ОТЧЁТ по производственной практике: технологической практике. 1 общие сведения о промысловом объекте 4
 Скачать 291.68 Kb.
|
2 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ГОРИЗОНТОВ), СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВВ процессе разработки площадей Ромашкинского месторождения осуществлялось комплексное изучение стратиграфической, литолого- петрографической и коллекторской характеристики разреза осадочной толщи по результатам которых было установлено, что она представлена палеозойскими отложениями, залегающими на гранитогнейсовых породах кристаллического фундамента и достигающими мощности 1800-2000 м. В разрезе палеозоя на территории Ташлиярской площади выделяются отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами. [2] В составе девонских отложений выделяются эйфельский и живетский ярусы среднего девона и франкский и фаменский ярусы верхнего девона. Среднедевонские отложения представлены переслаиванием песчано- алевролитовых пачек и пластов с примесью гравийного материала. В бийском горизонте эйфельского яруса выделяется пласт Дv, в воробьевских, ардатовскихи муллинских горизонтах живетского яруса выделяются, соответственно, пласты ДIV, ДIII и ДII. Толщина отложений среднего девона изменяется от 40 до 90м и более. Верхнедевонские отложения представлены терригенными породами лишь в пределах пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса, общая толщина которых может достигать 80 м. Отложения пашийского(в промысловой индексации – горизонт Д1) и кыновского (пласт Д0) развиты в пределах площади повсеместно и представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с глинистыми алевролитами и аргиллитами. Эти горизонты являются основным эксплуатационным объектом площади и поэтому по ним в работе представлена более детальная характеристика геологического их строения. В тектоническом отношении площадь приурочена к северному крылу Южного купола Татарского свода, являясь частью крупной Ромашкинской структуры сводового типа, в основном, с пологими углами падения пластов. В целом структурный план терригенных отложений девона повторяет формы кристаллического фундамента и по ним отмечается общее понижение поверхности на север. В то же время более крутое падение крыльев наблюдается в восточном направлении в сторону прогиба, разделяющего Ташлиярскую и Северо- Азнакаевскую площади. В составе нижнефранского подъяруса выделены пашийский и кыновский горизонты. [3] Пашийский горизонт (по промысловой индексации – Д1) Ташлиярской площади, как и на всем Ромашкинском месторождении, сложен кварцевыми мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами со стяжениями сидерита. Для выделения в разрезе отложений пашийского горизонта используется ряд реперов: в кровле - верхний известняк, в подошве – глины. Кроме того, в качестве вспомогательного для корреляции верхне – и нижнепашийских отложений служит репер аргиллит, представленный хорошо выдержанной по простиранию пачкой темно-серых тонкослоистых аргиллитов над пластом “б”. Пласт До Ташлиярской площади развит лишь в юго-западной части. Он вскрыт в 890 скважинах, из которых в 173 является нефтенасыщенным коллектором. Нефтенасыщенные коллекторы замещаются плотными породами к востоку и северо-востоку. Высота залежи 36,7 м. Средняя глубина залегания отложений кыновского горизонта составляет 1687 м. Залежь нефти пласта До литологически экранированная. Слияния пласта До с нижележащими пластами пашийского горизонта не выявлено. Площадь продуктивного коллектора занимает 3849,2 га. Высокопродуктивные глинистые коллекторы занимают в пласте 36,4 % площади нефтеносности, высокопродуктивные несколько меньше – 46,8 %, остальную площадь занимают малопродуктивные коллекторы – 16,8 %. [4] Продуктивные отложения кыновского горизонта представлены, в основном, одним двумя прослоями. Общая толщина отложений по площади месторождения в среднем составляет 23,8 м, в том числе нефтенасыщенная 2,5 м, водонасыщенная – 1,2 м. При этом средняя эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов равна 2,4 м, изменяясь от 0,8 м до 6,8 м. О степени неоднородности пашийско- кыновских отложений свидетельствуют данные таблицы 2.1. Так коэффициент песчанистости в разрезе кыновского горизонта по продуктивным пластам составляет 0,125 доли единиц, а коэффициент расчлененности – 1,104 доли единиц. В то же время по пашийским отложениям коэффициент песчанистости равен 0,553 доли ед., а коэффициент расчлененности 4,1 доли ед., т. е. в каждой скважине вскрывались от 4 и более пластов. Величины этих коэффициентов в целом по эксплуатационному объекту равны, соответственно, 0,417 доли ед. и 4,3 доли ед. Таблица 2.1 - Статистические показатели характеристики неоднородности по горизонту в целом / по продуктивным пластам
