Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, основные параметры продуктивных пластов, запасов нефти. Рассмотрение применяемых методов для повышения продуктивности скважин. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
"Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Институт дополнительного профессионального образования
Программа профессиональной переподготовки
"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"
Пояснительная записка к курсовому проекту
Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения
пласт нефть скважина интенсификация
Призабойной зоной скважины называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по бурению скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия - соляно-кислотная обработка пород ПЗС.
Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.
Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.
В настоящей работе по состоянию изученности на 01.01.2010 г. дана характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, приведены основные параметры продуктивных пластов, запасы нефти. Проведен анализ текущего состояния разработки, динамики пластового давления за время эксплуатации скважин и определения эффективности методов интенфикации добычи нефти.
В работе обоснованы технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки, рассмотрены вопросы технологии и методы воздействия на пласты Мордовоозёрского месторождения. Рассмотрены два применяемых, в настоящее время, вида воздействия на пласт:
1. Солянокислотные обработки проведенные на месторождении за один год.
2. Гидроразрыв пласта проведенные подрядной организацией.
Также рассмотрены другие более перспективные методы интенсификации добычи нефти.
В административном отношении Мордовоозерское нефтяное месторождение расположено на территории Димитровградского (Мелекесского) района Ульяновской области в 30 км к юго-юго-востоку от г. Димитровграда.
Месторождение находится в перспективном районе Ульяновской области, в котором к настоящему времени открыто более 25 мелких нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами от 0.2 до 3.0 млн. т. нефти.
В орографическом отношении площадь находится вблизи Куйбышевского водохранилища и рек: Большой Черемшан, Большой Авраль и Малый Авраль. Долины рек местами заболочены.
Ландшафт носит характер слегка волнистой равнины, расчлененной оврагами, переходящими в ложбины. Абсолютные отметки рельефа 120-130 м, минимальные в районе месторождения - 110 м.
Площадь покрыта смешанным лесом, занимающим до 25% общей территории.
Климат района умеренно-континентальный, амплитуда среднетемпературного периода холодного и теплого месяцев достигает 400С. Весенний и осенний периоды года сжаты. Самым теплым является июль - от +20 0 С до + 38 0 С. Наиболее холодным месяцем является январь - от -13 0 С до - 40 0 С. Среднее годовое количество осадков до 520 мм.
Площадь месторождения расположена в обширной промышленной и сельскохозяйственной зоне, где главными транспортными артериями являются: железная дорога, связывающая центральные районы РФ с Сибирью и Уралом, автодороги государственного, областного и местного значения.
Рисунок №1 Обзорная схема района работ
1.2 Условия залегания основных продуктивных пластов
Залежи в терригенных отложениях бобриковского горизонта.
В бобриковском горизонте выявлены 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Б2 и Б1.
Залежь продуктивного пласта Б2. Пласт Б2 приурочен к нижней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в десяти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60), в шести - водонасыщен (скв. 25, 32, 51, 52, 54, 62), а в одной скважине (скв. 38) проницаемая часть пласта замещается глинистыми разностями. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1395.6 м (скв. 28) до -1416.7 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1404.0 м.
В подошвенной части пласта прослеживается глинистая пачка, толщина которой по площади месторождения меняется от 2 до 12 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. В кровле пласта - еще одна глинистая пачка толщиной 1-3 м, которая является покрышкой для рассматриваемой залежи. Общая толщина пласта меняется от 1.0 м (скв. 54) до 25.9 м (скв. 26). Пласт дифференцирован по глубине и состоит из отдельных пропластков, различных по толщине, пористости и нефтенасыщенности. Количество пропластков меняется от одного (скв. 31, 32, 42, 52, 54, 60, 62) до шести (скв. 27). Коэффициент песчанистости для пласта в среднем составляет 0.729, а коэффициент расчлененности - 2.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов показаны в таблице №1.
Таблица №1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м
пластово-сводовая литологически экранированная
пластово-сводовая литологически экранированная
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Начальная пластовая температура, оС
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, Мпа
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
* средние значения приведены без учета площади, по скважинным данным
Рисунок №2 Геологический профиль по линии скважин 50, 51, 52, 30, 27, 26, 41, 43 (линия I-I)
Нефтяная залежь пласта Б2 вскрыта 10ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60). Размеры залежи составляют 2.1 х 1.12 км, высота залежи - 11.4 м. Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина изменяется от 1.0 м (скв.54) до 21.3 м (скв. 31), составляя в среднем 10.2 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 28) составляя в среднем 5.2 м.
