Пояснительная записка содержит
 Скачать 0.76 Mb.
|
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ2.1 Характеристика особенностей промыслового объектаАльметьевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения (приложение 2.1.1). Она приурочена к западно-центральной части Южно-Татарского свода. С запада ограничена Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим площадь от Ново-Елховской структуры. Основным эксплуатационным объектом площади являются продуктивные отложения кыновского (  ) и пашийского (до горизонтов нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием основных реперов «верхний известняк» и «муллинские глины», залегающих, соответственно, в кровельной и подошвенной частях горизонта и дополнительного репера «аргиллит» в средней части горизонта. Горизонт Д является многопластовым объектом, в пределах которого выделяются пласты «a», «61», «б2», «б3», «в», «r1», «г2+3» и «д» [31].Продуктивные пласты горизонтов, если их рассматривать в целом, имеют практически площадное распространение. Так, площадь продуктивных коллекторов пласта До по отношению к административной, которая равна 17969,1 га, составляет 65,6%, по «а» 72,0%, по «61» - 39,3 %, по «б2» - 56,6 %, по «б3» - 54,0 %, по «в» - 61,5 %> по «г1» - 58,3%, по «г2+3» - 44,4% и по «д» -12,2% (таблица 2.1.1). Таким образом, самая значительная величина продуктивной площади от административной приходится на пласт «а». Пласты До, «б2», «б3», «в», «г1» занимают промежуточное положение по долям распространения коллекторов. Самыми незначительными долями характеризуются пласты «г2+3», «б1», «д». Информация о количестве скважин, вскрывших коллектор и его нефтенасыщенную часть, представлена в таблице 2.1.1. Таблица 2.1.1- Площадь продуктивных коллекторов по пластам горизонтов До и Альметьевской площади
Таблица 2.1.2 - Распределение скважин, вскрывших пласты горизонтов До и Д1 Альметьевской площади, по характеру их насыщенности Как видно, наибольшее количество случаев вскрытия коллекторов (910 случаев) отмечается по пласту «г2+3», но нефтенасыщен он в 52,3% от общего числа скважин, вскрывших коллектор. По пласту До коллектор нефтенасыщен в 100%, по «а» - 99,8%, по «б1» - 98,9%, по «б2» - 99,7%, по «б3» - 99,0%, по «в» - 94,7%. В отличие от верхних пластов, нижние характеризуются гораздо меньшим процентным содержанием нефтенасыщенных коллекторов: по пласту «г1» - 76,1%, по пласту «г2+3» - 52,3%, по пласту «д» - 22,5%. В этой же таблице приведены данные о количестве скважин, в которых пласты представлены неколлекторами. Наибольшее количество неколлекторов вскрыто по пластам «б1», «б3», «б2», а наименьшее - по пластам «г1» и «г2+3». Характер взаимосвязанности пластов, сложенных различными по степени насыщенности коллекторами, как видно из таблиц 2.1.3 и 2.1.4. Таблица 2.1.3 - Количество скважин Альметьевской площади, вскрывших близлежащие по разрезу пласты горизонтов До и Д
Информация о толщине глинистых разделов между пластами также в определенной степени может свидетельствовать о степени их гидродинамической связанности. Максимальная величина глинистых разделов по горизонту Д1 достигает 12,2 м. Пласт «в» характеризуется наибольшими по мощности глинистыми перемычками. Средняя величина глинистых разделов между пластами горизонта Д1 изменяется от 1,6м до 3,0м. В таблице 2.1.4 представлены нефтенасыщенные и водонасыщенные толщины по группам коллекторов и по пластам, из которой видно, что наибольшей толщиной характеризуются практически все пласты группы высокопродуктивных коллекторов (от 2,1м - пласт «б1» и «б2» до 4,1м - пласт «г2+3»), в то время как нефтенасыщенная толщина пластов других групп коллекторов не превышает 2,3м. Наибольшая средняя нефтенасыщенная толщина отмечается по пласту «г2+3» (4,1м). Наибольшей водонасыщенной толщиной характеризуются все пласты пашийского горизонта группы высокопродуктивных коллекторов (от 2,1м - пласт «б3» до 4,6м - пласт «г2+3»). Таблица 2.1.4. - Характеристика толщин продуктивных пластов горизонтов До и Д1 Альметьевской площади
