Таблица 2.2.4 - Вероятность вскрытия и коэффициент выдержанности пласта Д 0 Березовской площади Ромашкинского месторождения
Горизонт, пласт
|
Вероятность вскрытия
коллектора, д.ед.
|
Коэффициент
выдержанности, д.ед.
|
Д0
|
0,915
|
0,966
|
а
|
0,718
|
0,776
|
б1
|
0,504
|
0,596
|
б2
|
0,671
|
0,723
|
б3
|
0,556
|
0,635
|
в
|
0,790
|
0,794
|
гд
|
0,930
|
0,935
| По таким параметрам, характеризующим зональную неоднородность, как вероятность вскрытия коллектора и коэффициент выдержанности, высокими значениями отличаются пласты “а”, “в”, “гд» (от 0,718 до 0,93 и от 0,776 до 0,935) и гораздо меньшими, свидетельствующими о прерывистом распространении коллекторов по площади, пласты пачки “б” (0,504 - 0,671 и 0.596 - 0,723). Таблица 2.2.5 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта D0 по данным исследований Д 0 Березовской площади Ромашкинского месторождения
Метод определения
|
Наименование
|
Прони-цаемость мкм2
|
Порис-тость, д.ед.
|
Нач.
нефтена-сыщен-ность, д.ед.
|
Насыщен-ность связанной водой, д.ед.
|
Лабораторные исследования керна
|
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Среднее значение
Коэффициент вариации, д.ед
Интервал изменения
|
10
83
0,503
0,870
0,014-2.273
|
12
125
0,199
0,519
0,107- 0,251
|
0,846
0,111
0,600- 0,982
|
11
85
0,154
0,607
0,018- 0,400
|
Геофизические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Среднее значение
Коэффициент вариации, д.ед
Интервал изменения
|
727
892
0,581
1,30
0,001- 3,008
|
796
1196
0,202
0,720
0,100- 0,340
|
758
1085
0,821
0,602
0,233- 0,943
|
0,179
|
Гидродинамические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Среднее значение
Коэффициент вариации, д.ед
Интервал изменения
|
502
994
0,102
2,105
0,007- 2,697
|
|
|
|
Принятые при проектировании
|
0,581
|
0,202
|
0,821
|
| Характеристика коллекторских свойств и насыщенности продуктивных отложений пласта Д 0 и горизонта Д 1, представленная в таблице 2.2.5., дана на основании анализа результатов проведенных лабораторных и промыслово-геофизических исследований, которые различаются по своему количественному объему. Представленная по данным начетов, информация в таблице 2.2.5. показывает, что полученные для продуктивных отложений пласта Д 1 значения проницаемости (0,666 мкм 2) и пористости (0,200) довольно близки к керновым данным. В то же время отличаются значения начальной нефтенасыщенности (0,816) и содержания связанной воды (0,184) при более значительном диапазоне изменения граничных величин. Аналогичная картина наблюдается и по пласту Д 0. В целом для Д 0+Д 1средняя величина пористости равна 0,201, проницаемости 0.621, а начальной нефтенасыщенности 0,819 . Таблица 2.2.6 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по данным исследований пласта Д 1 Березовской площади Ромашкинского месторождения
Метод определения
|
Наименование
|
Проницаемость, мкм2
|
Пористость, д.ед.
|
Начальная
нефтенасыщенность, д.ед.
|
Насыщенность водой, д.ед.
|
Геофизические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Среднее значение
Коэффициент вариации, д.ед
Интервал изменения
|
863
1051
0,666
1,17
0,001- 3,034
|
844
1185
0,200
0,424
0,106- 0,296
|
788
961
0,816
0,305
0,126- 0,950
|
0,184
|
Гидродинамические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Среднее значение
Коэффициент вариации, д.ед
Интервал изменения
|
502
994
0,102
2,105
0,007-2,697
|
|
|
|
Принятые при проектировании
|
0,200
|
0,816
|
|
| Анализ приведенных выше данных в таблицах 2.2.5 и 2.2.6. показывает, что по всем рассматриваемым параметрам и для Д 0 и для Д 1 наиболее представительна информация по данным геофизических исследований. После изучения лабораторных и геофизических исследований можно отметить, что Березовская площадь Ромашкинского месторождения состоит из самостоятельных рядов залежей нефти, которые имеют свой контур нефтеносности и отметки ВНК. Коэффициент связности между пропластками составляет от 0,5 до 0,86, что говорит о хорошей гидродинамической связи. 2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Изучение физико-химических свойств сводится к анализу свойств нефти, воды и компонентного состава газа на основании данных, полученных с лаборатории ТатНИПИнефть и ПАО «Татнефть». Свойства нефти изучены на основании анализа на ртутной лаборатории с применением водного расвтора хлористого натрия и на установках УИПН-2М и АСМ-300. Вязкость пластовых нефтей определялась вискозиметром ВВДУ-1. Отбор глубинных проб нефти производился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М. Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах. Таблица 2.3.1. - Состав нефти, газа, конденсата и воды по кыновскому горизонту Березовской площади Ромашкинского месторождения
Наименование
|
Кыновский горизонт
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
скважин
|
проб
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
а) Нефть
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
15
|
45
|
|
8,47
|
Газосодержание, при однократ ном разгазировании, м3/т
|
15
|
45
|
|
63,17
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д ед.