Залежь неполнопластовая (водоплавающая).
Пласт Б2 испытан в пяти скважинах (скв. 25, 32, 43, 51, 54) и совместно с пластом Б1 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42). Результаты испытания скважин представлены в табл. Дебиты нефти только по пласту Б2 составили 3.2-4.1 м 3 /сут, а при совместном испытании с пластом Б1 - 8.6 м 3 /сут..
Залежь продуктивного пласта Б1. Пласт Б1 приурочен к верхней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в 12ти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 52, 62), в скв.51 нефтеводонасыщен, в скв.54 - водонасыщен, а в скв.25, 41 и 60 проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1390.3 м (скв. 28) до -1410.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1399.1 м.
Пласт Б1 отделен от ниже- (пласт Б2) и вышележащего (пласт Б0) продуктивных пластов глинистыми пачками, толщина которых меняется от 1 до 3 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.1 м (скв. 60) до 4.8 м (скв. 52), составляя в среднем 2.6 м. Пласт Б1 менее дифференцирован по глубине, чем пласт Б2, и состоит из 1-2 пропластков, разделенных глинистыми прослоями. Коэффициент песчанистости в среднем для пласта составляет 0.91, коэффициент расчлененности - 1.2.
Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 13ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 51, 52, 62). Размеры залежи составляют 2.7х1.2 км, высота залежи - 16.7 м (табл. 3.1.3.1). Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными песчаниками мелко- и среднезернистого состава. Эффективная толщина изменяется от 1.4 м (скв.38) до 4.8 м (скв. 52), среднее значение - 2.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.5 м (скв. 51) до 4.8 м (скв. 52) , в среднем составляя 2.3 м
Пласт Б1 испытан в четырех скважинах (скв. 30, 32, 51, 52), совместно с Б2 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42) и в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34) совместно с Б0.
Дебиты безводной нефти только по пласту Б1 составили 5-9 м 3 /сут. При совместных испытаниях с пластом Б0 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м 3 /сут, а в скв.26 - 43.2 м 3 /сут на 8 мм штуцере. ВНК принят единым с пластом Б2 на абсолютной отметке -1407.0 м.
Залежи в терригенных отложениях тульского горизонта.
В тульском горизонте выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом Б0.
Залежь продуктивного пласта Бо. Пласт Б0 залегает в нижней части тульского горизонта и вскрыт 17ю скважинами (скв. 25, 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 41, 42, 43, 51, 52, 54, 60, 62), из них в 8ми скважинах (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60) пласт нефтенасыщен, а в 9ти скважинах (скв. 25, 27, 30, 32, 38, 42, 51, 54, 62) проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1379.9 м (скв. 28) до -1405.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1391.7 м.
Пласт Б0 залегает на бобриковских глинистых отложениях толщиной 2-5 м, а в кровельной части перекрыт глинистой пачкой. Проницаемая часть пласта сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками и распространена в присводовой части месторождения, а к периферии замещается на глинистые разности.
Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 4.6 м.
Пласт Б0 практически не расчленен, коэффициент расчлененности составляет 1.0, среднее значение коэффициента песчанистости - 0.986 .
Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 8ю скважинами (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60). Размеры залежи составляют 2.6х0.5-1.2 км, высота залежи - 27.1 м. Нефтеносность связана с рыхлыми мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 5.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43) со средним значением 5.4 м.
Пласт Б0 испытан в трех скважинах (скв. 41, 43, 60) и совместно с Б1 в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту Б0 составили 10-20 м з /сут. При совместных испытаниях с пластом Б1 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м з /сут, а в скв.26 - 43.2 м з /сут на 8 мм штуцере.
Залежи в карбонатных отложениях башкирского яруса
В башкирском ярусе выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом А4.
Залежь продуктивного пласта А4. Пласт А4 вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1043.8 м (скв. 43) до -1069.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1058.5 м.
Пласт сложен карбонатными породами, представленными пористыми и трещиноватыми органогенно-детритовыми известняками, чередующимися с плотными разностями. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 31.2 м (скв. 38) до 47.0 м (скв. 43), в среднем составляя 35.3 м.
Коэффициент песчанистости составляет 0.749, а коэффициент расчлененности - 5.3.
Нефтяная залежь пласта А4 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.6 х 4.2 км, высота залежи 49 м. Нефтенасыщенными являются пористые и трещиноватые органогенно-детритовые известняки. Покрышкой залежи служит 10-12-метровая толща верейских глин и аргиллитов.
