Анализ методов борьбы с АСПО. ВКР. Выпускная квалификационная работа содержит 67 страниц, 5 рисунков, 12 таблиц, 25 библиографических наименований
 Скачать 1.25 Mb.
|
Состав и свойства пород продуктивных пластовВ результате проведенных исследований в пределах палеозойских отложений Хасырейского месторождения была выделена одна массивная залежь нефти, включающая карбонатные породы верхнесилурийского и нижнедевонского возраста. Стоит отметить, что выделяемая глинистая пачка общей толщиной порядка 30 м на границе силурийской и девонской систем, в силу сложного тектонического строения и как следствие повышенной трещиноватости пород не является флюидоупором. По данным замеров пластового давления в пласте D1 и результатов опробований, в процессе эксплуатации, с помощью КИИ в S2gr получено одинаковое снижение пластового давления, что также подтверждает гидродинамическую связь. В настоящее время разрабатываются только нижнедевонские отложения. Поэтому характеристики по залежи для верхнесилурийских и нижнедевонских пород приведены раздельно (таблица 1). Таблица 1 – Характеристика залежей нефти на Хасырейском месторождении.
Нижнедевонский горизонт D1. На Хасырейском месторождении отложения овинпармского горизонта вскрыли 77 скважин. С 2002 г. месторождение активно разбуривалось, в настоящее время подготовлено к промышленной эксплуатации. Продуктивные отложения представлены вторичными доломитами с различной структурой порового пространства, реже доломитизированными известняками. Покрышкой залежи являются плотные аргиллиты, мергели тиманского и саргаевского горизонта верхнего девона. В составе продуктивных отложений D1 выделяются три пачки (снизу вверх): доломитовая в овинпармском горизонте, глинисто-доломитовая, ангидрито-доломитовая в сотчемкыртинском горизонте. В доломитовой пачке (D1dol) выделено 12 зональных интервалов, характеризующихся различными литолого-петрофизическими свойствами. Следует отметить, что вертикальное зонирование характеризует только морфологию пород-коллекторов, в то время как вторичные процессы (трещиноватость, кавернозность) позволяют не только объединить коллекторы овинпармского горизонта, но и присоединить к объекту разработки силурийские отложения исходя из гидродинамической связанности. Наиболее продуктивными являются циклы 3 и 6. Это связано с условиями осадконакопления и протекания вторичных процессов. Отложения 3 цикла приурочены к отложениям литорали с активной гидродинамикой и карбонатным осадконакоплением. Они отличаются пониженным содержанием глинистого материала. Пористость межзерновая. Цикл 6 представлен отложениями нижней сублиторали, преимущественно известнякового состава с иловой матрицей. Органические остатки «рассеяны» по породе, что привело к образованию большого количества каверн при выщелачивании. Отложения других циклов имеют повышенное содержание глинистого материала. Продуктивные нижнедевонские отложения (D1) залегают на глубинах а.о.-1751-2707 м таблица 1.2. Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 226,6 до 649,6 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются в диапазоне 4,7-121,0 м (с учетом скважин, где отмечено двойное пластопересечение 4,7-121,0 м), в среднем составляя по месторождению 37,9 м (с учетом скважин с двойным пласопересечением 43,3 м). Общая пористость меняется в пределах 5-18 %. В среднем по залежи общая пористость составляет 7 %, коэффициент нефтенасыщенности-0,79 доли ед. Для нижнедевонских отложений принято блоковое строение залежи. Таблица 2 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и пластовых флюидов
Верхнесилурийский горизонт S2gr. На Хасырейском месторождении отложения гребенского горизонта вскрыли практически все пробуренные скважины. Породы-коллекторы представлены доломитизированными известняками, вторичными доломитами со сложной структурой порового пространства. Продуктивные верхнесилурийские отложения (S2) залегают на глубинах а.о.-2028-3181 м. Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 11,1 до 258,9 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 29,3 м, в среднем составляя по месторождению 11,9 м. Общая пористость меняется в пределах от 5,0 до 18 %. В среднем по месторождению общая пористость составляет 8,0 %. Средний коэффициент нефтенасыщенности - 0,84 доли единиц. ВНК принят на а.о.-2433 м, также как и для нижнедевонской залежи, по результатам испытания скважине 5031 в открытом стволе (КИИ-3-95), где из интервала 2600-2690 м получен приток нефти дебитом 40,4 м3/сут. ВНК принят условно по последнему коллектору в скважине 5031. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||