|
15
|
45
|
|
1,17
|
Газосодержание при диффренци альном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
не опр.
|
не опр.
|
|
не опр.
|
Суммарное газосодержание, м3/т
|
не опр.
|
не опр.
|
|
не опр.
|
Плотность, кг/м3
|
15
|
45
|
|
809,5
|
Вязкость, мПа*с
|
15
|
45
|
|
4,42
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
|
15
|
45
|
|
1,16
|
б) Пластовая вода
|
|
|
|
| Продолжение таблицы 2.3.1
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Газосодержание, м3/т
|
|
|
0,3-0,4
|
|
в т.ч.сероводорода, м3/т
|
|
|
0,10
|
|
Объемный коэффициент, д.ед.
|
|
|
0,9974
|
|
Вязкость, мПа*с
|
|
|
1,82-1,92
|
|
Общая минерализация, г/л
|
9
|
15
|
250,2977-276,7
|
269,42
|
Плотность, кг/м3
|
9
|
15
|
1177-1187,9
|
1183,7
| Таблица 2.3.2 – Состав нефти, газа, конденсата и воды по пайшийскому горизонту Березовской площади Ромашкинского месторождения
Наименование
|
Пашийский горизонт
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
скважин
|
проб
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
а) Нефть
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
33
|
69
|
|
8,6
|
Газосодержание, при однократ ном разгазировании, м3/т
|
33
|
69
|
|
63,3
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д ед.
|
33
|
69
|
|
1,2
|
Газосодержание при диффренци альном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
не опр.
|
Не опр.
|
|
Не опр.
|
Суммарное газосодержание, м3/т
|
не опр.
|
Не опр.
|
|
Не опр.
|
Плотность, кг/м3
|
33
|
69
|
|
800,6
|
Вязкость, мПа*с
|
33
|
69
|
|
4,54
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
|
33
|
69
|
|
1,14
|
б) Пластовая вода*
|
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т
|
|
|
0,3-0,4
|
|
в т.ч.сероводорода, м3/т
|
|
|
0,10
|
| Продолжение таблицы 2.3.2
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Объемный коэффициент, д.ед.
|
|
|
0,9985
|
|
Вязкость, мПа*с
|
|
|
1,82-1,92
|
|
Общая минерализация, г/л
|
9
|
15
|
250,2977-276,7
|
269,42
|
Плотность, кг/м3
|
9
|
15
|
1177-1197,9
|
1183,7
| Результаты исследований физико-химических свойств нефтей, приведенные в таблицах 2.3.1-2.3.5., свидетельствуют, что в целом нефти рассматриваемых объектов довольно близки по своим свойствам, так, параметры нефтей пашийского горизонта характеризуется следующими значениями: плотность нефти меняется от 787 кг/м 3, при среднем значении - 803 кг/м 3; вязкость нефти - от 2.7 до 6.5 мПа.с, среднее - 4.5 мПа.с; парафинов - от 2.3 % до 7.9 % , среднее составляет 5.3 % Содержание серы изменяется от 1.3 % до 2.3 %, среднее составляет 1.8 %. Из таблиц отметим, что нефть относится к сернистым нефтям (1,6 %), к парафинистым (4,87 %), вязкость при 20 0С-19,3 10-6 м 2/с. Пластовые воды по химическому составу относятся к хлоридно-натриевым, высокоминерализованным, с преобладающим содержанием кальция. Общая минерализация колеблется от 250,2 до 277,7 г/л. Плотность воды в среднем составляет 1183.7 кг/м 3, вязкость в пределах 1.82 - 1.92 мПа.с, pH равно 6.2 Газовый состав подземных вод метановый. Газонасыщенность достигает 0.3 - 0.4 м 3/т. Упругость газа составляет 6.5 - 10.0 МПа. Объёмный коэффициент составляет 0.9985. Плотность газа составляет 1,23 кг/м 3 (кыновский горизонт) и 1,13 кг/м 3 (пашийский горизонт). продукция по составу практически одинакова, давление насыщения нефти газом по кыновскому горизонту составляет 8,47 МПа, по пашийскому – 8,6 МПа, газосодержание по горизонтам составляет 63 м 3/т, плотность нефти кыновского горизонта составляет 809,5 кг/м 3, а пашийского – 800,6 кг/м 3, нефти горизонтов относятся к легким нефтям. Вязкость нефти кыновского равна 4,42 мПа с, пашийского – 4,54 мПа с, нефти горизонтов относятся к маловязким нефтям.
