Анализ воздействия на ПЗП. 1-3 ЧАСТЬ + ВВЕДЕНИЕ. Месторождение находится на четвертой (поздней) стадии разработки
 Скачать 373.21 Kb.
|
|
. Таблица 1 - Свойства пластовой воды
1.7 Характеристика основного эксплуатационного объекта 1.7.1 Особенности распространения по площади Восточно-Лениногорская площадь расположена в хорошо изученном нефтеносносном регионе Татарстана – на восточном склоне Южно - Татарского свода. Основные запасы нефти приурочены к терригенным отложениям пашийского горизонта франского яруса верхнего девона.Горизонт ДI характеризуется высоким литологическим слиянием пропластков. Наибольший коэффициент слияния между пропластками “б1” - “б2”(0,351), “г1”- “г2+3” (0,554) и “г2+3”- “д” (0,436). Наименьшим слиянием характеризуются пласты “а”- “б1” (0,055) и “ б3”- “ в” (0,069). Промежуточное положение по КСЛ занимают пласты “б2”- “б3” (0,173) и “в” - “г1” (0,145). Горизонт ДI является единой гидродинамической системой, что подтверждается общим ВНК для всех пластов и высокой литологической связанностью между пластами. Согласно принятой для коллекторов Ромашкинского месторождения классификации, породы по емкостным свойствам подразделяются на 1 и 2 группы коллекторов. В целом по горизонту средние значения пористости по группам коллекторов составляет 0,207 - по высокопродуктивной неглинистой группе, 0,188 - по высокопродуктивной глинистой и 0,151 - по малопродуктивной группе. Среднее значение проницаемости по горизонту 0,463 мкм2. По высокопродуктивным неглинистым коллекторам оно составляет 0,580 мкм2, по высокопродуктивным глинистым 0,293 мкм2 и по малопродуктивным 0,117 мкм2. По нефтенасыщенности пород коллекторы также различаются по группам. Наиболее высокими значениями нефтенасыщенности характеризуется высокопродуктивные неглинистые коллекторы - 0,832; самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов - 0,652. Высокопродуктивные глинистые коллекторы занимают промежуточное положение, значение нефтенасыщенности составляет - 0,779. В целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности - 0,798. Нефтенасыщенные толщины по горизонту колеблются от 1,0 до 30,4 метров и составляют в среднем 13,9 м. По блокам средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 13,5 (I и III блоки) до 15.4 м. (IVблок). Средние нефтенасыщенные толщины по пластам горизонта ДI изменяются от 2-х м. (пласты “б1” и “б2”) до 4,1 м. (пласт “г2+3”), глинистые разрезы между ними от 2,6 до 3,1 м. Для более глубокого исследования пластов-коллекторов особую актуальность приобретает изучение таких ранее не рассматриваемых свойств, как неоднородность пластов по ГИС, а также уточнение количественных значений пористости, проницаемости, остаточной нефте- и водонасыщенности. 1.7.2 Характер изменения коллекторских свойств Для более глубокого исследования пластов-коллекторов особую актуальность приобретает изучение таких ранее не рассматриваемых свойств, как неоднородность пластов по ГИС, степень и превалирующие направления их трещиноватости, пространственная выдержанность, дифференциация запасов, а также уточнение количественных значений пористости, проницаемости, остаточной нефте и водонасыщенностей. Характеристика коллекторских свойств пласта по горизонту, полученная по лабораторным, геофизическим и промысловым исследованиям приведена ниже. Пашийский горизонтсложен песчаниками неравномерно алевритистыми, коричневато серыми, кварцевого состава, средне сцементированными, в различной степени пропитанными нефтью. Среди песчаников отмечаются прослойки алевролитов песчанистых. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (размер зерен кварца 0,1-0,25 мм) и составляют 48,9-81,8% породы (в среднем 56,0-65,0%), содержание алевритовой фракции изменяется от 8,7 до 47,7%, составляя в среднем 22,3-33,8%, пелитовая фракция составляет 1,5-12,0%, карбонатность незначительна 0-0,6% редко до 1,6%.Цемент представлен вторичным кварцем, образующий регенерационный тип цемента, а также тонкодисперсным глинистым материалом участками с незначительной кальцитовой примесью, образуя контактовый участками поровый тип цементации. Зерна кварца округлой формы, угловато-окатанные, упаковка их средняя. Структура порового пространства межзерновая. Сообщаются поры тонкими соединительными канальцами. Размер пор в среднем 0,07-0,2 мм реже до 0,25 мм. Тип коллектора поровый. По данным гранулометрического анализа алевролиты сложены зернами кварца размером 0,01-0,1 мм, которые составляют 47,8-75,2% породы (в среднем 52,0-62,4%). Содержание песчаной фракции изменяется от 17,5 до 49,9%. Глинисто-пелитовый материал составляет 0,6-6,45%, карбонатность не значительна 0,04-1,05%. Таблица 2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенность
Продолжение таблицы 2
1.7.3 Физико-химические свойства нефти и газа Изучение физико-химических свойств нефти и нефтяного газа пpодуктивного горизонта ДI проводилось в институте ТатHИПИнефть, в ГПК и химических лабораториях НГДУ п/о «Татнефть» с 1957 г. В настоящее вpемя пластовые нефти исследованы по 36 скважинам, а поверхностные по 85 скважинам, охватывающим всю нефтяную площадь. По своим физико-химическим параметрам эта нефть относится к группе средних по вязкости и парафинистых и смолистых нефтей. Пластовый газовый фактор в среднем по площади равен 62,7 м3/т,а вязкость пластовой нефти – 3,93 мПа*с. Рабочий газовый фактор составляет 47,2 м3/т. В составе нефтяного газа основное место занимает метано-пропановые фракции - 76,81% и азот 11,52%. Плотность газа в среднем равна – 1,267 кг/м3. Таблица 3 - Свойства поверхностной нефти
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||