Отчет. Утверждаю руководитель практики от предприятия (Ф. И. О.) Календарный план

Название	Утверждаю руководитель практики от предприятия (Ф. И. О.) Календарный план
Дата	12.06.2019
Размер	1.25 Mb.
Формат файла
Имя файла	Отчет.doc
Тип	Документы #81455
страница	3 из 10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Показатели неоднородности пластов.

Горизонт Д] является многопластовым объектом разработки. В скважинах встречаются самые разнообразные типы разрезов от одного до десяти пластов-коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрываются 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет 52% (табл. 2.2.3).

Таблица 2.2.3 Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта

в целом по площади

Количество скважин	Коэф-т песчанистости		Коэф-т расчлененности		Характеристика прерывистости	Другие показатели неоднородности
Количество скважин	среднее значение	коэф-т вариации	среднее значение	коэф-т вариации	Характеристика прерывистости	Другие показатели неоднородности
1	2	3	4	5	6	7
478	0,52	22,20	5,55	38,12	0,98	-

1.2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в секторе пластовых нефтей и газов ТатНИПИнефть объединения Татнефть.

Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам [3].

Имеющиеся данные в табл. 2.3.1. свидетельствуют, что значения параметров пластовой нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м³/т, среднее 62,9 м/т, объемный коэф-т от 1.1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г/см , среднее 0,8096 г/см , плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г/см ,

в

язкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81мПа-с, среднее 3,53 мПах, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы в среднем - 1,6%, асфальтенов - 2.8% весовых.

Нефть в поверхностных условиях по величине вязкости может быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100°С, 26,3% - до 200°С, 47% - до 300°С. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна - 1,2690 г/ л, при поверхностных же условиях в среднем равна - 1,2960 г/ л.

В газе содержится метана - 39,76%), этана - 23,4%>, пропано-бутановых фракций - 16,85%), азота - 8,71%) объемных.

Таблица 2.3.1 Свойства пластовой нефти и газа

№ п/ п	Наименование	Кол-во исследов. скважин		Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3		4	5
1.	Месторождение, площадь		Зеленогорская площадь
2.	Горизонт		Д.
3.	Давление насыщения газом Р_н, МПа	16		8,30-9,60	8,98
4.	Газосодержание R, нм³/т контакт дифференц.	20		53,1-67,8 40,4-54,6	62,9 49,7
5.	Газовый фактор при условиях сепарации, нм³/т Р,=5кгс/см²; Т,=9°С Р₂=1кгс/см²;Т₂=9°С	12		32,9-44,2 7,5-10,4	40,4 9,3

Продолжение таблицы 2.3.1

1	2	3	4	5
6.	Объемный коэф-т, В_н	26	1,112-1,188	1,1611
7.	Плотность р_н, г/см"	23	0,7950-0,82707	0,8096
9.	Вязкость ц_н , мПа-с	19	2,21-4,81	3,53

Физико-химические свойства пластовой воды

Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А.Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пласьовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л.

В естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты с целью ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.

По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает - метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см /л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэф-т от

1,4 до 3.

"J

Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,1839 г/см, вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.

Температура пластовой воды составила 35,5°С.

Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 2.3.2.

Таблица 2.3.2 Зависимость плотности и вязкости нефти от обводненности и температуры

№п/п	Обводненность	1 Плотность, г/см	Вязкость, мПа-с		при температуре °С
№п/п	Обводненность	1 Плотность, г/см	0°	5°	10°	20°
1	2	3	4	5	6	7
1.	0	0,8550	21,52	19,87	17,0	11,3
2.	10	0,8930	54,7	61,2	55,0	23,4
3.	20	0,9130	153,1	138,5	50,9	32,0
4.	30	0,9220	156,8	70,7	58,5	37,5
5.	40	0,9380	210,9	174,1	154,8	67,1
6.	50	0,9740	846,1	501,8	370,0	259,2

1.2.4 Данные об условных запасах нефти, газа и конденсата по

месторождению

Зеленогорская площадь Ромашкинского нефтяного месторождения разрабатывается с 1953 года. Разбуривание площади по проектной сетке осуществлялось в два крупных этапа. Вначале согласно технологической схеме и проекту разработки, составленных ВНИИ в 1954 и 1956 гг. соответственно, было пробурено 3 эксплуатационных ряда в полосе, прилегающей непосредственно к границе Павловской площади по сетке 600x400м в северной части и сетке 800x650м в южной части. Всего в первом этапе предполагалось пробурить 147 эксплуатационных и 68 нагнетательных скважин.