Таблица 2.3.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти кыновского горизонта Березовской площади Ромашкинского месторождения
Наименование
|
Кыновский горизонт
|
При однократном разгазировании
пластовой нефти в стандартных условиях
|
При дифференциальном разгазировании
пластовой нефти в рабочих условиях
|
|
|
|
|
Пластовая нефть
|
|
|
|
|
выделившийся
газ
|
нефть
|
выделившийся
газ
|
нефть
|
однократное
|
дифференциальное
|
|
|
разгазирование
|
разгазирование
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
доля,%
|
массовая
доля, %
|
мольная
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
Сероводород
|
0,04
|
0,03
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,000
|
0,000
|
не опр.
|
не опр.
|
Углекислый газ
|
0,30
|
0,22
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,093
|
0,523
|
не опр.
|
не опр.
|
Азот+редкие
|
5,17
|
6,05
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,485
|
4,277
|
не опр.
|
не опр.
|
в том числе: Гелий
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
Метан
|
16,29
|
33,33
|
0,02
|
0,261
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,996
|
15,363
|
не опр.
|
не опр.
|
Этан
|
23,96
|
26,15
|
0,05
|
0,378
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,425
|
11,724
|
не опр.
|
не опр.
|
Пропан
|
28,22
|
21,01
|
0,35
|
1,913
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
2,238
|
12,553
|
не опр.
|
не опр.
|
Продолжение таблицы 2.3.3
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
i-Бутан
|
4,83
|
2,73
|
0,16
|
0,669
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,494
|
2,103
|
не опр.
|
не опр.
|
n-Бутан
|
11,50
|
6,49
|
0,69
|
2,830
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,286
|
5,473
|
не опр.
|
не опр.
|
i-Пентан
|
3,77
|
1,71
|
0,65
|
2,155
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,077
|
3,692
|
не опр.
|
не опр.
|
n-Пентан
|
3,32
|
1,51
|
0,68
|
2,263
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,291
|
4,424
|
не опр.
|
не опр.
|
Гексан+высшие
|
2,63
|
0,75
|
96,01
|
89,531
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
88,093
|
39,869
|
не опр.
|
не опр.
|
Гептан
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Остаток
(С8+высшие)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная
масса
|
29,48
|
29,48
|
239,2
|
239,2
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
247,33
|
247,3
|
не опр.
|
не опр.
|
Плотность:
газа, кг/м3
|
1,091E-05
1,23
|
1,58E-05
1,23
|
7,995E-05
|
2,796E-05
|
0,0001183
не опр.
|
9,009E-05
не опр.
|
9,459E-05
|
0,0037422
|
0,0041798
|
|
|
|
газа относительная
(по воздуху),доли ед.
|
1,016
|
1,016
|
|
|
не опр.
|
не опр.
|
0,0004376
|
|
256,5586
|
|
|
|
нефти,кг/м3
|
2,113E-05
|
869,9
0,0001729
|
869,9
0,0006212
|
0,000474
|
0,0005075
|
не опр.
8,503E-05
|
не опр.
0,0002213
|
809,5
0,0001493
|
809,5
0,0001789
|
не опр.
0,001612
|
не опр.
0,0040432
|
Таблица 2.3.4 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пашийского горизонта Березовской площади Ромашкинского месторождения
Наименование
|
Пашийский горизонт
|
При однократном разгазировании
пластовой нефти в стандартных условиях
|
При дифференциальном разгазировании
пластовой нефти в рабочих условиях
|
|
|
|
|
Пластовая нефть
|
|
|
|
|
выделившийся
газ
|
нефть
|
выделившийся
газ
|
нефть
|
однократное
|
дифференциальное
|
|
|
разгазирование
|
разгазирование
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
|
массовая
|
мольная
доля,%
|
массовая
доля, %
|
мольная
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
доля,%
|
доля, %
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
Сероводород
|
0,03
|
0,03
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,000
|
0,000
|
не опр.
|
не опр.
|
Углекислый газ
|
0,68
|
0,51
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,097
|
0,569
|
не опр.
|
не опр.
|
Азот+редкие
|
8,07
|
9,36
|
0,00
|
0,00
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,408
|
3,777
|
не опр.
|
не опр.
|
в том числе: Гелий
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр
|
не опр.
|
не опр.
|
Метан
|
16,14
|
32,73
|
0,01
|
0,160
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,027
|
16,591
|
не опр.
|
не опр.
|
Этан
|
23,21
|
25,11
|
0,03
|
0,285
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,388
|
11,967
|
не опр.
|
не опр.
|
Пропан
|
26,92
|
19,86
|
0,27
|
1,594
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
2,128
|
12,512
|
не опр.
