Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

Внедрение технологии интенсификации добычи нефти на верейско-башкирском объекте Карсовайского месторождения при помощи изменения конструкции скважин с наклонно-направленных на горизонтальные. Применение большеобъемной обработки призабойной зоны.


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.

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем определяет уровень экономического развития страны в дальнейшем времени. На базе нефти и газа развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуется технология производства во многих отраслях промышленности, развиваются средства наземного, морского и воздушного транспорта.
В ведении ОАО «Удмуртнефть» разрабатываются 27 месторождения. Карсовайское месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением, введено в промышленную разработку в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. Разработка ведется РИТС «Север» ОАО «Удмуртнефть» (направление «Игра»), в соответствии с проектом разработки. В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:
- Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект
Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса.
Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта.
В связи со снижением эффективности бурения новых скважин, низкими фильтрационно-емкостными свойствами башкирского объекта, неразвитой системой ППД и неподтверждением коллекторских свойств объектов при бурении, средние дебиты с начала 2012 года по пробуренным скважинам Карсовайского месторождения не достигли плановых показателей (при плане 14,8 тн/сут, средний дебит нефти составил 11,4 тн/сут).
Ввиду этого, в дипломном проекте будут представлены результаты обоснования необходимости изменения типа заканчивания новых скважин на башкирский объект Карсовайского месторождения с наклонно-направленных на горизонтальные стволы, с разобщением продуктивных интервалов при помощи набухающих пакеров для возможности проведения поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта.
Цель данной работы: повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения, с целью интенсификации текущей добычи нефти, и, в конечном счете, повышение коэффициента извлечения нефти.
В административном отношении Карсовайское месторождение находится на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики, в 40 км восточнее г. Глазова и в 25 км северо-восточнее п. Балезино (рис.1). Непосредственно на площади месторождения расположены населенные пункты Демино, Мокино, Коршуново, Верх.-Люкино и др.
Ближайший нефтепровод расположен в 12 км южнее месторождения. Ближайшей железнодорожной станцией является ст. Балезино.
В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Верхне-Камской возвышенности. Рассматриваемая территория представляет собой сильно-расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +194 м в долинах реки до +300 м на берегах и водоразделах.
Гидрографическая сеть района работ представлена реками Люк, Мундес, Нюлса и их притоками.
Район месторождения характеризуется высокой степенью заселенности. Лесами занято более 50% территории, среди деревьев основными являются ель и пихта.
В климатическом отношении район относится к зоне умеренно-континентального климата с коротким прохладным летом и продолжительной зимой. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. Среднемесячная температура января - минус 15С, а самого теплого месяца - июля составляет 18-19С. Среднегодовая температура составляет +2оС. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах достигает 1.0-1.2 м, а толщина снегового покрова в конце зимы составляет 60-80 см. Среднегодовое количество осадков равно 500-600 мм, причем большая часть их выпадает в осенне-зимний период.
Дорожная сеть в большинстве своем представлена дорогами с гравийной засыпкой или проселочными дорогами, которые в период осеннего и весеннего бездорожья, являются непроезжими для автотранспорта.
Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35 кВт.
В районе работ развито сельское хозяйство, нефтедобывающая отрасль и лесное хозяйство, на предприятиях, которых и занята основная масса населения.
На территории месторождения и в непосредственной близости от него находятся месторождения строительных материалов, в основном карбонатных пород.
1.2 Геолого-физическая характеристика Карсовайского месторождения
В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, основной особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму - от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.
Карсовайская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, состоящую из двух поднятий: Карсовайского и Южно-Карсовайского, разделенные узким прогибом, которые в свою очередь осложнены рядом куполообразных поднятий разной величины и ориентировки.
В 2008 г. в пределах месторождения проведены сейсморазведочные работы 3D, которые уточнили структурный план Карсовайской площади. По отражающему горизонту ОГ-IIб (кровля башкирского яруса) Карсовайское поднятие представлено несколькими куполовидными поднятиями различной величины и ориентировки. Западный склон поднятия пологий, северо-восточный - крутой. По замыкающей изогипсе минус 1220 м размеры поднятия составляют 19,0Ч7,5 км, амплитуда 35 м. Размеры Южно-Карсовайского поднятия составляют 5,5Ч6,0 км, амплитуда 15 м. Поднятие осложнено несколькими куполами различной величины.
