Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.


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
Министерство образования и науки Республики Татарстан
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Альметьевский государственный нефтяной институт»
Кафедра: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения
Руководитель практики от кафедры РиЭНМ
по геологии НГДУ «Елховнефть» Р.Т. Гаффарова
Задания по сбору материала по теме проекта
Сбор материала по первой главе диплома
По мере выпол-нения возможно дополнение и корректировка
Сбор материала по второй части диплома
По мере выпол-нения возможно дополнение и корректировка
Оформление и сдача отчета по диплому
Проведение расчетного эксперимента, освоение программы multiliertemp оформление расчетной части.
Сбор материала по экономической части
Сбор материала по главе ОТиОС, гражданская оборона
ДНЕВНИК ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ СЛУШАТЕЛЯ ГАЛИЕВА Д.З. ГРУППЫ 84-12 ФАКУЛЬТЕТА АЗЦ МРЦПК РТ
Выполнение задания по преддипломной практике
Прибытие на место прохождения практики. Оформление документов на доступ пользования материалами. Инструктаж. Подписание договора о неразглашении информации
Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по общим сведениям по месторождению.
Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по характеристике геологического строения. Ознакомление с геологическим строением площади: литологией, стратиграфией типом коллекторов и т.д..
Изучения материала в геологическом отделе НГДУ. Сбор материала по коллекторским свойствам продуктивных пластов и их неоднородности.. Ознакомление с свойствами слагающий объект разработки: пористостью, проницаемостью, нефтенасыщенностью и т.д.
Ознакомление с неоднородностью пластов связанностью платсов многопластового обьекта
Сбор материала по физико-химическим свойствам насыщающий пласт флюидов.
Сбор материалов. Изучение и анализ выработки запасов, текущего состояния разработки, технологических показателей.
Изучение истории вопроса подбор материала исследований заводлнения глинистых и низкопродуктивных коллекторов.
Сбор материала изучение методов и средств исследования неоднородности процесса заводнения.
Изучение информации по характеру заводнения, свойств влияющих на неравномерность заводнения, и закономерности образования целиков нефти
Изучение работы программы multiliertemp постановку задачи, упрощения и допущения системы принятой в программе.
Сбор данных для заложения в программу и моделирования заводнения.
Сбор данных для заложения в программу и моделирования заводнения. Начальные и граничные условия. остановку задачи, упрощения и допущения системы. на неравномерность заводненияя флюидов в
Проведение вычислительных экспериментов.
Оформление и анализ собранного материала.
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ ПО РАЗДЕЛАМ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
1.2 Характеристика геологического строения
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность
1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов
1.4.1 Физико-химические свойства нефти и газа
1.4.2 Физико-химические свойства воды
2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения
2.1.1 Анализ технологических показателей разработки месторождения
2.1.3 Анализ состояния разработки глинистых низкопродуктивных коллекторов
2.2 Теоретические основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов
2.3 Анализ эффективности применения комплексных мероприятий для совершенствования разработки низкопродуктивных пластов
2.4 Обоснование технологий совершенствования выработки запасов
2.5 Рекомендации по дальнейшему применению предлагаемого метода совершенствования выработки запасов
Ново-Елховское нефтяное месторождение расположено на Юго-востоке Татарстана, в административном отношении на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к
западу (2-3км) от Ромашкинского месторождения. Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики.
Акташская площадь расположена в северной части Ново-Елховского нефтяного месторождения, и выделена в виде самостоятельного объекта разработки НГДУ "Елховнефть". По своему расположению она является краевой площадью, ограниченной с запада, севера и востока внешним контуром нефтеносности. С юга она граничит с Ново-Елховской площадью. К востоку от Ново-Елховского месторождения в непосредственной близости расположено Ромашкинское нефтяное месторождение. В административном отношении площадь расположена на юго-востоке Татарстана в пределах Заинского и Альметьевского районов Республики Татарстан. На этой территории расположен ряд небольших населенных пунктов, таких как Акташ, Маврино, Утяшкино, Савалеево, Светлое Озеро и др. Поблизости от района площади расположены города Альметьевск и Заинск. Район покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань - Уфа. По дорогам может осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями в городах Заинск, Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами, находящимися в непосредственной близости от двух последних. Кроме того, в Набережных Челнах находится пристань на реке Кама.
