Водоизоляция. Лениногорск (водоизоляция) (1). 1 Общие сведения о районе месторождения 6 2 Геологическое строение месторождения 7
 Скачать 1.08 Mb.
|
 Содержание Содержание 3 Введение 3 1.1.Общие сведения о районе месторождения 6 1.2 Геологическое строение месторождения 7 Заключение 59 Список используемых источников 61 Введение За 40-летний период разработки из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади извлечено 67970 тыс.т нефти, что составляет 95% от утвержденных НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,5, обводненность нефти составляет 85,3 %, ВНФ - 1,9. Основное количество нефти отобрано из высокопродуктивных коллекторов -75, 6%, а из малопродуктивных - всего 7,9%; Геолого-промысловый анализ показал, что в условиях выявленных сложных особенностей геологического строения объекта, происходит опережающая выработка запасов нефти высокопродуктивных песчаников нефтяной зоны и значительно отстает выработка запасов высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов, в связи с чем за время разработки на площади произошло изменение структуры запасов в сторону ухудшения. Если в начальный период разработки извлекаемые запасы нефти высокопродуктивных коллекторов составляли 70,1%, высокопродуктивных глинистых – 21,7%, малопродуктивных – 15,2% запасов площади, то текущие извлекаемые запасы распределились, соответственно, 35,5%, 36,3% и 36,2% остаточных извлекаемых запасов площади, т.е доля трудноизвлекаемых запасов выросла. Из-за неоднородности состава пород и характера распространения коллекторов по разрезу происходит неравномерная выработка запасов по пластам. Появилась необходимость воздействия на пласты с целью увеличения охвата пласта и коэффициента вытеснения нефти. Работы по изоляции скважины от проникновения чуждой верхней воды через дефект в эксплуатационной колонне осуществляют следующими способами: -Заливкой водоцементным раствором через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного стакана. -Заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора. -Спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием. -Спуском пакеров. Работы по изоляции верхней воды, поступающей по заколонному пространству через отверстия фильтра, осуществляют: -Заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или промывкой излишка раствора. -Заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора. Для этих работ используют цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи и стабилизаторов. Место притока чуждой верхней воды определяют при помощи резистивиметра, дифманометра, электротермометра и гидроакустическими методами. Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины засыпают песком или устанавливают цементный мост над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне. 1 – ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Общие сведения о районе месторождения Ромашкинское месторождение, одно из десяти крупнейших месторождений в мире, расположено в центре Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на юго-востоке Татарстана. В административном отношении площади находятся на территории Альметьевского, Лениногорского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарии. С севера на юг через месторождение проходит железнодорожная ветка от станции Бугульма до станции Круглое поле. На территории района широко развита гидрогеографическая сеть. Все реки небольшие: Зай-Каратай, Вязовка, Ик. Рельеф поверхности в значительной мере определяется наличием оврагов, балок и долин, образованных действием рек. Абсолютные отметки его колеблются от +140м до +340м. В пределах района расположен ряд населенных пунктов, соединенных между собой сетью шоссейных и грунтовых дорог. Климат района умеренно-континентальный: холодная зима с сильными ветрами и буранами и теплое лето; переход от зимы к лету быстрый, с неустойчивыми атмосферными осадками. Самый холодный месяц – январь, имеющий среднюю температуру минус 13-15  С. В отдельные годы температура понижается до минус 40 – 49 С. Средняя температура самого жаркого месяца июля +18+20 С, максимальные температуры могут достигать +36+38 С. По растительному покрову данная территория относится к лесостепной зоне. В пределах района основным полезным ископаемым является нефть. Кроме нефти здесь имеются каменный уголь, строительные материалы: известняки, глины, гипс и песок.1.2 Геологическое строение месторождения Геологические свойства Ромашкинского месторождения изучены геологической съемкой, всеми видами полевых геофизических исследований, структурным и структурно-поисковым бурением, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением. В таблице 1.1 показаны основные геологические физические характеристики продуктивных отложений пластов [1]. Таблица 1.1 – Геолого-физические свойства продуктивных отложений Ромашкинского месторождения