Глубокими поисково-разведочными скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, венда, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичной системы. Кристаллический фундамент вскрыт скважиной 381 на глубине 2681 м. Вскрытая толщина фундамента составляет 122 м. Скважины 380 и 382 вскрыли отложения венда, остальные скважины закончены бурением в отложениях башкирского яруса среднего карбона.
Промышленная нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mc-II), подольского горизонта (пласты П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). Все залежи осложнены газовыми шапками. Содержание азота в газе составляет более 95 %.
На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2). Залежи азотного газа отсутствуют.
В соответствии с «Геологическим проектом на проведение поискового бурения на Хомяковской структуре Карсовайского участка». В начале 2011 года на Хомяковской структуре была заложена поисковая скважина 401Р с целью поисков залежей углеводородного сырья в отложениях среднего карбона. По результатам испытаний промышленно нефтеносными в разрезе скважины 401Р являются пласты B-II, B-IIIа верейского горизонта и пласты А4-0+1, А4-2 башкирского яруса.
Рис.2 -Тектоническое районирование района работ
Характеристика параметров выявленных залежей нефти
На Карсовайском поднятии промышленно нефтеносными являются пласты В-0, В-II, В-III, на Южно-Карсовайском - пласты В-II, В-III., на Хомяковском поднятии - пласты В-II, В-III.
Нефтяные и газовые залежи пласта В-0. Пласт В-0 состоит из одного-трех проницаемых пропластков, расчлененность - 1,6, коэффициент песчанистости - 0,86. Средняя толщина пласта 1,3 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. В скв. 381, 382, 383, 385 коллектор пласта замещается плотными разностями пород. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16 %, нефтенасыщенность 64 %.
Нефтяные и газовые залежи пласта В-II. Пласт В-II состоит из 1-3 проницаемых пропластков, расчлененность - 1,5, песчанистость - 0,94. Общая эффективная толщина изменяется в пределах 1,3-4,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,5 м, средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность - 61%.
Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIа. На Карсовайском поднятии пласт В-IIIа состоит преимущественно из одного проницаемого пропластка. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная по нефтенасыщенной толщине пористость составляет 17 %, нефтенасыщенность 76 %. В подсчете запасов 2010 г. пласты B-IIIa и B-IIIб были объединены в один пласт B-III.
Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIб. Пласт В-IIIб состоит из одного-трех, редко четырех пропластков, расчлененность 1,9, коэффициент песчанистости - 0,71. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 5,9 м, общая эффективная толщина в пределах 0,5-3,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,8 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.
На Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность башкирских отложений установлена в пластах: А4-1, А4-2, и А4-3.
Верхний пласт А4-0 не выдержан по площади, имеет ограниченное распространение и небольшие толщины, характеризуется линзовидным строением и поэтому рассматривается совместно с пластом А4-1.
Нефтяные и газовые залежи пласта А4-0+1. Пласт состоит от одного-шести, редко семи пропластков, расчлененность составляет 3,6, коэффициент песчанистости - 0,51. Общая эффективная толщина в пределах 0,5-5,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта на Карсовайском поднятии составляет 15 %, нефтенасыщенность 74 %.
Нефтяные и газовые залежи пласта А4-2. На Карсовайском поднятии пласт А4-2 состоит из одного-четырех, редко пяти-шести проницаемых пропластков, расчлененность составляет 3,3, песчанистость - 0,60. Общая эффективная толщина пласта в пределах 1,1-6,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная составляет 3,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,3 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.
Нефтяные и газовые залежи пласта А4-3. На Карсовайском поднятии пласт А4-3 состоит из 1-3 пропластков, расчлененность - 1,8, коэффициент песчанистости - 0,81. Общая эффективная толщина составляет 0,5-3,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта в нефтенасыщенной части составляет 11%, нефтенасыщенность 63%.
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Карсовайского месторождения
Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин
По комплексу ГИС нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям: касимовского яруса (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mс-II), подольского горизонта (пласты П2'+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3).