В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Для него характерен довольно пересеченный холмистый рельеф с наличием ассиметричных широких плато, перемежающихся относительно глубокими и широкими долинами. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине и представлена рекой Степной Зай с ее многочисленными притоками. По берегам рек прослеживаются пойменная и надпойменная террасы, к которым приурочены самые низкие отметки рельефа около 100 м.
В наиболее возвышенных частях местности наблюдаются отметки порядка 250 м. Территория по растительному покрову может быть отнесена к лесостепной зоне, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Климат района является типичным континентальным с достаточно суровой зимой (в среднем минус 10-15 0С) с промерзанием почвы до 1,0-1,5 м и теплым летом (в среднем +15-20 0С). Наибольшая часть годовых осадков (при их среднегодовом количестве около 450 мм) выпадает за период с мая по октябрь. Среднее атмосферное давление составляет 730-735 мм ртутного столба. Для ветров характерно преобладание южных, юго-западных и юго-восточных направлений со среднегодовой скоростью около 5 м/с. В районе расположения месторождения площади имеется ряд месторождений полезных ископаемых (известняки, гравий, суглинки, песок, гипс и др.), которые в качестве минерального и строительного сырья могут быть использованы для целей строительства объектов различного назначения. Кроме того, в технологической структуре НГДУ имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. В системе ППД для закачки используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков и дожимных насосных станций,оборудованных сбросом сточной воды. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от расположенной в городе Заинске Заинской ГРЭС. Интенсивная разработка площадей Ново-Елховского месторождения привела к созданию в этом районе инфраструктуры, обеспечивающей занятость значительной части населения на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, строительно-монтажной индустрии, а также в сельскохозяйственном производстве.
1.2 Характеристика геологического строения
На площадях Ново - Елховского месторождениям по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.
Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объёме четырёх ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов от бийского до Лебедянского включительно.
Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами (горизонты Д0, Д1). Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров.
Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами- известняками, доломитами и их переходных разностям. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 450-500 метров. Толщина горизонтов карбонатного девона большие колебания от 3 до 125 метров, в метологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо - проницаемых интервалов, имеющих, как правило, локальное распространение.
Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объёме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.
Основная часть разреза (более 80%) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами - песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.
Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. На Ново-Елховском месторождении эта толща представлена Акташским типом разреза, который характерен для южного и северного куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским, Сантовским), уменьшением турнейского яруса до 120-200м и заметным увеличением толщи карбонатной части девона, что является следствием формирования Камско - Кинельской системы прогибов.
Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов - известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела - красноцветные песчано - глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до глубины 460м.
Четвертичные отложения имеют небольшой объём, от 0 до 28м, и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения - аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.
Ново - Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново- Елховскому валу, структуре второго подряда, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино - Шунакским прогибом меридионального простирания протяженностью около 100км.
По терригенным отложениям девона (первый СТЭ) Акташская - Ново - Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простирания со слегка ундулированной осью. Восточное крыло складки в направлении Алтунино- Шунакского прогиба имеет крутой наклон слоев, достигающий 3-4°; западное крыло, а также периклинальные складки Оуглы имеет небольшое падения пород 12-15 минут. С запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде (порядка 10м) Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всём протяжении, на отдельных участках имеет вид структурного уступа.
Как свод, так и крылья Ново - Елховской структуры, особенно северная переклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3-1 Ом). Ширина складки по стратоизогипсе - 1516 м, соответствующей отметке ВПК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14-18км, длина 85км.
