технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения
 Скачать 2.85 Mb.
|
2.3.3 Гидродинамические исследования скважинПри проектировании, регулировании и контроле за разработкой нефтяных месторождений особое внимание уделяется фильтрационным параметрам продуктивных пластов. Использование данных петрофизических и геофизических исследований связано с определенными допущениями. Анализ образцов керна, отбираемых при бурении, не позволяет надежно оценить коллекторские свойства пласта в связи с дискретностью отбора керна и изменением его характеристик при подъеме на поверхность. Геофизические исследования основаны на определении емкостных параметров прискважинной части пласта. Расчет фильтрационных параметров коллектора лучше всего проводить по результатам гидродинамических исследований скважин и пластов (ГДИ), которые отражают непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и дают усредненную информацию по значительной части пласта. Гидродинамические методы исследований позволяют осуществлять контроль за изменением фильтрационных и энергетических свойств пласта; оценивать качество вскрытия продуктивных пластов, эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции призабойной зоны скважин; уточнять геологическую модель объекта. С их помощью производится информационное обеспечение геолого-гидродинамических моделей разработки. Гидродинамические исследования (ГДИ) на Кармановском месторождении сводились, в основном, к испытанию пластов (ИПТ) в открытом стволе и оценке продуктивности при опробовании пластов в эксплуатационной колонне. По результатам интерпретации полученных данных по ряду скважин были определены: коэффициент продуктивности, пластовое давление, гидропроводность удаленной и призабойной зоны пласта. В 2013 году в скважине № 245 БАД было проведено гидродинамическое исследование (ГДИ) методом КВД в интервале перфорации 1440,6–1446,6 м (пласт С1tl.2). При проведении ГДИ были получены следующие результаты интерпретации: пластовое давление на момент исследования скважины составляло 12,90 МПа; коэффициент продуктивности Кпрод=3,7 м3/сутМПа; коэффициент проницаемости по нефти равен 443,0*10-3 мкм2. гидропроводность 78,2 *10-3 мкм2*м/мПа*с В 2013 году в скважине № 245 БАД было проведено гидродинамическое исследование (ГДИ) методом КВД в интервале перфорации 1453,4–1456,0 м (пласт С1tl.4). При проведении ГДИ были получены следующие результаты интерпретации: пластовое давление на момент исследования скважины составляло 12,76 МПа; коэффициент продуктивности Кпрод=0,34 м3/сутМПа; коэффициент проницаемости по нефти равен 107,0*10-3 мкм2. гидропроводность 5,1 *10-3 мкм2*м/мПа*с С 15.03. – 11.04.2016 г. по скважине № 122ВНУ проведены ГДИС по пласту С1tl.4. Замеры пластового давления проводились при помощи автономного манометра АЦМ№4138 (нижний), АЦМ№4137 (верхний) и прибора МГДИ-54. Для пересчета давления на ВДП использовалась следующая модель:  где g– ускорение свободного падения, ρв – плотность воды, Нвдп - глубина (абсолютная) верхних дыр перфорации, Нман – глубина (абсолютная) подвески манометра.  .Прогнозное пластовое давление было определено по методу Хорнера и составило на глубину установки манометра (1397 м) – 132,8 атм (на глубину ВДП 1449,5 м: 138,8 атм). График Хорнера представлен на рисунке 2.9. По графику скорости изменения забойного давления от времени (рисунок 2.10) оценено время достижения забойного давления до пластового – 161 ч. Дебит жидкости по КП рассчитан с использованием ПО «Гидрозонд» со следующими параметрами модели: Место уровня жидкости: НКТ; Ствол скважины: с заданной траекторией. Средний дебит жидкости по КП за 30 минут при забойном давлении 52,2 атм (на глубину манометра) составил 7,3 м3/сут. Продуктивность скважины – 0,09 м3/сут/атм. Определение фильтрационных параметров по данным КВД невозможно вследствие негерметичности пакера.  Рисунок 2.9 - Определение прогнозного пластового давления по методу Хорнера  Рисунок 2.10 - Определение длительности восстановления давления С учетом объемов исходной информации предлагается принять для проектирования пласта C1tl2 пористость и нефтенасыщенность по ГИС, проницаемость по ГДИ. (таблица 2.7). Таблица 2.7 - Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИС, ГДИ) Кармановского месторождения  С учетом объемов исходной информации предлагается принять для проектирования пласта С1tl4 пористость и нефтенасыщенность по ГИС, проницаемость по ГДИ. (таблица 2.7). С учетом объемов исходной информации предлагается принять для проектирования пласта C1tl6 пористость и нефтенасыщенность по ГИС, проницаемость по ГДИ (таблица 2.7). 