Основным в данных отложениях принимается межзерновой тип пористости, предполагается незначительное влияние каверновой и трещинной пористости, что подтверждается описанием керна по продуктивным отложениям.
1. Выделение коллекторов в скважинах, пробуренных на пресных глинистых растворах, проводилось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты:
- по наличию положительных приращений на диаграммах МКЗ;
- по сужению диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии.
Кроме того, при выделении коллекторов учитывалось, что пласты-коллекторы обладают такими геофизическими характеристиками как:
повышенные показания на кривой Т по АК и пониженные на кривой объемной плотности по ГГК-п.
2. В скважинах, пробуренных на МКБПР (минеральный крахмал-биополимерный раствор) с удельным электрическим сопротивлением от 0,05 до 0,2 Омм.
исключаются глинистые пропластки (повышенные показания ГК, положительные аномалии ПС, увеличение диаметра скважины), используется граничное значение двойного разностного параметра по ГК - при Iг< Iггр, выделяются коллектора по граничным значениям пористости - при Кп?Кпгр.
Так же при выделении коллекторов учитывается: наличие радиального градиента сопротивлений на диаграммах однотипных зондов с разным радиусом исследований ВИКИЗ или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов комплекса БМК-БК-ИК, наличие сигнала ИСФ (индекс свободного флюида) на диаграммах ЯМК.
Для более уверенного выделения маломощных продуктивных коллекторов применялся метод «нормированных» кривых НГК и БК.
Хотелось бы отметить, что применение МКЗ на проводящих растворах вполне результативно. Положительный пример можно наблюдать в скважине 5, где против коллекторов на кривых МКЗ наблюдается положительное приращение.
Выделение коллекторов в отложениях касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов затруднено, что связанно с особенностями литолого-фациальной характеристики разреза.
Данные отложения представлены в основном карбонатными породами с широко развитой вторичной, а иногда и первичной доломитизацией и сульфатизацией пород. Минеральный состав пород представлен в основном кальцитом и доломитом с небольшими составляющими халцедона, ангидрита, гипса, мельниковита, пирита (приуроченного в основном к внешним краям ангидритовых трещин) и гидроокислов железа.
Согласно, подробному микро-описанию шлифов, проведенному в скважине 2, содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса доходит до 18%, в мячковском горизонте - до 40%, в подольском горизонте - до 28%, в каширском - до 25% .
Структура пород в основном тонкозернистая (встречается пелитоморфно-микрозернистая), текстура весьма разнообразна. Поры фрагментарные, неправильной формы, изолированные, редко сообщающиеся, полые. Цемент в основном кальцитовый, пелитоморфный, порового типа. Реже встречается базальный тип цемента, состоящий из пелитоморфного кальцита и темно-серого ангидрита.
Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения - каверны и трещины, залеченные ангидритом.
Наличие в породе различных примесей так же влияет на коллекторские свойства. К примеру, содержание в породе гипса завышает результаты оценки объемной пористости, ангидрита - занижает.
Таким образом, породы касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов имеют сложную структуру емкостного пространства и неоднородный минеральный состав.
Проведенный в скважинах месторождения комплекс ГИС ограничен по своим возможностям.
Использование ЯМК позволило выделить коллекторы в скважинах, где не было записано МКЗ. Сопоставление сигнала ЯМК и коэффициента пористости позволило разделить породы в разрезах скважин на несколько групп:
1 - коллекторы, характеризующиеся большой амплитудой ИСФ;
2 - неколлекторы с фоновыми значениями амплитуд ЯМК;
3 - ухудшенные коллекторы с небольшим сигналом ИСФ;
4 - коллекторы со средней по величине амплитудой сигнала ЯМК и повышенными показаниями ГК;
5 - неколлекторы с повышенными значениями по величине сигнала ЯМК и пониженными показаниями ГК.