На рисунке 1.1 покажем литолого-стратиграфический разрез по Ромашкинскому месторождению. Пласт DIV залегает в нижней части ардатовского горизонта и представлен песчаниками. Породы слабо сцементированные и пористые, плохо отсортированные, неравномерно глинистые. Пласт DIII залегает в верхней части горизонта и характеризуется резкой литологической изменчивостью и замещением непроницаемыми породами. Пласт DIII сложен песчаниками.  Рисунок 1.1 – Литолого-стратиграфический разрез Продуктивные породы пласта DII муллинского горизонта представлены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками. По литологическим особенностям продуктивный пласт DII рассматривается в составе двух пачек: верхней и основной. Песчаники основной пачки пласта DII хорошо отсортированы и обладают высокими коллекторскими свойствами. Песчаники пласта DI пашийского горизонта кварцевые, мелкозернистые. По коллекторской характеристике пласт DI делится на три продуктивных пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. Величина начальной нефтенасыщенности средней и нижней пачек пласта DI в нефтяной зоне как по керну, так и по геофизическим данным одинакова и составляет 89 %, верхней пачки пласта DI - 87 %, алевролитов - 77 %. Для водонефтяной зоны пласта DI нефтенасыщенность несколько ниже и принимается равной 84%. Таким образом, пласты DI и DII как по литологии не равномерны. Продуктивные отложения фаменского яруса представлены известняками серыми. Тип коллектора в основном кавернозно-трещиноватый. В прикровельной части турнейского яруса выделяется продуктивный пласт, представленный известняками. Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти. Продуктивными являются пласты песчаников и алевролитов. На территории месторождения выделяются и прослеживаются три пласта - VI3, VI2, VI1. По площади и разрезу песчаники резко неоднородны и зачастую замещаются алевролитами. Терригенная толща перекрывается глинистыми известняками тульского горизонта. Коллекторские и фильтрационные свойства пород и флюидов изучали как по образцам керна, так и инструментально, а также по материалам ГИС с различной детальностью. Рассмотрим коллекторские свойства пластов коллекторов Ромашкинского месторождения (таблица 1.2) [1]. Таблица 1.2 – Коллекторские свойства пластов
Пласт DIV обладает довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость по керну составляет 19,5 %, проницаемость - 0,345 мкм2. Нефтенасыщенность по геофизическим исследованиям составляет 80%. Средняя пористость пласта DIII по лабораторным исследованиям керна составляет 20,4% Среднее значение нефтенасыщенности по керну составляет 89 %. Пористость по керну пласта DII составляет 22,0 %, проницаемость - 0,404 мкм2. Нефтенасыщенность верхней и основной пачек пласта DII по геофизическим данным в среднем составляет соответственно 88 и 90 %. По основной пачке пласта DI пористость изменяется от 21,8 до 26,1 % и в среднем составляет 21,97 %, проницаемость составляет в среднем 0,582 мкм2 .В верхней пачке пласта DI значение пористости по данным 327 определений керна с учётом новых данных находится в пределах 16-29 % и в среднем составляет 20 %, проницаемость изменяется от 0,0004 до 1,1 мкм2, в среднем составляя 0,268 мкм2. Среднее значение пористости фаменского яруса составляет 2,9 % по керну. Значение пористости - 3 %. Нефтенасыщенность коллекторов составляет около 63 %. Пористость турнейского яруса находится в пределах 6-19 % и в среднем равна 9,8 %. Средняя проницаемость по керну составляет 0,0024 мкм2. Проницаемость по промысловым данным - 0,048 мкм2 значительно выше, чем по керновым данным, объясняется наличием трещиноватости. Величина начальной нефтенасыщенности коллекторов как по керну, так и по геофизическим данным оказались близкими и составляют соответственно 71 и 72 %. По керну пористость пород бобриковского горизонта изменяется от 8 до 30 %, а проницаемость - от 0 до 5,1 мкм2. Средние значения пористости и проницаемости соответственно равны 22,3 % и 0,562 мкм2. Начальная нефтенасыщенность изменяется от 63 до 93 %, составляя в среднем 83 %. Характеристика пластовых флюидов Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. В таблице 2.3 покажем основные физические свойства пластовых нефтей по Ромашкинскому месторождению [1]. Таблица 2.3 – Физические свойства пластовых нефтей
Таким образом, исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI уменьшается от центра к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. Следует отметить, что состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота. Кроме азота в числе редких газов в попутных газах девона содержатся также гелий и аргон. Газы Ромашкинского месторождения относятся к жирным. Свойства пластовой нефти турнейского яруса изучены по двум пробам, отобранным из скв. 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость - 17,4 мПа·с, газосодержание - 10,4 м3/т. В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. Рассмотрим физические свойства нефтей в поверхностных условиях (таблица 1.4) [1]. Таблица 1.4 – Физические свойства нефтей Ромашкинского месторождения в поверхностных условиях
Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 - 10,9 мПа·с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 - 5,5 %). В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м3, вязкие - 32,3 мПа·с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %. В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона в среднем высоковязкие (28,6 - 32,6 мПа·с при 20 оС), тяжёлые (886 - 891 кг/м3), смолистые (12,0 - 13,2 %), парафинистые (3,2 - 3,5 %) [1]. В таблице 1.5 показаны свойства пластовых вод н. Таблица 1.5 – Свойства пластовой воды
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||