2.4 Свойства и состав пластовых флюидов Исследование состава и свойств нефтей производилось в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Краснохолмскнефть», в лабораториях физико-химических исследований, нефтей и газов «БашНИПИнефть» и ДООО «Геопроект». Пробы нефти отбирались с устья скважин при их опробовании в колонне и испытателем пластов на трубах. Характеристика нефтей, отобранных в пластовых и поверхностных условиях, дается на основании проб, из пластов C1tl2, С1tl4 и C1tl6 тульского горизонта. Представительность проб по пластам различна. Нефти продуктивных пластов Кармановского месторождения охарактеризованы 12 глубинными из 6 скважин и 19 поверхностными пробами из 6 скважин. Наибольшее количество проб, отобранных как в пластовых так и в поверхностных условиях, приходится на пласт C1tl2 соответственно шесть проб из трех скважин и 12 проб из четырех скважин, из них две глубинные и одна поверхностная пробы некачественными. Из пласта С1tl4 отобрано четыре глубинных и две поверхностные пробы, из них две глубинные признаны некондиционными. Из пласта C1tl6 представлена двумя пробами, отобранными в пластовых условиях, но только одна из них имеет полный объем физических параметров и пятью поверхностными пробами. Уровень охарактеризованности подсчетных объектов глубинными и поверхностными пробами нефти в целом можно признать удовлетворительным. Результаты анализов нефтей и растворенного газа, отобранных из скважин Кармановского месторождения, приводятся в таблицах 2.8 – 2.14. Ниже приводится краткая характеристика физико-химических свойств нефти продуктивного горизонтов Кармановского месторождения, основанных на результатах анализа поверхностных и пластовых проб нефтей. Нефти тульского горизонта (пласт C1tl2) Из пластов-коллекторов тульского горизонта (пласт C1tl2) отобраны и проанализированы 11 поверхностных и четыре пластовых проб. По данным анализов поверхностные нефти характеризуются следующими свойствами: плотность в среднем 0,886 г/см3; кинематическая вязкость при 20°С в среднем – 29,5 мм2/с. Среднее содержание серы в нефтях – 2,71 %, парафина 2,86 %, силикагелевых смол – 14,36 %, асфальтенов – 9,18 %. Выход светлых фракций до 200 °С составляет 21,4 %. Пластовые нефти имеют следующие физические свойства: давление насыщения составляет 6,10 МПа, пластовый газовый фактор в среднем – 12,4 м3/т, объемный коэффициент - 1,026. Средняя величина плотности пластовой нефти составляет 0,876 г/см3, вязкость 19,0 мПа.с. Коэффициент сжимаемости в среднем 6,145 × 10-4 1/МПа. В составе газа, выделенного из нефти при однократном разгазировании, преобладающим компонентом является азот – среднее его содержание составляет 40,49 %. Остальных компонентов содержится: метана – 10,7 %, этана – 6,2 %, пропана – 17,1 %, бутанов – 9,9 %, пентанов – 2,8 %, гексана+ высш. гомологов – 2,1 %. По товарной характеристике нефть тульского горизонта тяжелая, повышенной вязкости, сернистая, парафинистая и смолистая. Нефти тульского горизонта (пласт С1tl4) Из пластов-коллекторов тульского горизонта (пласт С1tl4) отобраны и проанализированы две поверхностные и две пластовые пробы. По данным анализов поверхностные нефти характеризуются следующими свойствами: плотность в среднем плотность 0,895 г/см3; кинематическая вязкость при 20°С в среднем – 39,76 мм2/с. Среднее содержание серы в нефтях – 2,67 %, парафина - 3,43 %, силикагелевых смол – 16,32%, асфальтенов – 9,56 %. Выход светлых фракций до 200 °С колеблется от восьми до девяти %. Пластовые нефти имеют следующие физические свойства: давление насыщения составляет 3,5 МПа, пластовый газовый фактор – от 4,78 до 5,7 м3/т (средний – 5,2 м3/т), объемный коэффициент - 1,008. Средняя величина плотности пластовой нефти составляет 0,883 г/см3, вязкость 36,5 мПа.