Карбонатные породы характеризуются, как правило, низкой радиоактивностью. Однако, в карбонатных породах, приуроченных к зонам вторичной доломитизации (зонам унаследованной трещиноватости) содержание радиоактивного элемента повышено. В касимовско-мячковских отложениях такие породы встречаются (частично породы 4 группы) и при отсутствии ЯМК в комплексе методов ГИС не попадают в разряд коллекторов. Высокими значениями на кривых ЯМК выделяются пористые коллекторы, неколлекторы так же могут иметь высокую пористость, сопоставимую с хорошими коллекторами (породы 5 группы). Эта особенность пород разреза свойственна всем продуктивным горизонтам. Однако, в башкирских и верейских пластах высокая общая пористость неколлекторов обусловлена наличием глинистого материала, в то время как в касимовских, мячковских и подольских отложениях высокую пористость имеют чистые неглинистые породы. В этих отложениях встречаются отдельные прослои, которые имеют высокую общую пористость и низкую проницаемость. При недостаточном комплексе ГИС такие породы можно ошибочно отнести к водоносным коллекторам.
Анализ скважин, пробуренных на пресном растворе, показывает, что в ряде скважин на кривых МКЗ наблюдается отсутствие, смещение или отрицательное приращение микропотенциал зонда над микроградиент зондом, при этом сужение диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии может не наблюдаться. Кроме того, такие пропластки характеризуются низким сопротивлением с повышенными показаниями на кривой Т по АК, низкими значениями ГК, на НГК наблюдается повышенное водородосодержание, на кривой объемной плотности по ГГК-п наблюдается значительное снижение (близкое к показаниям в размытой каверне напротив верейских глин), на ЯМК отмечаются повышенной амплитудой сигнала (рис.5), что говорит о наличии в породе связанной воды, но не о признаке коллектора. Такие породы в продуктивной части разреза выделяются без труда на фоне нефтегазонасыщенных пластов, поскольку имеют низкое удельное электрическое сопротивление. В водоносной части разреза их выделение сопряжено с трудностями.
Опробование данного типа пород было проведено в скв.1442 (пласт П2'), в результате испытания приток не получен. Наличие высокопористых не глинистых неколлекторов в верхней части продуктивного разреза создавало трудности в выделении коллекторов в водонасыщенной части разреза. При подсчете запасов эти трудности не имеют особого значения, поскольку возникают только в водонасыщенной зоне пласта.
Выделенные толщины пластов-коллекторов в продуктивной части касимовских отложений изменяются от 0,4 м до 3,0 м, в мячковских - от 0,4 м до 6,0 м, в подольских - от 0,4 м до 5,0 м, в каширском - от 0,4 м до 2,0 м, верейских - от 0,4 м до 2,8 м , башкирских - от 0,3 м до 2,5 м. Коллекторы с выделенной мощностью 0,3 м встречаются в карбонатных пластах, представленных переслаиванием плотных глинистых и пористых разностей.
В наклонно-направленных скважинах возможно искажение границ коллекторов, установленных по глинистой корке, поэтому положение подошвы и кровли уточнялись по данным РК, ЭМ, ЯМК.
Литологическая характеристика пластов
Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении.
Пласт B-0 сложен известняками детритово-фораминиферовыми и детритовыми. Цементирующим материалом является кальцит от микрозернистого до перекристаллизованного крупнозернистого. Поровое пространство образовано, в основном, порами катагенетического выщелачивания, как цемента, так и фрагментных остатков органики.
Пласт B-I сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.
Пласт B-II сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.
Пласт B-IIIа сложен известняками органогенно-детритовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми, а также известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом. Поровое пространство образовано межфрагментными и вторичными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,012 до 0,56 мм.
Пласт B-IIIб по составу и структурно-текстурным особенностям аналогичен пласту B-IIIа.
Продуктивные пласты башкирского яруса сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками.
Главными компонентами биоморфных известняков являются известковые водоросли и фораминиферы. Цемент (до 10%) представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами диагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Размер пор 0,01-0,5 мм.
Органогенно-детритовые известняки на 65-85% сложены разнообразными по величине скелетными остатками морских беспозвоночных животных, постоянно присутствуют известковые водоросли. Цемент представлен разнозернистым кальцитом, общее содержание не превышает 15%. Полостное пространство образовано межфрагментными порами, неправильной формы, размером 0,01-0,5 мм.
Известняковые раковинные песчаники слагаются окатанными обломками морских беспозвоночных животных, в основном фораминифер. Цемент составляет до 10% и представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, емкостное пространство - поры катагенетического выщелачивания различной формы. Размер пор 0,08-1,0 мм.