По верхним СТЭ Акташская - Ново - Елховская структура сильно сглажена и выявляется уже в виде структурной террасы, осложняющей западный моноклинальный склон Южно - Татарского свода. Так уже по кровле турнейского яруса Алтунино- Шунакский прогиб почти скивелирован. Амплитуда его составляет всего 10-15м и лишь на отдельных участках (центральная часть по девону), протяженностью менее 10км, амплитуда достигает 20м. На севере (широта Акташской площади) прогиба уже нет.
Кузайкинский прогиб остаётся пологий уступ небольшой амплитуды. На месте Акташско - Елховского вала сохраняется терраса, осложненная большим числом локальных поднятий, многие из которых по морфологии близки к брахнактиклиналям. Размеры их различны от 100 до 5000 га, наиболее часто встречаются поднятия площадью 600-700 га, амплитуда поднятий достигает 40-60м, составляя в среднем 25 м, в целом же структурная терраса по своим размерам совпадает со складкой по девону.
По отложениям карбона или по ассельскому ярусу нижней перми Акташско - Ново - Елховская структура фиксируется нечетко, и представляет собой резко расчленённую поверхность с наличием целого ряда локальных поднятий, прогибов, котловин различных размеров и простирания.
На Ново - Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере - Акташская, площадью 31 тыс. га, на своде структуры - Ново-Елховская, площадью 42 тыс. га и на юге - Федотовская 12 тыс. га. Каких - либо структурно - геологических границ между площадями не отмечается и выделение их условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку. Лишь на самом севере выделяется Краснярский участок в виде небольшого локального поднятия с амплитудой менее 10 метров. Аналогичные поднятия выявлены как на севере, так и на западе от месторождения, это Онбийское, Аксаринское, Кадыровское и другие месторождения, которые считаются отдельными месторождениями.
Дизъюктивных нарушений во всех СТЭ не выявлено. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти во всех СТЭ определяются формой и размером структуры, то есть являются структурными.
На площадях Ново - Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя от уфимских отложений на глубинах 200-250м. до живетских (1800-1900м) включительно.
По распределению пористо-проницаемых интервалов и характерных нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарии, в том числе и на Ново-Елховском месторождение, выделяется 3 регионально выдержанных водоупора, контролирующих нефтеносность продуктивных горизонтов, это, снизу вверх: кыновско-саргаевские, тульско-алексинские и верейско-каширские глинисто-карбонатные отложения, которые делят разрез палеозоя на 3 гидродинамически самостоятельные толщи-природные резервуары 1-ого порядка. Каждый из них имеет довольно сложное строение и в зависимости от сочетания и распространения пластов- коллекторов и покрышек состоит из нескольких резервуаров 2-ого и 3-его порядков различных типов.
Регионально нефтеносные горизонты приурочены к верхней части разреза каждого из резервуаров 1-ого порядка.
Нижний природный резервуар - терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчанно-алевролитовых пластов: пласты Д0 кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д1) и пласты Д2 - Д5 живетского и эйфельского ярусов.
Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным промышленным объектом, и с 1961 года находится в разработке.
ВНК для всех пластов объекта общий, все пласты представляют собой единый гидродинамически связанный резервуар. Однако следует отметить и такой интересный факт; при эксплуатационном объекте выявлены в пласте Д0 водоносные линзы без нефти. Это небольшие песчаные линзы “запечатанные” кыновскими глинами. Эти факты не оказывают никакого влияния на процесс разработки, но представляют интерес для вопросов формирования залежи.
Отметки ВНК по скважинам в пределах месторождения колеблются в широких пределах: от-1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет-1514,5±2,5 м. Однако при рассмотрении ВНК по блокам и по площадям (табл. 1.1.1) чётко отмечается, что с севера на юг ВНК понижается, также имеется различие в отметках ВНК для восточного и западного крыльев структуры (на западе ВНК несколько выше).