В пределах пашийского горизонта выделяется шесть зональных интервалов Д1а, Д1б1, Д1б2, Д1гд, Д1в и Д1гд. Покрышкой залежи пашийского горизонта служит хорошо выдержанная глинисто-карбонатная толща кыновского горизонта толщиной до 15 м, в составе которого выделяется пачка “верхнего известняка”. Пашийские отложения представляют собой переслаивание песчано – алевролито глинистых пород. Общая толщина горизонта изменяется от 23,0 м до 39,6 м. Пласт “а” имеет площадное распространение и представлен, преимущественно, продуктивной группой пород. Коллекторы пласта вскрыты 864 скважинами, из которых в 806 вскрыт нефтенасыщенный коллектор, а в 56 – водонасыщенный. Единичные скважины вскрыли зоны замещения коллекторов. В целом пласт “а” является наиболее выдержанным по простиранию и мощности. В этом пласте содержится большая часть извлекаемых запасов нефти (95%) и его можно отнести к категории базисных пластов по Ташлиярской площади. Площадь продуктивного коллектора занимает 27002,8 га, из них высокопродуктивными коллекторами занято 80,4 % от площади распространения пласта, высокопродуктивные глинистые коллекторы занимают 9,0 % и малопродуктивные – 10,6 %. Общая толщина пласта изменяется от 1,0 до 14,8 м. Средняя эффективная толщина равна 5,7 м, в том числе нефтенасыщенная 5,0 м, водонасыщенная – 3,4 м. Продуктивный пласт “а” представлен одним-тремя нефтенасыщенными пропластками. Коэффициент расчлененности по продуктивным пластам в целом по пашийскому горизонту равен 2,4 доли ед., коэффициент песчанистости 0,430 доли ед. Коэффициент вскрытия коллекторов равен 0,998, то есть лишь в 0,2 % скважин зональный интервал пласта замещен неколлекторами (таблица 2.2). Таблица 2.2- Характеристика зональной неоднородности
Пласт “б1”на площади вскрыт 864 скважинами, в 148 из них пласт является нефтенасыщенным коллектором и в 318 водонасыщенным. Площадь продуктивных коллекторов занимает 4421,2 га. Высокопродуктивными коллекторами занято 54,5 % распространения пласта, высокопродуктивными глинистыми и малопродуктивными коллекторами поровну – 23,0 % и 22,5 %. Толщина пласта “б1” по площади месторождения в среднем составляет 2,8 м, в том числе нефтенасыщенная 2,7 м, водонасыщенная –2,5 м. При этом эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов составляет 2,6 м, изменяясь от 0,6 м до 6,0 м, водонасыщенная – 2,4 м. Доля вскрытия коллекторов в общей толще разреза пласта “ б1” составила 0,562 доли ед. (таблица 2.2). Пласт “б2” на площади вскрыт 794 скважинами, в 37 из них вскрыт нефтенасыщенный коллектор, в 373 – водонасыщенный коллектор и 384 – неколлектор. Высокопродуктивными коллекторами занято 43,7 % распространения коллектора, высокопродуктивными глинистыми коллекторами – 33,4 % и малопродуктивными – 22,9 %. Площадь продуктивных коллекторов занимает 1056,9 га. Пласт “б2” также находится в слиянии с вышележащим и нижележащим пластами. Коэффициент связанности с верхним пластом составляет 0,186 доли ед.,с нижним – 0,188 доли ед. Толщина пласта “б2” изменяется от 0,6 м до 9,1 м и в среднем по площади равна 2,5 м. Средняя эффективная толщина меняется от 0,6 м до 9,1 м и в среднем составляет 2,4 м, в том числе эффективная нефтенасыщеннаятолщина в среднем составила 1,7 м, средняя водонасыщенная – 2,4 м. Доля коллектора в общей толще отложений составляет 0,508 доли ед. (таблица 2.2). Пласт “б3” на площади вскрыт 754 скважинами, в 12 из них вскрыт нефтенасыщенный коллектор, в 581 – водонасыщенный коллектор и 161 – неколлектор. Высокопродуктивными коллекторами занято 31,0 % распространения коллектора, высокопродуктивными глинистыми коллекторами – 20,3 % и малопродуктивными – 48,7 %. Площадь продуктивных коллекторов занимает 281,2 га. Пласт “б3” также находится в слиянии с вышележащим и нижележащим пластами. Коэффициент связанности с пластом “б2” составляет 0,120 доли ед. С нижним пластом гидродинамическая связь хуже, коэффициент связанности с верхним пластом составляет 0,120 доли ед. с нижним пластом всего 0,022 доли ед.[5] Толщина пласта “б3” изменяется от 0,6 м до 16,6 м, а в среднем составляет – 2,8 м. Эффективная толщина в среднем равна 2,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 3,4 м и в среднем равна 1,5м, водонасыщенная толщина в среднем составила – 2,7 м. Доля коллектора пласта “б3” в общей толще разреза составила 0,795 доли ед. (таблица 2.2). Пласт “в” на площади вскрыт 702 скважинами, в 11 из них пласт является нефтенасыщенным коллектором, в 500 – водонасыщенным и в 191 неколлектор Площадь продуктивных коллекторов занимает 312,8 га (1,1 %). Высокопродуктивными коллекторами занято 78,1 % распространения пласта, высокопродуктивными глинистыми 6,8 % и малопродуктивными коллекторами – 15,1 %. [6] Толщина пласта “в” изменяется от 0,6 м до 17,8 м, а в среднем составляет – 3,1 м. Эффективная толщина в среднем равна 2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 5,2 м и в среднем равна 2,5 м, водонасыщенная толщина в среднем составила – 2,2 м. Доля коллектора пласта “в” в общей толще разреза составила 0,740 доли ед. (таблица 2.2). Пласт “гд” вскрыт 610 скважинами, из которых лишь в одной пласт является нефтенасыщенным, в 318 – водонасыщенным и в 291неколлектор. Площадь продуктивных коллекторов занимает всего 28,1 га. Запасы нефти этого пласта объединены с запасами пласта “в” и составляют 0,03 % от общих геологических запасов пласта Д1. Толщина пласта “гд” в среднем равна 7,3 м, изменяясь от 0,8 м до35,4 м. Средняя эффективная толщина меняется от 0,8 м до 23,2 м и в среднем составляет 6,2 м, в том числе эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составила 5,0 м, средняя водонасыщенная – 6,1 м. Доля коллектора в общей толще отложений составляет 0,476 доли ед. (таблица 2.2). Таким образом, общая толщина пласта изменяется от 1,0 до 14,8 м. Средняя эффективная толщина равна 5,7 м, в том числе нефтенасыщенная 5,0 м, водонасыщенная – 3,4 м. Продуктивный пласт “а” представлен одним-тремя нефтенасыщенными пропластками. Коэффициент расчлененности по продуктивным пластам в целом по пашийскому горизонту равен 2,4 доли ед., коэффициент песчанистости 0,430 доли ед. Коэффициент вскрытия коллекторов равен 0,998, то есть лишь в 0,2 % скважин зональный интервал пласта замещен неколлекторами. Ташлиярская площадь является краевой площадью северной части Ромашкинского нефтяного месторождения. Продуктивными на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта и пласты а, б1, б2, б3, в и -гд пашийского горизонта. Для создания геологической и гидродинамической моделей, а также для проведения анализа выработки запасов по пластам и группам коллекторов на Ташлиярской площади было проведено уточнение геологического строения, сформирована база ГГДМ, по форме и содержанию удовлетворяющая требованиям программных комплексов фирмы Лэндмарк и Лазурит. [7] В процессе работы была уточнена индексация каждого вскрытого пропластка во всех без исключения пробуренных на площади скважинах. В разрезе пашийского горизонта (29,8 км2), площадь продуктивного коллектора занимает 27,03 км2. Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные. Пласт а имеет слияние с нижележащим пластом на площади 4,33 км2, при этом коэффициент связанности составляет 0,145. ВНЗ занимает 29,8% продуктивной площади пласта. Наличие зон слияния довольно обширной ВНЗ оказывают значительное влияние на процесс разработки как пласта а, так и нижележащих пластов. Таблица 2.3 - Параметры пластов по группам коллекторов
Продолжение таблицы 2.3
Пласт б1 (таблица 2.3) вскрыт 810 пробуренными на площади скважинами, в 169 из них пласт является нефтенасыщенным коллектором, в 334- водонасыщенным коллектором и в 307- неколлектором. Общая площадь распространения коллектора пласта составляет 18,64 км2, площадь продуктивных коллекторов- 5,46 км2. Пласт б3 (таблица 2.3) имеет зону слияния с вышележащим пластом на площади 3,87 км2, при этом коэффициент связанности равен 0,160. С нижележащим пластом связь хуже, площадь слияния с ним составляет 0,91 км2, разработки необходимо иметь сведения о строении всего объекта, независимо от флюидосодержания коллекторов. Пласт гд (таблица 2.3) вскрыт 636 скважинами, в 3 из которых коллектор пласта нефтенасыщен, в 613 – водонасыщен и в 20 - неколлектор. Площадь распространения коллекторов равна 28,85 км2, площадь продуктивного коллектора- 0,08 км2, и при том вся эта площадь - ВНЗ. Пласт имеет слияние с вышележащим пластом на площади 2,33 км2, коэффициент связанности равен 0,081. Таким образом, продуктивные зоны Ташлиярской площади являются достаточно высокоёмкими и высокопроницаемыми. Продуктивные на площади являются пласт Д0 кыновского горизонта, и пласты а, б1, б2, б3, в и гд пашийского горизонта, которые представлены песчаником и алевролитом. Высокопродуктивные коллекторы занимают 94,4% площади нефтеносности пласта а, 5,6%- высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные. Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ- 300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Всего по Ташлиярской площади было проанализировано 48 пластовых и 48 поверхностных проб. При анализе использовались также данные лабораторных исследований ТГРУ. По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом. Таблица 2.4 – Пластовые и поверхностные пробы по горизонтам
Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,52 МПа, газосодержание 55,29 м3/т, объемный коэффициент 1,1478, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 6,09 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 811,6 кг/м3, сепарированной – 870,3 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,8 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 25,7 мм2/с. Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что нефть на Ташлиярской площади маловязкая, легкая, парафиновая. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 8 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 24 проб, следующие: давление насыщения – 6,74 МПа, газосодержание 53,14 м3/т, объемный коэффициент 1,1595, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,52 мПа•с. Плотность пластовой нефти – 811,6 кг/м3, сепарированной – 876,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По массовому содержанию серы – 2,1 %, нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 32,9 мм2/с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||