Эффективная толщина меняется от 10.4 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41) со средним значением 24.9 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 8.6 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41), составляя в среднем 22.8 м.
Пласт А4 испытан в 15 скважинах (скв.25, 26, 27, 29, 36, 37, 38, 42, 44, 53, 55, 57, 58, 63, 67). Дебиты безводной нефти составили 5.1-30.0 м з /сут.
Водонефтяной контакт залежи вскрыт 24 скважинами из 30 пробуренных (в 6-и бурение закончено без вскрытия ВНК по конструкции).
По данным ГИС поверхность ВНК имеет характер гофры с абсолютными отметками от 1084.1 до 1103.2 м. Средняя абсолютная отметка -1094.79 м.
Самыми нижними объектами, которые дали безводную нефть в процессе опробования являются: в скв. 25 - интервал глубин 1209.0-1220.0 м (-1083.2-1094.2) и в скв. 26 - интервал глубин 1194.8-1204.4 м (-1080.2-1089.8). Средняя глубина нижних отверстий перфорации данных объектов составляет -1092 м. Данная глубина сопоставима с данными по ГИС. Таким образом, глубина отметки ВНК при подсчете запасов принята равной -1092.0 м.
Залежи в карбонатных отложениях верейского горизонта
В верейском горизонте выделяются 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Аз и А2.
Залежь продуктивного пласта Аз. Пласт А3, приуроченный к нижней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1031.1 м (скв. 43) до -1056.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1044.3 м. Пласт сложен терригенно-карбонатными породами. В кровельной и подошвенной части пласт А3 изолируется глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от пластов А2 и А4. Проницаемая часть пласта представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 5.8 м (скв. 36) до 9.9 м (скв. 31), в среднем составляя 7.5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0.803, а коэффициент расчлененности - 1.5.
Нефтяная залежь пласта А3 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 4.5х2.85 км, высота залежи 31.5 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники. Для пласта А3 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 3.6 м (скв.52) до 8.1 м (скв.60), в среднем составляя 5.9 м.
Пласт А3 испытан в трех скважинах (скв.25, 37, 51) и совместно с А2 в двух скважинах (скв. 32, 35). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту А3 составили 11.5-23.3 м з /сут. При совместных испытаниях с пластом А2 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 м з /сут.
Залежь продуктивного пласта А2. Пласт А2 приурочен к средней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1016.6 м (скв. 43) до -1042.2 м (скв. 25) , средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1029.5 м.
Пласт А2 отделен глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от нижележащего пласта А3. Проницаемая часть представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 6.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 8.6 м.
Коэффициент песчанистости составляет 0.766, а коэффициент расчлененности - 2.3. Нефтяная залежь пласта А2 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.55 х 4.35 км, высота залежи 46.6 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники, которые перекрываются мощной 20-25-метровой толщей глин и аргиллитов. Для пласта А2 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 2.0 м (скв. 43) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 6.8 м.
Пласт А2 испытан в шести скважинах (скв. 25, 26, 36, 54, 57, 62) и совместно с А3 в двух скважинах (скв. 32, 35). Дебиты безводной нефти только по пласту А2 составили 1.54-17.7 м з /сут. При совместных испытаниях с пластом А3 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 мз/сут.
Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт также не установлен. Для подсчета запасов нижняя граница залежи (граница подсчета запасов) принята аналогично пласту Аз на отметке -1062.6 м - условный ВНК по нижнему отверстию перфорации в скв.25.
Для физико-литологической характеристики коллекторов продуктивных отложений были использованы макроописания образцов Мордовоозерского месторождения, петрографическое описание шлифов, результаты минералогического анализа и исследований керна.
Бобриковскиий горизонт визейского яруса (пласты Б2, Б1).
Выделяемые в составе бобриковского горизонта пласты Б2 и Б1 имеют сходную литологическую характеристику.
Сложены продуктивные отложения различными песчаниками, преимущественно мелко- и среднезернистыми, часто с примесью крупнопесчаной и гравелитовой фракции. Песчаники часто очень рыхлые, рассланцованные, с редкими аргиллитовыми прослойками. Карбонатный цемент в них отсутствует совсем, а содержание глинистого цемента составляет от 2 до 7,5%. При экстрагировании, даже в керосине, наиболее пористые разности распадаются полностью, очевидно, битум и густая окисленная нефть играет в них роль цементирующего материала. По цвету песчанки бурые, черные и равномерно нефтенасыщенные. Петрографическое изучение этих песчаников позволяет отнести их к классу чисто кварцевых песчаников.