с. Коэффициент сжимаемости - 6,1 × 10-4 1/МПа. В составе газа, выделенного из нефти при однократном разгазировании, преобладающим компонентом является азот – среднее его содержание составляет 38,0 %. Остальных компонентов содержится: сероводород – 0,06 %, метана – 16,9 %, этана – 6,79 %, пропана – 17,33 %, бутанов – 7,3 %, пентанов – 2,3 %, гексана+ высш. гомологов – 1,8 %. Гелий в пробах не обнаружен. По товарной характеристике нефть тульского горизонта тяжелая, высоковязкая, сернистая, парафинистая и высокосмолистая. Нефти тульского горизонта (пласт C1tl6) Из пластов-коллекторов тульского горизонта (пласт C1tl6) отобраны и проанализированы пять поверхностных и одна пластовая проб. По данным анализов поверхностные нефти характеризуются следующими свойствами: плотность среднем составляет 0,895 г/см3; кинематическая вязкость при 20°С в среднем – 52,73 мм2/с. Среднее содержание серы в нефтях – 2,6 %, парафина 2,86 %, силикагелевых смол – 16,82 %, асфальтенов – 12,2 %. Выход светлых фракций до 200 °С колеблется от 6,8 до 8 % (средний – 7,2%). Пластовые нефти имеют следующие физические свойства: давление насыщения составляет 2,55 МПа, пластовый газовый фактор –3,70 м3/т, объемный коэффициент - 1,003. Средняя величина плотности пластовой нефти составляет 0,886 г/см3, вязкость 26,3 мПа.с. Коэффициент сжимаемости 1,003 × 10-4 1/МПа. В составе газа, выделенного из нефти при однократном разгазировании, преобладающим компонентом является азот – среднее его содержание составляет 42,6 %. Остальных компонентов содержится: метана – 16,5 %, этана – 8,29 %, пропана – 12,84 %, бутанов – 6,79 %, пентанов – 2,17 %, гексана+ высш. гомологов – 1,77 %. По товарной характеристике нефть тульского горизонта тяжелая, повышенной вязкости и высоковязкая, сернистая, парафинистая, смолистая и высокосмолистая. Таблица 2.8 - Свойства пластовой и дегазированной нефти Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl2)
Таблица 2.9 - Свойства пластовой и дегазированной нефти Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl4)  Таблица 2.10 - Свойства пластовой и дегазированной нефти Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl6)  Таблица 2.11 - Компонентный состав нефти и растворенного газа Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl2)  Таблица 2.12 - Компонентный состав нефти и растворенного газа Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl4)  Таблица 2.13 - Компонентный состав нефти и растворенного газа Кармановского месторождения, тульский горизонт (пласт С1tl6)  Физико-химические свойства и состав пластовых вод продуктивных отложений Химический анализ вод тульского горизонта показал, что вода крепкорассольная, имеет плотность 269,62 г/дм3, относится к хлоркальциевому типу. В воде содержатся бром, бор, литий, рубидий, стронций. Отмечается высокое содержание брома – 576 мг/л дм3 (при кондиции 200), стронций – 322 мг/л дм3 (при кондиции 300). Пластовые воды высоконапорные. Подсчет запасов брома не производился, так как в республике Башкортостан не производится его утилизация. Свойства и состав пластовой воды определялись по пяти пробам из четырех скважин. Пласты С1tl2, С1tl4, С1tl6 испытывались совместно. По данным пятью пробам из пласта С1tl2 тульского горизонта общая минерализация в среднем составляет 269,62 г/дм3. Кроме продуктивных отложений ИП в процессе бурения были испытаны также отложения алексинского горизонта (скважина № 215БАД) – получен приток воды плотностью 1,176 г/см3. Общая минерализация воды составляет 270,6 г/дм3, а коэффициент метаморфизации – 0,8. Вода по своему химическому составу также относится к хлоркальциевому типу. Свойства и химический состав пластовых вод Кармановского месторождения представлен в таблице 2.14. Таблица 2.14 – Свойства и химический состав пластовых вод Кармановского месторождения, тульского горизонта  Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов По результатам лабораторных исследований керна, интерпретации промыслово-геофизических исследований и гидродинамических исследований скважин Кармановского месторождения определялся комплекс геолого-физических параметров по нефтенасыщенным пластам: значения средних эффективных нефтенасыщенных толщин, абсолютные отметки водо-нефтяного контакта, коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кармановского нефтяного месторождения приведена в таблице 2.15. Таблица 2.15 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кармановского нефтяного месторождения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||