Стандартные исследования керна из скважин Карсовайского месторождения
Водоудерживающая способность (Квс), д.ед.
Количество скважин по видам анализов
Лабораторные исследования образцов керна производились по общепринятым методикам в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами и инструкциями по оценке различных физических характеристик коллекторов и пластовых жидкостей, прилагающимися к приборам и аппаратам.
Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности рассчитаны как средневзвешенные по толщине прослоев, охарактеризованных керном, приведены в табл.2..
Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород
Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея. Результаты лабораторных исследований на образцах горных пород приведены в табл.3.
В отложениях верейского горизонта в 12 исследованных образцах индексы Амотта-Гервея варьируют в пределах от 0,080 до 0,314, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации 71,7 - 85,4. Это характерно для образцов с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации.
Из башкирских отложениях было исследовано 12 образцов, в 5 из них индексы Амотта-Гервея изменяются от 0,002 до 0,280, им соответствуют углы смачивания 73,8 - 88,4. Это характерно для пород с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации, 7 образцов из 12 проявили себя как преимущественно гидрофильные: индексы Амотта-Гервея варьируют в диапазоне от 0,360 до 0,602, им соответствуют углы смачивания от 53,0 до 68,9.
Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород
1.4 Физико-химические свойства и состав нефти, газа, воды
Свойства нефти в пластовых условиях
На Карсовайском поднятии охарактеризованы по результатам исследования 6 качественных проб, отобранным в скважинах 1439, 1442 (пласт В-II) и по 12 качественным пробам в скважинах 133, 134, 1439, 1442, 1443 (пласт В-III), имеют в среднем соответственно плотность в пластовых условиях - 0,8673; 0,8720 г/см3, динамическую вязкость - 17,29; 19,19 мПа·с, объемный коэффициент - 1,047; 1,049, газосодержание - 20,0; 20,41 м3/т, давление насыщения - 6,48; 6,99 МПа;
Геолого-физическая характеристика объектов разработки
Эксплуатационный объект (подсчетный объект)
Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м
Средняя начальная нефтенасыщенность нефтью, 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
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
Коэффициенты сжимаемости, 10-5 1/Мпа
1.1 Нефти башкирских отложений по пластам (в целом по А4-1, А4-2, А4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 41 пробе, отобранным в скважинах 1, 6, 10, 1432, 1436, 1438, 1441, 1443, имеют в среднем плотность в пластовых условиях - 0,8712 г/см3, динамическую вязкость - 16,97 мПа·с, объемный коэффициент - 1,053, газосодержание - 21,72 м3/т, давление насыщения - 7,81 МПа.
Нефти башкирских отложений по пластам (А 4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 6 пробам, отобранным в скважин 1432, 1436, в среднем имеют плотность в пластовых условиях - 0,8672 г/см3, динамическую вязкость - 16,36 мПа·с, объемный коэффициент - 1,051, газосодержание - 22,95 м3/т, давление насыщения - 6.52 МПа.
Нефти подольских, верейских и башкирских отложений - повышенной вязкости (>15 и < 30 мПаЧс).
Свойства нефти в поверхностных условиях
Нефти касимовских отложений верхнего карбона охарактеризованы по 2 пробам, отобранным в процессе бурения и испытании в эксплуатационной колонне в скв. 1432, в среднем имеют плотность в стандартных условиях - 0,8798 г/см3, вязкость при t = 20°С - 25,52 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,34 %, парафина - 3,97 %, серы - 2,88 %, смол силикагелевых - 21,12 %.
