Митрошенко_З-Сургутское месторождение. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении

• Название: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении
• Дата: 14.01.2023
• Размер: 3.69 Mb.
• Имя файла: Митрошенко_З-Сургутское месторождение.doc
• Тип: Курсовой проект; #886273
• страница: 6 из 8

2 СОВРЕМЕННЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ИХ ПРИМЕНЕНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ НА ЗАПАДНО-СУРГУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1. Физико-гидродинамическая характеристика пластов Западно-сургутского месторождения

Пласты БС₁₀, БС₁ и БС_2-3 являются основными объектами разработки на месторождении. К второстепенным объектам относятся небольшие по величине запасов нефти залежи пластов БС₄, БС₁₁ и АС₉.

В пласте БС₁₀ водонефтяной контакт (далее по тексту ВНК) погружается в южном направлении с отметки – 2278 м до – 2326 м на юго-западе. Водонефтяная зона пласта занимает 29 % площади залежи. Наибольшие нефтенасыщенные толщины (до 30 м) приурочены к северо-западной части месторождения.

Северная залежь пласта БС₁₀ имеет уровень ВНК на отметке – 2255,9 м. Размеры залежи небольшие (4,75х3,75 км), 6 % площади занимает водонефтяная зона. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,8 м.

Восточная залежь слабо изучена. Размеры ее 12,5х24 км. Нефтенасыщенные толщины незначительны, на большей части площади составляют 1,2 – 1,4 м. Максимальная толщина 9,6 м, средняя 4,6 м.

Залежь БС_1-4. В пределах принятого ВНК скопления нефти отдельных пластов имеют следующую характеристику.

Пласт БС₄ продуктивен на небольшой площади. Размеры площади нефтеносности 2,2х1,7 км. Нефтенасыщенная толщина его изменяется в пределах от 1,7 до 8,0 м.

Пласт БС_2-3 нефтенасыщен на двух участках. Основной по величине участок приурочен к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 12,5х5,0 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 9,2 м.

Нефтенасыщенная часть полностью подстилается водой. Небольшой самостоятельный продуктивный участок выявлен в юго-восточной части месторождения, имеет размеры 2,5х1,0 км, также подстилается подошвенной водой. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м.

ВНК соответствует отметке – 2013 м, высота залежи равна 23 м.

Пласт БС₁ делится на две части: верхнюю – БС_{ } и нижнюю – БС_{ }. Коллекторы верхней части пласта развиты и нефтенасыщены на всей площади. Размеры площади нефтеносности 22х(6,7-7,5) км, нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах от 1 до 13,4 м, составляя в среднем 4,1 м. Обширная водонефтяная зона занимает 29 % площади нефтеносности.

Общая характеристика пластов АС₉, БС₁, БС_2-3, БС приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристики пластов АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄

Параметры		Пласты
		АС9	БС1	БС2-3			БС4
Средняя глубина залегания кровли, м		1930	2100	2100			2100
Тип залежи		пластово-сводовый
Тип коллектора		поровый
Средняя общая толщина, м		12,4	15,4	16,8			11,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м		2,7	4,4	8,9			3,5
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м		3	1,2	4,1			5,2
Коэффициент пористости, доли ед.		0,27	0,27	0,27			0,27
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.		0,47	0,65	0,60			0,51
Проницаемость, ×10-3 мкм2		418	721	551			323
Начальная пластовая температура, ◦С		65	60	62			62
Начальное пластовое давление, МПа		19	21	21,0			21,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с		5,8	5,48	5,68			5,68
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3		0,869	0,835	0,846			0,846
Объемный коэффициент нефти, доли ед.		1,040	1,092	1,084			1,084
Содержание парафина в нефти, %		4,86	3,54	3,83			3,83
Содержание серы в нефти, %		1,90	1,77	1,83			1,83
Газовый фактор нефти, м3/т		21	38	36			36
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,523		0,664		0,641	0,606
Коэффициент чистой нефтяной зоны, доли ед.	–		0,67		0,62	–
Коэффициент водонефтяной зоны, доли ед.	0,47		0,57		0,58	0,51
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,65		0,38		0,79	0,73
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,48		0,51		0,50	0,50
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,000		1,004		1,003	1,003
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,011		1,012		1,012	1,012
Сжимаемость нефти, 1/МПа×10-4	8,0		9,0		9,1	9,1
Сжимаемость воды, 1/МПа×10-4	4,6		4,6		4,6	4,6
Сжимаемость породы, 1/МПа×10-4	3,7		1,8		1,8	2,0

Общая характеристика пластов БС_10-11, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂ приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 –Характеристики пластов БС_10-11, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂

Параметры	Пласты
	БС10-11	БС12	ЮС1	ЮС2
Средняя глубина залегания кровли, м	2320	2320	2750	2860
Тип залежи	пластово-сводовый, структурно-литологический		пластово-сводовый	структурно-литологический
Тип коллектора	поровый
Средняя общая толщина, м	30,3	15,7	10,8	13,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,2	4,1	2,1	3,1
Коэффициент пористости, доли ед.	0,23	0,21	0,18	0,15
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,54	0,39	0,44	0,61
Проницаемость, ×10-3 мкм2	53	13	15	10
Начальная пластовая температура, ◦С	67	67	73	73
Газовый фактор нефти, м3/т	44	44	52	52
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,515	0,369	0,382	0,502
Коэффициент чистой нефтяной зоны, доли ед.	0,56	0,39	0,45	0,57
Коэффициент водонефтяной зоны, доли ед.	0,50	0,39	0,38	–
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,26	0,3	0,39	0,28
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,46	0,46	0,43	0,43
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,002	1,002	1,003	1,003
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,011	1,012	1,012	1,013
Сжимаемость нефти, 1/МПа×10-4	9,6	9,6	10,5	10,5
Сжимаемость воды, 1/МПа×10-4	4,6	4,6	4,6	4,6
Сжимаемость породы, 1/МПа×10-4	5,1	5,1	3,6	3,6