Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 02.05.2024
Просмотров: 84
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 1.2
Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Красногородецкого месторождения
| Параметр | Показатели | Б2 | |||||||
| Зоны пласта | Пласт в целом | ||||||||
| ЧНЗ | ВНЗ | ||||||||
| 1 | 2 | 9 | 10 | 11 | |||||
| Общая толщина, м | Среднее значение | 15,7 | 16,8 | 15,9 | |||||
| Коэф-т вариации. д. ед | 0,13 | 0,18 | 0,14 | ||||||
| Интервал изменения | от | 11,0 | 12,7 | 11,0 | |||||
| до | 23,4 | 20,3 | 23,4 | ||||||
| Эффективная нефтенасыщенная толщина, м | Среднее значение | 9,5 | 7,8 | 9,2 | |||||
| Коэф-т вариации, д. ед | 0,30 | 0,47 | 0,32 | ||||||
| Интервал изменения | от | 3,2 | 1,4 | 1,4 | |||||
| до | 17,9 | 11,6 | 17,9 | ||||||
| Эффективная водонасыщенная толщина, м | Среднее значение | - | 2,8 | 2,8 | |||||
| Коэф-т вариации, д. ед | - | 0,42 | 0,42 | ||||||
| Интервал изменения | от | - | 0,8 | 0,8 | |||||
| до | - | 4,4 | 4,4 | ||||||
| Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), д. ед. | Среднее значение | 0,59 | 0,61 | 0,60 | |||||
| Коэф-т вариации, д. ед | 0,22 | 0,36 | 0,24 | ||||||
| Интервал изменения | от | 0,29 | 0,17 | 0,17 | |||||
| до | 0,92 | 0,78 | 0,92 | ||||||
| Коэффициент расчлененности, д. ед. | Среднее значение | 2,2 | 3,7 | 2,4 | |||||
| Коэф-т вариации, д. ед | 0,63 | 0,37 | 0,60 | ||||||
| Интервал изменения | от | 1 | 2 | 1 | |||||
| до | 6 | 6 | 6 | ||||||
Характеристика продуктивного пласта Б2 Красногородецкого месторождения представлена в таблице 1.3.
Таблица 1.3.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Красногородецкого месторождения
| Параметры | Пласт | |
| Б2 | ||
| Средняя глубина залегания кровли, м | 1471 | |
| Тип залежи | пластовая, сводовая | |
| Тип коллектора | терри- генный | |
| Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | 4364 | |
| Средняя общая толщина, м | 16,1 | |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 5,7 | |
| Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м | 2,8 | |
| Коэффициент пористости, доли ед. | 0,21 | |
| Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | 0,94 | |
| Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | 0,91 | |
| Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. | 0,94 | |
| Проницаемость, мкм2 | 1,979 | |
| Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), доли ед. | 0,58 | |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2,0 | |
| Начальная пластовая температура, °С | 31 | |
| Начальное пластовое давление, МПа | 14,3 | |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с | 30,5 | |
| Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа×с | 71,1 | |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,886 | |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,900 | |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -1227,0- -1230,0 | |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,035 | |
| Содержание серы в нефти, % | 3,59 | |
| Содержание парафина в нефти, % | 3,72 | |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 5,4 | |
| Газосодержание нефти, м3 /т | 13,9 | |
| Содержание сероводорода, % | 11,31 | |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с | 1,31 | |
| Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа×с | - | |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,161 | |
| Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | 1,163 | |
| Сжимаемость, 1/МПа×10-4 | | |
| нефти | 0,579 | |
| воды | 0,418 | |
| породы | 0,148 | |
| Коэффициент вытеснения, доли ед. | 0,702 | |
1.6. Коллекторские свойства пласта
Коллекторские свойства пласта Б2 изучались по керну, ГИС и ГДИС.
КЕРН
Коллекторские свойства пласта Б2 изучались на керновом материале из 4 скважин в контуре нефтеносности и 2 в законтурной области. Пористость пласта определена по 160 образцам, абсолютная проницаемость по 73 определениям.
Открытая пористость составляет в среднем 19,8 %, в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 20,4 % (129 образцов), по водонасыщенной части - 17,2 % (31 образец).
Абсолютная проницаемость по образцам в среднем составляет 1627,6 × 10-3 мкм2, в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 1979,3 × 10-3 мкм2 (58 образцов), по водонасыщенной на порядок ниже - 267,6 × 10-3 мкм2 (15 образцов).
Остаточная водонасыщенность по 54 образцам составляет в среднем 9,2 % и изменяется от 3,3 % до 19,1 %.
ГИС
Открытая пористостьпласта по данным ГИС изменяется в пределах от 16,3 до 23,3 %, в среднем составляет 20,7 %.
Начальная нефтенасыщенность пласта составляет в среднем 0,94, варьируя от 0,85 до 0,97.