Нефти верейских отложений среднего карбона по пластам В-II и В-III на Карсовайском поднятии изучены по результатам 5 проб ( пласт В-II), отобранным в скв. 1432, 1437, 1439 и по 12 пробам ( пласт В-III), отобранным в скважин 133, 134, 1439, 1442, 1443, имеют в среднем соответственно по пластам В-II и В-III - плотность в стандартных условиях - 0,8826; 0,8845 г/см3, вязкость при t = 20°С - 33,43; 40,92 мм2/с. Содержание асфальтенов - 5,35; 5,93 %, парафина - 4,02; 3,81 %, серы - 1,23; 1,76 %, смол силикагелевых - 20,05; 19,99 %;
Нефти башкирских отложений среднего карбона по пластам А 4-1, А 4-2, и по пласту А 4-3 на Карсовайском поднятии изучались по 1 пробе, отобранной в скважине 1432 ( пласт А4-1), по 10 пробам из скважин 1432, 1438, 1441, 1443 ( пласт А 4-2) и по 4 пробам из скважин 1432, 1436 (пласт А 4-3) и соответственно имеют плотность в стандартных условиях - 0,8951; 0,8861; 0,8848 г/см3, вязкость при t = 20°С - 51,98; 36,96; 31,04 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,22; 7,92; 6,82 %, парафина - 3,15; 3,47; 3,19 %, серы - 2,11; 1,11; 1,72 %, смол силикагелевых - 22,57; 21,15; 17,61 %;
По принятым классификациям нефти Карсовайского месторождения относятся к сернистым и высокосернистым (от 1,37 и > 2 % масс), парафиновым (< 6 % масс), высокосмолистым (> 15 % масс); средним по плотности в стандартных условиях (< 0,9 г/см3). Содержание легких фракций при t - 300°C составляет 36 - 47 %.
Изучение компонентного состава свободного газа производилось по 2 пробам, полученным в скважине 1433 в процессе бурения из верейских (пласт В-III) и башкирских (пласты А4-0+1-А4-2) отложений.
Состав свободного газа Карсовайского месторождения - азотный. Содержание азота достигает 95,44 - 95,26 %. Средние значения компонентов свободного газа Карсовайского месторождения приведены в табл.5.
Компонентный состав свободного газа
Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовых проб нефти в стандартных условиях, полученных из касимовских (пласт С3к), подольских (пласты П2, П3), каширских (пласт К4), верейских (пласты В-II, В-III) и башкирских (пласты А4-1, А4-2, А4-3 ) залежей нефти. Всего исследовано 85 кондиционных проб, средние значения компонентов растворенного газа по пластам месторождения приведены в табл.6.
Состав растворенного газа - углеводородный. Содержание азота достигает 29,53-55,71 %. Плотность по воздуху составляет 1,1673-1,2750 г/см3.
Средние значения параметров растворенного в нефти газа
Диапазон изменения / среднее значение
1 1.5 Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное конечное и текущее значения), Кохв, Квыт
Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. объемным методом с учетом требований инструкции ГКЗ СССР. Начальные запасы прошли государственную экспертизу. В 2007 году начато эксплуатационное бурение. В 2008 году проведен оперативный прирост запасов категории С1 по пластам B-IIIa и B-IIIб в районе скважины 1441, путем перевода части запасов из категории С2. В 2011 году выполнен оперативный подсчёт запасов
Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Пожарная Охрана Курсовая Работа
Реферат: Организационно-экономические мероприятия по совершенствованию качества выпускаемого программного
Международная Безопасность Эссе
Контрольная работа по теме Государственный режим
Доклад по теме Альпы
Технология Агропромышленного Производства Реферат
Курсовая работа по теме Управление сбытовой деятельностью предприятия
Реферат На Тему Учет Исполнительного Листа На Сотрудника Организации
Реферат: Определение степени утраты профессиональной трудоспособности
Реферат: Традиционные продукты питания в Индии. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Русский национальный характер. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа по теме Автоматизация линии производства вяленой рыбы
Автореферат На Тему Забезпечення Виконання Господарських Зобов’Язань У Сфері Банківського Кредитування
Сочинение На Тему Рынок Труда
Реферат по теме Типовое положение о службе охраны труда
Эссе По Психологии На Тему Семья
Анкетирование При Оценке Персонала Курсовая Работа
Дипломная Работа В Нижнем Тагиле
Что Лучше Истина Или Сострадание Сочинение Рассуждение
Контрольная работа по теме Юридическое обеспечение деятельности морских портов Украины
Численность и воспроизводство населения мира - География и экономическая география презентация
Учет материально-производственных запасов - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Эффективность и качество использования полимеразной цепной реакции в лабораторной диагностике гриппа - Биология и естествознание курсовая работа