метров и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов, общая толщина которых 45 - 50 метров. В разрезе юрских отложений выделено сверху вниз два пласта: ЮВ11 и ЮВ12, имеющие неповсеместное распространение. В пределах развития этих пластов выявлены Самотлорская, Северо-Белозерная, Западно-Черногорская и Черногорская нефтяные залежи пластово-сводового типа. В пределах Самотлорской структуры разрез представлен двумя песчаными пластами ЮВ11 и ЮВ12 разделенными пачкой глинистых пород толщиной от 2,5 до 16,5 м. Толщина пласта ЮВ12 достигает 24,5 м, ЮВ11 - 145 м. На северо-запад и юго-восток от свода Самотлорского поднятия происходит глинизация разреза. 2.3.7 Характеристика геологического строения продуктивных пластов БВ19-20 (ачимовская толща) Ачимовская толща залегает на глубинах 2250 - 2365 метров. Общая толщина ачимовских отложений 85 метров. Промышленная нефтеносность выявлена в верхней части толщи в пластах БВ19-20. К этим пластам приурочены две самостоятельные залежи нефти. Водоплавающая залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет размеры 2,25Х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке - 2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов. На Самотлорской площади эффективная толщина ачимовской толщи меняется незначительно, в среднем составляя 27,3 метра. 2.3.8 Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ6-7 Промышленная нефтеносность горизонта АВ6-7 установлена в своде Самотлорского поднятия и на Мартовской структуре. Продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазоносности подразделяется на 2 пласта АВ6 и АВ7. Пласт АВ6 по составу неоднороден и представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов. Залежь в пласте АВ6, приуроченная к своду, по типу пластово-сводовая, имеет размеры 7,5Х3,5 км. Высота залежи 25 м. Водонефтяной контакт принят на отметках - 1678 - 1688 м. Другая залежь нефти пласта АВ6 расположена на западном участке месторождения (Мартовская площадь). Приурочена она к небольшому структурному осложнению западного крыла. Размеры залежи 2Х6 км. Пласт АВ7 представлен монолитными песчаниками эффективной толщиной 4 - 20м. Залежь пласта АВ7 газонефтяная, присутствует небольшая газовая шапка. Этаж газоносности составляет 14 км. Этаж нефтеносности - 12 км. водонефтяной контакт отбивается на отметке - 1698 м. 2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях На Самотлорском месторождении на разных продуктивных пластах меняются свойства нефти, газа, и воды в пластовых условиях. Данные выражены в таблице 2.4.1 Параметры нефти и газа, обусловленные физико-химическими свойствами. К таким параметрам относятся: плотность нефти, коэффициент усадки нефти, газовый фактор, компоненты в растворенном газе для подсчета газа и газовых шапках. При подсчете запасов нефти, растворенного газа и головных углеродов приняты величины по глубинным пробам нефтей, разгазированных поступенчатой сепарацией с учетом подготовки нефти на промысле и приведенной к стандартным условиям запасов Анализируя таблицу 2.4.1, можно сделать следующий вывод: пластовое давление группы пластов АВ не превышает 17 МПа. Группы пластов БВ - до 21 МПа. Газовый фактор в среднем составляет 95 нм/м, вязкость нефти до 2,4 мПа с. По химическому составу нефть относится к сложным углеводородным соединениям, состоящая в основном из углеводорода СМ (86%) и водорода Н (14%). Кроме того, в небольших количествах содержатся кислород, сера, азот, йод, фосфор и другие. Таблица 2.4.1 - Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях.
2.5 Вывод Таким образом, значительная площадь пласта БВ10 Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО "Самотлорнефтегаз" представлена прерывистыми коллекторами и отнесена к зоне низкой продуктивности (ЗНП). Условия вытеснения нефти водой в ЗНП крайне неблагоприятные ввиду высокой неоднородности коллекторов, которые представлены тонкослоистыми песчаниками. Участки развития тонкослоистых песчаников, где выработка запасов протекает более низкими темпами, чем в зонах развития ГСК, являются объектом проведения операций по гидроразрыву пласта. Свойства пластовой жидкости, температура флюида, газосодержание, глубина залегания пласта БВ10 все эти и другие факторы позволяют применять в широких масштабах глубинную добычу погружными электроцентробежными насосами. |