Анализ результатов гидродинамических исследований скважин свидетельствует о достаточно высоких значениях фильтрационных параметров основного продуктивного пласта Б2. Определение значений проницаемости производилось по данным интерпретации КВД, КВУ и ИК. В целом по результатам исследования 9 скважин (13 определений) добывающего фонда значения проницаемости изменяются в большом диапазоне - от 92 до 3156 × 10-3 мкм2 при среднем значении - 1239 × 10-3 мкм2.
Средние значения коэффициентов проницаемости, определенные по результатам лабораторного исследования керна и данным ГДИ, согласуются удовлетворительно
В целом, использованный комплекс, объемы и качество выполненных исследований в комплексе с данными исследования керна позволили выделить эффективные толщины, определить характер их насыщения и оценить фильтрационно-емкостные параметры.
Характеристика коллекторских свойств пласта Б2 приведена в таблице 1.4.
Таблица 1.4.
Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта Б2
| Вид исследований | Пласт | Зона пласта | Наименование | Проница- емость, ×10-3 мкм2 | Порис- тость, % | Начальная нефте-насыщен-ность, д. ед. | Насыщен- ность связанной водой, д. ед. |
| Лабораторные исследования керна | Б2 | нефтенасы- щенная | Количество скважин, шт. | 2 | 3 | - | 2 |
| Количество определений, шт. | 58 | 129 | - | 54 | |||
| Среднее значение | 1979,3 | 20,4 | - | 0,09 | |||
| Коэффициент вариации, д. ед. | 0,71 | 0,19 | - | 0,33 | |||
| Интервал изменения | 52,2 - 6385,2 | 9,1 - 27,4 | - | 0,03 - 0,19 | |||
| водонасы- щенная | Количество скважин, шт. | 3 | 3 | - | - | ||
| Количество определений, шт. | 15 | 31 | - | - | |||
| Среднее значение | 267,6 | 17,2 | - | - | |||
| Коэффициент вариации, д. ед. | 0,97 | 0,21 | - | - | |||
| Интервал изменения | 1,0 - 747,0 | 11,6 - 22,7 | - | - | |||
| в целом по пласту | Количество скважин, шт. | 5 | 6 | - | 2 | ||
| Количество определений, шт. | 73 | 160 | - | 54 | |||
| Среднее значение | 1627,6 | 19,8 | - | 0,09 | |||
| Коэффициент вариации, д. ед. | 0,88 | 0,20 | - | 0,33 | |||
| Интервал изменения | 1,0 - 6385,2 | 9,1 - 27,4 | - | 0,03 - 0,19 | |||
| Геофизические исследования скважин | нефтенасы- щенная | Количество скважин. шт. | - | 45 | 45 | - | |
| Количество определений, шт. | - | 90 | 87 | - | |||
| Среднее значение | - | 20,7 | 0,94 | - | |||
| Коэффициент вариации, д. ед. | - | 0,08 | 0,03 | - | |||
| Интервал изменения | - | 16,3 - 23,3 | 0,85 - 0,97 | - | |||
| Гидродинамические исследования скважин | | Количество скважин, шт. | 9 | - | - | - | |
| Количество определений, шт | 13 | - | - | - | |||
| Среднее значение | 1239,0 | - | - | - | |||
| Коэффициент вариации, д. ед. | 0,77 | - | - | - | |||
| Интервал изменения | 92,0 - 3156,0 | - | - | - | |||
| Принятые при проектировании значения параметров | 1979,3 | 21,0 | 0,94 | 0,06 | |||
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды
Физико-химические свойства нефти и газа Красногородецкого месторождения изучены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ОАО «Гипровостокнефть» и ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз».
При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20°С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчетным путем по данным исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при анализе поверхностных проб.
Всего за период эксплуатации на Красногородецком месторождении было отобрано 11 проб (3 глубинных и 8 поверхностных) из скважин №№ 10П, 12Р, 14Р и 112.
Результаты исследований глубинных и поверхностных проб и расчетов дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приведены в таблицах 1.5, 1.6.
Компонентные составы нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти исследуемых скважин представлены в таблице 1.7.
Ниже приведено описание физико-химических свойств нефти и газа по пластам Красногородецкого месторождения.
Свойства нефти и газа изучены по результатам исследования двух глубинных и трех поверхностных проб, отобранных из скважин 10П, 14Р.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 886 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,42 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 30,5 мПа×с (таблица 1.5).
Разгазированная нефть пласта Б2 Красногородецкого месторождения имеет следующие физико-химические характеристики: плотность нефти 900 кг/м3, газосодержание 13,9 м3/т, объемный коэффициент - 1,035, содержание серы - 3,59 %, асфальтенов - 4,07 %, смол силикагелевых - 11,45 %, парафинов - 3,72 %. Температура плавления парафинов - 60 °С, начала кипения - 72 °С (таблица 1.6).