дипломная работа. Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении
 Скачать 1.59 Mb.
|
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторовФизико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Черепановского поднятия основывается на лабораторном изучении керна поднятого из пробуренных ОАО "Удмуртнефть" 19 скважин, а также на результатах исследований керна из 17 скважин, пробуренных трестом "Удмуртнефтеразведка". Из них скважины 247р, 249р, 250р, 251р, 252р, 253р, 255р пробурены ОАО "Удмурнефть" непосредственно в районе поднятия, а остальные находятся на части Воткинского поднятия, расположенной около Черепановского купола. Следует отметить, что в материалах результатов исследований треста "Удмуртнефтеразведка" представлена проницаемость образцов керна, измеренная в основном в направлении, перпендикулярном напластованию, а в данных лаборатории петрофизики "УдмуртНИПИнефть" больший объем составляют результаты, полученные при измерении проницаемости в направлении, параллельном напластованию горных пород. Это позволяет сравнить фильтрационные характеристики пластов в различных направлениях. Соотношение коэффициентов газопроницаемости вдоль напластования и перпендикулярно напластованию для коллекторов верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов составляют соответственно 1,14,1,78 и 1,62. Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками различными по структуре: средне-мелкокомковатыми с детритом, в различной степени доломитизированными. Комочки сложены микрозернистым кальцитом с отдельными ромбоэдрами доломита. Цемент скудный, регенерационно-порового или порового типа, кальцитового совместно с доломитовым состава. Поры размером от 0,015 до 1 мм, чаще 0,05 – 0,25 мм, округлые, прямолинейные. Продуктивные отложения башкирского яруса сложены коричневато-серыми фораминиферово-сгустковатыми пористыми известняками и известняково-раковинными песчаниками. Поровое пространство сформировано порами размером 0,025-0,5 мм внутри- и межфрагментными, сообщающимися. Цемент скудный, кальцитовый, порового типа. В известняково-раковинных песчаниках обломочная часть (60-80%) представлена окатанным детритом, частично перекристализованным тонкозернистым кальцитом, иногда доломитом. Обломки сцементированы тонкозернистым доломитом порового типа и средне- крупнозернистым доломитом регенерационно-базального типа. Поры распределены неравномерно, две третьих из них крупные (0,15-1,5 мм), межфрагментные, овальной и полигональной формы, третья часть пор – внутрифрагментные, размером 0,02-0,1 мм, не сообщающиеся. Слабопористые известняки детрито-комковатые. Поры в основном межфрагментарные, полигональные, размером 0,04-0,12 мм. Цемент кальцитовый с ромбоэдрами доломита крустификационно-порового типа. Продуктивные отложения верейского горизонта сложены известняками коричневато-серыми мелкокомковатыми, реже средне-крупнокомковатыми с прослоями известняково-раковинных песчаников. В мелкокомковатых разностях известняков поры в основном межфрагментарные разнообразной формы, сообщающиеся, размером 0,025-0,3 мм. Цемент кальцитовый тонкозернистый, реже доломитовые тонко-мелкозернистый базально-порового или порово-регенерационного типа в комбинации с регенерационным. В крупнокомковатых известняках размер пор до 0,45 мм; цемент кальцитовый порово-пленочного и типа, участками ангидритовый регенерационного типа. В известняково-раковинных песчаниках поры межфрагментные округлые с неровными изрезанными краями, размером 0,06-0,25 мм, сообщающиеся и мелкие (0,015-0,05 мм) округлые внутрифрагментные. Цемент – тонкозернистый кальцит крустификационного типа и средне-крупнозернистый доломит в комбинации с гидрослюдой регенерационно-базального типа. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды.Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях ОАО “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”. Нефть верейского горизонта. Для пласта В-II плотность нефти в пластовых условиях составила 0,8828 т/м3, вязкость нефти в пластовых условиях 16,9 мПас, объемный коэффициент 1,056, газосодержание 21,6 м3/т. Нефть башкирского яруса. Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях 0,8851 т/м3, давление насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент от 1,032, вязкость нефти в пластовых условиях 21,3 мПас, газосодержание 14,82 м3/т. Нефть турнейского яруса. По своим физическим свойствам нефть не отличается от нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения, поэтому ее параметры в пластовых условиях характеризуются по аналогии с параметрами нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения. Нефть характеризуется как тяжелая, (среднее значение плотности в пластовых условиях 0,9134 т/м3), высоковязкая, с небольшим газосодержанием. Таблица 1 Параметры нефти
Из данных табл. 1 можно сделать вывод о закономерности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания или возраста объектов, их содержащих. Так нефти турнейского пласта, по сравнению с верейскими, более тяжелые, в них меньше светлых фракций, они более вязкие. С возрастанием глубины также уменьшается газосодержание (и, следовательно, уменьшается объемный коэффициент нефти) и увеличивается давление насыщения из-за увеличения содержания азота в попутном (растворенном) газе. Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 33,17%, башкирского яруса - 39,29%. Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,181, более высокое содержание азота (64,61%), небольшое содержание углеводородов. Попутный нефтяной газ Мишкинского месторождения содержит большое количество инертных, негорючих составляющих, поэтому он утилизируется в атмосферу с помощью факелов. Пластовые воды рассматриваемого месторождения характерны для региона в целом, и для московских, башкирских, визейских и турнейских отложений являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не отмечается, за исключением уменьшения вязкости в пластовых условиях с возрастанием глубины из-за повышения температуры. Средняя плотность пластовых вод 1,17 г/см³, а минерализация — 260 г/л. Газовый фактор пластовой воды незначителен, а растворенный газ в основном представлен азотом. По товарным качествам нефти Мишкинского месторождения характеризуются как тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||