Эти данные указывают, что ВНК на месторождениях не являются строго горизонтальным, а имеет сложную поверхность, причём изменение отметок происходит не плавно, а как бы ступенеобразно, что связано с приуроченностью ВНК к различным пачкам пластов (кыновский, нижнепашийские, верхнепашийские) и с естественным региональным наклоном, как и на Ромашкинском месторождение.
Размеры ВНЗ различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д0-Д6 составляет от 400 до 1500 м. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепаашийского горизонта (в,г,д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически, полностью подстилаются подошвенной водой (таблица.1.).
Второй природный резервуар - терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.
Промышленные запасы нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км2) амплитуда до 50 м.
Дебиты скважин в среднем 3-4 т/сут, редко до 20т/сут, нефть тяжёлая (910-930 кг/м3), вязкая (до 40 мПа•с). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т. категории С2, по подсчёту 1998 года.
Отдельные залежи находятся в промышленной разработки. Кроме этих регионально нефтеносных горизонтов во 2-ом резервуаре отмечались нефтепроявления в процессе бурения в карбонате верхнего девона (скв. 124, 133,153,125,127,347,428,1038 и другие), однако опробывание пока не дало положительных результатов.
Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховского месторождения.
Размеры ВНЗ по пластам и по площадям месторождений
Третий природный резервуар - глинисто- карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальнывм поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этапам, размеры залежей до 25 км2, высота залежей до60 м. Дебиты скважин 1-5 т/сут, нефть тяжёлая 9915-940 кг/м3), высоковязкая (до 80 мПа•с). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т. категории С1 и 20,7 млн.т. категории С2.
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность
Основным объектом разработки на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона - горизонты Д0 и Д1 по промысловой индексации. Сложены они песчаниками алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций.
Породы - коллекторы представлены песчаниками и алевролитами мономинеральными. Минеральный состав-кварцевый, в небольшом количестве присутствуют нелитизированные и серницитированные полевые шпаты. По гранулометрии (таблица.3) в составе преобладают две фракции: мелкозернистая пеамитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящаяся на границе песчаников и алевролитов. Поэтому небольшое изменение в содержании этих фракций, что естественно не фиксируется по данным геофизики, осложняет их классификацию по метологическим признакам - песчаник, алевролит и в ряде случаев такое разделение условно.
Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений объектов, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.
Увеличение содержания мелко - зернистой пеаммитовой или алевролитовой и особенно пелитовой фракций резко снижает коллекторские свойства пород, а при содержании пелитовой фракции, в среднем, более 5% породы переходят в класс коллекторов.
Средний гранулометрический состав пород- коллекторов
При обосновании подсчетных параметров (пористости и нефтенасыщенности) получено, что определенный класс коллектора характеризуется своими значениями параметров, независимо от принадлежности к тому или иному пласту или зоне, или площади. Приняты следующие значения параметров.
Для коллектора класса 1 (низко проницаемые или низко продуктивные) коэффициент пористости, m= 0,16; коэффициент нефтенасыщенности, Кн=0,82; проницаемость, К=(70-200)10-13мкм2.
Для коллектора класса 2 (хорошо проницаемых или хорошо продуктивных) коэффициент пористости, m=0,2; коэффициент нефтенасыщенности, Кн=0,87, коэффициент проницаемости, К=(200 и более)*10 -13мкм2.
Данные по средневзвешенным параметрам коллекторов по Акташской площади представлены в таблице 4
Коэффициент нефтеотдачи был утвержден ГКЗ СССР 0,543 в целом по месторождению, в частности для Акташской площади Кн=0,5 для НЗ, Кн=0,45 для ВHЗ.
Средневзвешенные параметры коллекторов по Акташской площади Ново-Елховского месторождения
Толщины пластов. На месторождении отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север (таблица. 5). Наиболее значительно сокращается толщина верхнепашийского горизонта - в 2,2 раза; толщина кыновского горизонта изменяется почти в 2,2 раза и менее всего изменяется толщина отложений нижнепашийского подгоризонта.