|
не опр.
|
Продолжение таблицы 2.3.4
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
i-Бутан
|
4,24
|
2,37
|
0,1125
|
0,498
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
0,598
|
2,668
|
не опр.
|
не опр.
|
n-Бутан
|
10,75
|
6,02
|
0,4175
|
1,847
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,367
|
6,095
|
не опр.
|
не опр.
|
i-Пентан
|
3,77
|
1,70
|
0,46
|
1,630
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,053
|
3,784
|
не опр.
|
не опр.
|
n-Пентан
|
3,11
|
1,40
|
0,525
|
1,870
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
1,277
|
4,586
|
не опр.
|
не опр.
|
Гексан+высшие
|
3,07
|
0,88
|
96,49
|
92,117
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
88,195
|
37,449
|
не опр.
|
не опр.
|
Гептан
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Остаток
(С8+высшие)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная
масса
|
27,13
|
27,13
|
257,1
|
257,1
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
не опр.
|
259,2
|
259,2
|
не опр.
|
не опр.
|
Плотность:
газа, кг/м3
|
11,13
|
1,13
|
|
|
не опр.
|
не опр.
|
|
|
|
|
|
|
газа относительная
(по воздуху),доли ед.
|
0,936
|
|
|
|
|
|
0,0003067
|
|
269,26467
|
|
|
|
нефти,кг/м3
|
|
0,936
|
|
|
не опр.
|
не опр.
|
|
|
800,6
|
800,6
|
не опр.
|
не опр.
|
Таблица 2.3.5 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти кыновского и пашийского горизонтов
Наименование
|
кыновский горизонт
|
пашийский горизонт
|
Количество
исследованных
|
Среднее
значение
|
Количество
исследованных
|
Среднее
значение
|
скважин
|
проб
|
проб
|
скважин
|
Вязкость кинематическая, 10-6м2/с
при 20 оС
|
15
|
45
|
23,6
|
33
|
69
|
19,3
|
50 оС
|
15
|
45
|
8,43
|
33
|
69
|
7,41
|
Температура застывания, оС
|
15
|
45
|
-18
|
33
|
69
|
-17
|
Массовое
содержа-
ние, %
|
Серы
|
15
|
45
|
1,81
|
33
|
69
|
1,6
|
Смол
|
|
|
|
|
|
|
силика-
гелевых
|
15
|
45
|
16,4
|
33
|
69
|
17,6
|
Асфаль-
тенов
|
15
|
45
|
4,96
|
33
|
69
|
4,07
|
Парафи-
нов
|
15
|
45
|
4,29
|
33
|
69
|
4,87
|
Объемный выход
фракций, %
|
Н.к.100 оС
|
15
|
45
|
5,4
|
33
|
69
|
5,3
|
до 200 оС
|
15
|
45
|
21,9
|
33
|
69
|
22,1
|
до 300 оС
|
15
|
45
|
42,9
|
33
|
69
|
38,9
|
В процессе проведения гидрогеологических исследований было установлено, что водовмещающими породами рассматриваемых отложений являются песчано-алевролитовые породы. Результаты изучения состава и свойств вод приведены в таблице 2.3.6.
По химическому составу пластовые воды являются хлоридно-кальциевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция (хлоркальциевый тип по В.А. Сулину).
Таблица 2.3.6 – Свойства и состав пластовой воды со скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения
Наименование
|
Количество исследованных скважин
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
Cl
SO
HCO
Ca
Mg
K+Na
pH
|
9
9
9
9
9
9
9
|
4398.76 - 4852.34
0 - 1.52
0 - 1.74
486 - 601.25
131.67 - 202.5
2960.64 - 3429.43
---
|
4726.22
0.44
0.6
557.17
172.97
3274.59
6.2
|
Таким образом отметим, что продукция скважин относится к легким нефтям повышенной вязкости, смолистым, парафинистым и сернистым. Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу с общей минерализацией 210-252 г/л. Пластовые воды отнесены к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией в среднем 260 г/л.
АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
Характеристика технологических показателей разработки
Березовская площадь Ромашкинского месторождения является самостоятельным объектом с момента вступления в силу проекта ВНИИнефть в 1955 году. Проектное бурение на Березовской площади осуществлялось с 1955 года, сначала на одну продуктивную нефтяную скважину бурили пять оценочных, дебит скважины тогда составлял 65 т/сут.
По первой технологической схеме Березовской площади планировалось бурение по квадратной сетке 720х720, расстояние между ДС и НС составляло около 1200 м. По итогу Березовская площадь была разделена на 3 блока, каждый из которых включает пять рядов скважин.
На рисунках 3.1-3.2 представлены технологические показатели Разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения в период с 1962 по 2015 гг.
|
Скачать 1.48 Mb.