В мае 1957 г. Управлением нефтяной промышленности на основании решения Центральной Комиссии по разработке нефтяных месторождений в г.Октябрьском были выданы для бурения 3 ряда эксплуатационных скважин, примыкающих к Лениногорско-Зеленогорскому разрезающему ряду. Бурение велось по сетке 600x800м с последующим уплотнением до сетки 600x400м. В 1958 году, в связи с окончанием разбуривания трех северных рядов эксплуатационных скважин, ТатНИИ совместно с Управлением нефтяной промышленности Татсовнархоза, был рассмотрен вопрос об их продолжении за район, "белого пятна" до соединения с тремя эксплуатационными рядами Восточно-Сулеевской площади, примыкающей к Павловской площади. Было решено бурить 15 оценочных скважин, расположив их по профилям в направлении эксплуатационных рядов. В случае получения положительных результатов по оценочным скважинам, решено было вести уплотнение этих трех эксплуатационных рядов до сетки 600x400м [3].

При разбуривании пласта горизонта Д1 на всей протяженности трех рядов, примыкающих к Павловской площади, оказались нефтенасыщенными. Наличие "белого пятна" не подтвердилось. Вследствие этого северная граница Зеленогорской площади проведена по скважинам 950 и 1005, включая участок №15.

Дальнейшее разбуривание площади осуществлялось по проекту, составленному ТатНИИ в 1960 году. Восточную часть северного блока этим проектным документом рекомендовалось разбурить по сетке 800x650м, остальную часть площади - по сетке 600x400м. Причем, восточные ряды эксплуатационных скважин северного блока располагались на расстоянии 1000м от нагнетательного ряда.

За первый этап рекомендовалось пробурить 310 эксплуатационных скважин при общем фонде 946 скважин всех категорий за весь срок разработки. Этот этап разбуривания Зеленогорской площади, кроме центральной части, закончен в 1956 году по сетке 600x400м.

Оставшиеся в центральной части площади временно законсервированные запасы нефти, сосредоточенные в полосе шириной 2-2,5 км вводились в разработку на основе технологической схемы, составленной ТатНИИ в 1966 году. Технологической схемой разработку центральной площади рекомендовалось осуществлять за счет бурения в 1968-1971 гг. 3-х рядов скважин, в том числе 31 нагнетательной и 67 эксплуатационных скважин, причем на юго-западной половине площади предусматривалось применение продольного разрезания, а на северо-восточной половине -систему избирательного расположения нагнетательных скважин по сетке 600x600м.

Дальнейшая разработка площади последовательно производилась согласно проектам, составленным ТатНИПИнефть в 1972 г. и в 1976 гг. соответственно. В настоящее время площадь разрабатывается согласно проекту, составленному ТатНИПИнефть в 1978 году.

Для интенсификации выработки запасов нефти в разрабатываемой зоне предложено пробурить 44 эксплуатационных скважин, создать к имеющимся 5 очагам еще три очага заводнения, осуществлять постепенно полный перевод всего фонда добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации.

В 2003 году из продуктивных пластов горизонтов Д₀ и Д₁ отобрано 1,212 млн. тонн нефти. В 2004 году из этих же горизонтов отобрано 1,117 млн. тонн нефти, что на 0,095 млн. тонн меньше, чем в 2003 году, а в 2005 году - 1,003 млн. тонн нефти, что на 0,114 млн. тонн меньше, чем в 2004 году.

В 2003 году темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 1,13% и 3,99% остаточных извлекаемых запасов. В 2004 году он составил 1,04% от НИЗ и 3,82% от остаточных извлекаемых запасов, а в 2005 году - 0,94% от НИЗ и 3,57% от остаточных.

С начала разработки в 2003 году добыто 77,717 млн. тонн нефти, в 2004 году –

78,834 млн. тонн нефти, а в 2005 году - 79,837 млн.тонн нефти, что составляет, соответственно, 78,67%, 73,72%, 74,66% от НИЗ.

По состоянию на 1.01.2003 г. добыто 93,7% запасов песчаных коллекторов, 50% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 35,6% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.

По состоянию на 1.01.2004г. добыто 94% от запасов песчаных коллекторов, 51% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.

По состоянию на 1.01.2005г. добыто 94,3% от запасов песчаных коллекторов, 51,9% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,4% - от запасов алевролитов, 94,1% - от запасов контактной водонефтяной зоны.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10