Пласт До представлен коллекторами на 65,6 % площади и сложен как правило 1-2 прослоями. Средняя расчлененность пласта составляет 1,364. Общая толщина пласта До в среднем равна 2,9 м, изменяясь от 0,6 м до 9,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м до 7,9 м. В отличие от пашийского горизонта, среднее значение коэффициента песчаности для пласта До по продуктивным пластам и по горизонту в целом практически одинаковы и составляет 0,905 и 0,906 соответственно. Общая толщина отложений горизонта Д1 от подошвы «верхнего известняка» до кровли «муллинских глин» составляет в среднем 38,4 м, изменяясь от 27,8 м до 44 м. Эффективная толщина составляет в среднем 15,9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 11,0 м. Пласт «г1» сложен практически в виде одного крупного тела, форма которого усложняется наличием больших зон отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 2,7 м. Для пласта характерно наличие весьма обширных зон слияния с пластом «г2+3». Пласт «г2+3» характеризуется связанностью с пластом «д», равной 0,236 и наибольшей вероятностью вскрытия коллектора, составляющей 0,909. Значение эффективной толщины нефти изменяется в пределах от 0,6 до 12,0 м. Самый нижний пласт «д» по характеру залегания близок к пласту «в», однако ввиду его низкого гипсометрического положения продуктивным является лишь на относительно небольших участках площади. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 3,5 м. В целом для характеристики коллекторских свойств пласта До и горизонта Д1 использованы результаты геофизических исследований скважин ввиду преобладающего их количества. Эта информация приведена в таблице 2.1.9 , из которой видно, что пористость по горизонту До изменяется от 0,197 до 0,214. По горизонту Д1 пористость различается по пластам и по группам коллекторов. Так, по высокопродуктивным коллекторам пористость изменяется от 0,205 (пласт «а») до 0,216 (пласты «б1», «б2»), по высокопродуктивным глинистым от 0,173 (пласт «г2+3») до 0,202 (пласт «б2», «б3»), по малопродуктивным от 0,143 (пласт «д») до 0,159 (пласт «б1», «б2»). Таблица 2.1.5 - Коллекторские свойства пластов пашийско-кыновских отложений Альметьевской площади
* - средневзвешенная по толщине ** - средневзвешенная по толщине и пористости Тенденцию ухудшения коллекторских свойств от высокопродуктивных к малопродуктивным можно проследить также по проницаемости и нефтенасыщенности. Таким образом, рассматривая характер и особенности строения горизонтов До и Д1 необходимо отметить их высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. При анализе приведенных данных можно сделать вывод о том, что из общего числа определений наибольшее их количество (67,2%) относится к отложениям горизонта Д1. По До и Д1 76,7% определений сосредоточено в интервале до 0,700 мкм2. По группе малопродуктивных коллекторов число определений характеризуется следующими значениями: До -12,6%, Д1 - 15,7%, Д0+Д1 - 14,7%. В целом по количеству определений с наибольшим их количеством (более 4%) от общего числа выделяются следующие интервалы: по До от 0,160 до 0,500 мкм2, по Д1 - от 0,160 до 0,550 мкм2, по До+Д1) - от 0,160 до 0,550 мкм2, в то же время достаточно большое число интервалов характеризуется небольшим количеством определений от 0,03 до 1,21% (по Д0) и от 0,07 до 1,25% (по Д1). Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилась по пробам, отобранным из 40 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 120 проб, следующие: давление насыщения - 9,05 МПа, газосодержание - 71,6 м3/сут, объемный коэффициент - 1,1525, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 19,2 мПа˖с. Плотность пластовой нефти кыновского горизонта относится к группе средних нефтей - 819,0 кг/м 3. По содержанию серы - 1,4% по массе нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°С составлявши 19,5 мм2/с. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 42 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 126 проб, следующие: давление насыщения - 8,37 МПа, газосодержание - 65,2 м3/т, объемный коэффициент - 1,1604, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,3 мПа˖с. Плотность пластовой нефти - 798,0 кг/м3, сепарированной - 859,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 1,4% по массе нефть пашийского горизонта является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°С составляет 19,1 мм2/с. Результаты анализов нефти и нефтяного газа отображены в таблице 2.1.6. Таблица 2.1.6 -Свойства пластовой нефти по плату
Рассмотрим технологические показатели разработки Альметьевской площади с начала разработки . | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||