По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б2 в среднем составляют: пористость - 37,0%, проницаемость - 3067.4 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 88%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 22,1% и 79,1%.
Коллекторские свойства отложений пласта Б1 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 32,0%, проницаемость - 1088.5 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 84%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 21,9% и 83,7%.
Тульский горизонт визейский ярус (пласт Б0). Породы тульского горизонта представлены слабо карбонатными сильно алевритистыми мелкозернистыми песчаниками.
Таблица №2 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности
Гидродинамические исследования скважин, А2+А3
Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования скважин
Обломочная часть песчаников представлена кварцем (75-93%) и калиевым полевым шпатом (1-12%). Содержание глинистых минералов невелико - от 3 до 6%. В глинистых алевролитах - до 16%. Глинистые минералы представлены исключительно одним каолинитом. Кроме глинистого в образцах присутствует карбонатный цемент, содержание которого не превышает 13% и который имеет чисто кальцитовый состав.
По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б0 в среднем составляют: пористость - 28,6%, проницаемость - 375,9 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 70% (табл. 2.3.2, 3.2.1.1). По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 23,0% и 86,8%.
Отложения башкирского яруса представлены только одним литологическим типом - известняками.
Основная часть известняков сложена практически одним кальцитом. Встречается небольшое количество образцов с заметным содержанием доломита (до 27-36%). Характерно также присутствие ангидрита, содержание которого достигает 28%. В примесном количестве в некоторых образцах присутствует тонко алевритовая и глинистая примесь, суммарное содержание которых не превышает 6-8%.
Известняки представляют собой различные генетические типы. Собственно органогенно-детритовых не так много. Чаще встречаются комбинированные разновидности органогенно-хемогенного типа, в которых обломки карбонатных раковин различных классов организмов сцементированы хемогенным карбонатным материалом. Встречаются также пеллетовые известняки и чисто хемогенные (мелко- и среднезернистые), которые часто обогащены ангидритом. Реже отмечаются оолитовые известняки. В известняках довольно редко встречается рассеянный и агрегированный пирит, содержание которого иногда достигает 1%.
По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А4 в среднем составляют: пористость - 15,8%, проницаемость - 353,1 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 80,5%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,9% и 76,0%.
Московский ярус верейский горизонт (пласты А3, А2).
Верейские отложения представлены различными разновидностями известняков, с большим или меньшим содержанием глинистого, алевритистого и песчаного материала. Песчано-алевритовые и глинистые породы присутствуют в подчиненном количестве.
Согласно макроописания, верейские продуктивные отложения представлены известняками биоморфными криноидно-форминиферовыми. Известняки часто рыхлые, участками с пятнистым окремнением, пористые, участками кавернозно-пористые. Характерным является проявление трещиноватости, которая представлена микро- и макротрещинами как горизонтальными, так и вертикальными. На участках интенсивного проявления трещиноватости порода становится плитчатой, некрепкой, легко распадающейся на отдельные кусочки. По цвету известняки бурые, равномерно, слабо или интенсивно нефтенасщенные, встречаются нефтенасыщенные пятнами.
По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А3 в среднем составляют: пористость - 15,1%, проницаемость - 98,0 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 75,3%.
По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,4% и 65,5%.
Коллекторские свойства отложений пласта А2 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 16,8%, проницаемость - 447,5 мкм 2 *10-3, нефтенасыщенность - 79,0%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 18,5% и 69,4%.
Статистические ряды распределения проницаемости по данным керна для продуктивных пластов приведены в таблице№3.
Таблица № 3 Статистические ряды распределения проницаемости (по данным лабораторного изучения керна)
Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений. Количество отобранных проб приведено в таблице №4.
Таблица №4 Свойства пластовой нефти
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= 0.4 МПа; t1= 20°С Р2= 0.0 МПа; t2= 20°С
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20 °С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
Нефти Мордовоозерского месторождения высоковязкие (от 29.88 до 149,3 мПа*с), высокозастывающие (+3Со без термообработки), высокосернистые (содержание серы в нефтях - от 3.11 до 4.32%), высокосмолистые (от 21 до 25% смол и от 11 до 24% асфальтенов), высокопарафинистые (2-3% твердого парафина). Нефти сравнительно бедные светлыми фракциями и в соответствии с химическим составом относятся к метановому типу.