Изменение толщины отложений по площадям месторождения
Показатели неоднородности пластов.Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность (таблица.6), которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов. В среднем, степени расчлененности разреза практически одинакова с расчлененностью этих же отложений на Ромашкинском месторождении и два раза выше, чем на Бавлинском, на котором расчлененность горизонта Д-1 равна 2,0.
В разрезе выделено два основных репера: кровля кыновских глин или подошва репера «аяксы» и репер «аргилит», залегающий в кровле нижнепашийского горизонта и два вспомогательных кровля пашийского горизонта (репер «верхний известняк» на месторождении часто замещается глинистыми алевролитами) и репер «глины», залегающий в подошве пашийского горизонта. Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм (вариент сводностатических разрезов), построеным по двум основным реперам, показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым и приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарии: сверху вниз - (терригенный горизонт), а, б-ь б2+з (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д (нижнепашийский подгоризонт).
Расчленённость разреза продуктивных отложений горизонтов До и Д1 Ново-Елховского месторождения Акташской площади
Распределение скв. по кол-ву пластов в разрезе по всему разрезу, %
Распределение скв. по кол-ву пластов в разрезе по нефтенасыщ. части до ВНК, %
Кроме расчленённости, основной особенностью геологического строения, определяющей систему распределения нагнетательных скважин, является прерывистость в распространении коллекторов по пластам. Площадное развитие по всему месторождению имеют коллектора только пласта «г».
1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов
1.4.1 Физико-химические свойства нефти и газа
Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Анализ газов, выделенных при раз газировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20°с и 760мм рт.ст.)
Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), средне парафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 350°С (30-45%), маловязкая (до 4мПа*с). В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской), и как следствие этого, увеличение, объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти.(таблица7) Различие в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д-1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественных.
Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти
1.4.2 Физико-химические свойства воды
Подземные воды горизонтов Д0 и Д-1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново - Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы с плотностью 1180-1190кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5мПа*с. Общая минерализация составляет 250-300г/л. Из микрокомпонентов присутствует (мг/л), бром 605-823, йод 6,6-10, аммоний 173-200, бор9-18, нафтеновые кислоты- следы, сероводород не обнаружен.
Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45-74% об, газонасыщение 240-460 мг3/л, наиболее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.
Подземные воды имеют примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д1 и Д0, что свидетельствует об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.
Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов (таб.№5). Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержания кальция, больше содержания сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.
Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского, татарского ярусов. Воды слабоминерализованные, сульфатно-натриевые и карбонатно-натриевые.
Для закачки в пласты используется вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая и гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8кг/м2. Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньшей минерализацией, повышенным содержанием сульфатов и гдрокарбонатов по сравнению пластовыми водами терригенного девона.
Данные характеризующие физико-химические свойства пластовой воды представлены в таблице 8.
Физико-химические свойства пластовой воды горизонтов Д0,Д1
2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения
2.1.1 Анализ технологических показателей разработки месторождения
Нефтенасыщенная зона Акташской площади в разрезе представлена терригенными отложениями кыновского и пашийского горизонтов девона. Главными особенностями геологического строения объекта являются его многопластовость (в разрезе выделяются до б продуктивных горизонтов «До» кыновского и «а», «б1», «б2+3», «в», «г» пашийского горизонтов), высокая послойная и зональная неоднородность, прерывистость в распространении коллекторов, что приводит к неодинаковой степени охвата продуктивных пластов влиянием закачки, в конечном итоге в различной интенсивности выработки этих пластов. Это обусловило выбор системы заводнения для площади с 1968г. на Акташской площади применяется избирательная система заводнения.
Площадь находится в завершающей стадии разработки. Максимальный уровень добычи нефти- 6640 тыс. т. - был достигнут в 1977г. при отборе 25% от извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 40,8%, текущий коэффициент нефтеизвлечения- 0,249, темп отбора от начальных извлекаемых запасов- 6,41%. В последующие годы началось снижение годовых отборов нефти, а отбор жидкости и закачки воды продолжали расти, достигнув максимума в 1984г.