Таблица №5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А2+А3
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)
На основании результатов анализов поверхностных проб нефтей, отобранных в 2002 году, приняты следующие значения плотностей по пластам: А2+А3 - 0,888 г/см 3 , по А4 - 0,922 г/см 3 , по Б0+Б1+Б2 - 0,937 г/см 3 . В соответствии с результатами определений, полученные в 2001 г., значение газосодержания составляет для пластов А2+А3 - 4,04 м 3 /т, А4 - 3,8 м 3 /т, Б0+Б1+Б2 - 3,34 м 3 /т.
Таблица №6 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А4
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
Шифр технологической кссификации (по ГОСТ, ОСТ)
Таблица №7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б0+Б1+Б2 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)
Таблица №8 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Молярная концентрация компонентов, %
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
Таблица №9 Свойства и состав пластовых вод
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л)
Химический тип воды, преимущественный
Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа
Сводная таблица запасов попутных компонентов растворенного газа
2. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин
До 2005 года разработка месторождения велась на естественном режиме.
В начале 2000 года была сделана попытка организации ППД в скважину №27. Были проведены работы по монтажу нагнетательного оборудования и увеличению приемистости скважины в бобриковском горизонте. Всего было закачано 2,65 тыс. т. артезианской воды. Так как объем закачки небольшой, эффект оказался незначительным и увеличения дебита и обводненности в добывающих скважинах не отмечено.
За период 1997-1998 г.г. пластовое давление снизилось из-за отсутствия ППД по всем продуктивным объектам на 10-23% от начального пластового давления, а в 2000 году оно уже снизилось на 25-30%.
На дату анализа (на 01.01.2010 г.) пластовое давление продолжает снижаться, и его падение по объектам составило: по пластам А2+А3 71%, по пласту А4 - 66% и по пластам Б0+Б1+Б2 - 58%. Это говорит о том, что разработка месторождения на естественном режиме приведет к дальнейшему падению пластового давления и снижению добычи нефти.
В виду значительного падения пластового давления недропользователем в 2005 году было принято решение о начале организации системы ППД путем перевода одной добывающей скважины под нагнетание (скв. №55). А в 2006 году с целью реализации рекомендаций ЦКР в нагнетательную скважину №28 были начаты пробные закачки подогретой воды в разрабатываемые объекты. Закачка осуществляется совместно в пласты А2+А3 и А4. К концу 2006 года одной скважиной закачано 113,8 тыс. м 3 воды.
Нефть трех эксплуатационных объектов Мордовоозёрского месторождения имеет высокую вязкость в пластовых условиях (до 149 мПа*с), нефтенасыщенные пласты залегают на глубине до 1200 м.
С учетом геолого-физических характеристик для повышения продуктивности и нефтеотдачи пластов, для всех объектов Мордовоозёрского месторождения помимо закачки горячей воды было рассмотрено применение физико-химических методов и других тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением.
К наиболее известным методам применяемых на Мордовоозёрском месторождении относятся солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта.
Назначения и условия соляно-кислотных обработок
При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.
При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгирова
Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Drugs In The Music Industry Essay Research
Реферат: Природа и культура как основа национального менталитета
Реферат: Культурно-историческая концепция Л.С. Выготского
Благоустройства Территории Реферат
Реферат по теме Психологические проблемы излишней чувствительности и тревоги
Ответ на вопрос по теме 5 различных задач по программированию
Реферат: Концепция относительности пространства-времени. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа На Тему Порядок И Условия Исполнения Наказания В Виде Ограничения Свободы
Дипломная работа по теме Платежеспособность, финансовая устойчивость, деловая активность предприятия, их оценка и пути повышения (на примере ООО 'ПГ 'Фосфорит')
Дипломная работа по теме Оценка эффективности мероприятий по стимулированию сбыта
Контрольная Работа На Тему Производство По Делам О Нарушении Таможенных Правил
Отчет по практике по теме Основы стратегического управления предприятиями малого бизнеса в сфере общественного питания
Реферат по теме Макроэкономический аспект переходного периода в экономике России
Курсовая работа по теме Организация бухгалтерского учёта в ИД 'Питер'
Структура Егэшного Сочинения По Русскому
Курсовая работа: Малярка. Скачать бесплатно и без регистрации
За Какое Сочинение Берлиоз Получил Римскую Премию
Скачать Бесплатно Реферат Качество И Конкурентоспособность
Реферат: The Secret Sharer Essay Research Paper
Написать Сочинение О Жизни Растения
Декларация по налогу на прибыль: составление и порядок построения - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Понятие и сущность судебной бухгалтерии - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Берингово море: продуктивность, перспективы развития и международные отношения в области рыболовства - География и экономическая география контрольная работа