По состоянию на 1.01.2005г. балансовые и извлекаемые запасы горизонтов Д0Д1 Акташской площади составляют соответственно 181,950 и 101,72млн.т. нефти. На сегодняшний день запасы нефти полностью разбурены и вовлечены в активную разработку (95,2% извлекаемых запасов площади)
С начала разработки на 01.01.2005 из продуктивных пластов извлечено 97,109 млн.т.нефти или 90,1% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,443. Добыча нефти в 2005г.составила 597,576 тыс.т. или 5,6% от текущих и 0,55% от начальных извлекаемых запасов. В общем объеме годовой добычи на долю скважин, оборудованных ЭЦН, приходится 59,8%, оборудованными ШСН-40,2%.
Вместе с нефтью с начала разработки добыто 252,630 млн. т. воды, водонефтяной фактор-2,6. Добыча жидкости с начала разработки составляет 349,740 млн. т., в пластовых условиях-365,272 млн.м3, за 2005г.- 6,568 млн. м3.
Практически все скважины (99,4% фонда) работают с водой, в том числе с обводненностью выше 90% -42% действующего фонда скважин. Обводненность добываемой продукции по Акташской площади за текущий год равна 91,3%, средний дебит одной скважины по нефти- 3,55 т/сут., по жидкости- 40,7 т/сут.
Для компенсации отбора жидкости с начала разработки в продуктивные пласты закачали 377,776млн.м3 воды, что составляет 103,4% к отбору жидкости в пластовых условиях. Закачка воды в 2005г. составила 7,194 млн.м3, отбор жидкости скомпенсирован на 109,7%.
Давление на забое нагнетательных скважин по блокам площади колеблется от 10,2 Мпа до 14Мпа, на забое добывающих скважин от 5,1 Мпа до 8,7 Мпа. В 2005г.пластовое давление в зоне отбора по площади увеличилось с 15,27 Мпа до 15,ЗЗМпа, в зоне нагнетания со 180,2 до 181,4 Мпа.
На конец 2005г. под циклической закачкой с изменением фильтрационных потоков находилось 249 скважин. За счёт этого метода дополнительно добыто за год 181,719 тыс. т. нефти.
Из-за применения новых методов повышения нефтеотдачи на Акташской площади в 2005г. дополнительно добыто 132,864 тыс.т. нефти.
Состояние выработки запасов по пластам по состоянию на 1.01.2005г.
План по добыче нефти по НГДУ «Елховнеф
Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Процесс создания форм и основные элементы управления
Как Сделать Нумерацию В Курсовой Работе
Контрольная работа по теме Основные виды и суть бюджетных нарушений
Реферат: Українські легенди та перекази про небо і світила небесні
Нормирование И Оплата Труда Реферат
Сочинение На Тему Путешествие По Нилу
Сочинение На Тему Без Книг
Примеры Сочинения Рассуждения 15.3
Реферат: A Dancing Doll Essay Research Paper The
Доклад по теме Artillery
Курсовая работа: Превышение полномочий частных охранных и детективных служб
Эссе Почему Надо Защищать Родину
Реферат по теме Конституционные права, свободы и обязанности граждан РФ
Курсовая работа: Проект локально-вычислительной сети Рекламное агентство Катарон
Отчет по практике по теме Особенности организации производства сосисок на предприятии ООО 'Здоровье'
Доклад: Половая активность
Реферат по теме Отличие культурологии от других наук изучающих культуру
Реферат: Характеристика организационной структуры управления ООО ОРМА Маркет-56
Бюджетная Политика В Области Расходов Курсовая
Доклад по теме Че Гевара
Учет запасов предприятия - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Документальное оформление и учет расчетов с подотчетными лицами - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Полевые шпаты минералов - Геология, гидрология и геодезия контрольная работа