Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"

Зависимость эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта и параметров обработок. Определение приоритетных видов обработок на эксплуатационных объектах Копей–Кубовского месторождения НГДУ "Октябрьскнефть".


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


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


Проблема повышения нефтеотдачи пластов на заключительных этапах разработки месторождений становится крайне актуальной, так как вследствие естественного снижения извлекаемых запасов для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи довольно низок.
Это обуславливает необходимость широкого использования разнообразных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется довольно большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МУН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет и в 1999 году составила 133,9 тыс. т. (с учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 14,6% от общей добычи по НГДУ.
Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП (призабойная зона пласта) - кислотные обработки, гипано - кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработка пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, термоимплозия, которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1999 году составила 37,6 тыс. т. или 4,1% от общей добычи по НГДУ.
За 1999 год с дебитом до 1,0 т/сут эксплуатировалось 54,5% от действующих скважин. В течение 11 - 15 лет отработало 21,7% от эксплуатационного фонда, свыше 15 лет - 57,6%. На долю карбонатных пластов приходится 58,9% от эксплуатационного фонда скважин. В диапазоне обводненности добываемой продукции от 40 до 100% - 54,3% карбонатного фонда скважин. При этом из карбонатных отложений в 1999 году отобрано более половины от годовой добычи нефти по НГДУ - 53,8%. Доля карбонатного фонда с каждым годом растет за счет возвратных объектов.
В данной работе была поставлена следующая задача:
а) определить зависимости эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта, параметров обработок и других факторов);
б) проанализировав полученные данные, определить какие виды обработок и при каких условиях наиболее эффективны на различных эксплуатационных объектах Копей - Кубовского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть».
Чтобы определить влияние параметров обработок на их эффективность по каждой, обрабатываемой в этот период скважине, была создана база данных, в которую включены все воздействия на пласт за всю историю работы данных скважин.
Анализ проводился по методам воздействия на призабойную зону турнейского яруса, для увеличения производительности скважин.
1. Геолого-физическая характеристика Копей-Кубовского месторождения в НГДУ « Октябрьскнефт ь »
1.1 Общие сведения о районе работ
геологический обработка месторождение пласт
Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах поселка Серафимовский (рисунок 1).
Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов.
Район относится к области умеренно - континентального климата. Средняя температура зимой минус 9,7С, летом плюс 20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров: юго-западное.
Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.
В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа - 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от 300 до 325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200 - 180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения. К подобному типу впадин относится и озеро Кандры - Куль, расположенное в 10 км юго-западнее станции Кандры.
Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса. Карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д - 1 пашийского горизонта.
Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский, а бурение скважин производит Кандринское УБР, находящееся в поселке Кандры.
Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа - Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюпкильды и Сайраново. Другая шоссейная дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар - Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами.
1.2 Литолого - стратиграфическая характеристика разреза
Копей - Кубовское нефтяное месторождение открыто в 1948 году, промышленное освоение его начато в 1953 году.
На Копей - Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.
Месторождение приурочено к группе поднятий Копей - Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.
Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса, карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д-1 пашийского горизонта. Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д-1 1870 м.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитового пласта: С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3.
Песчаники кварцевые, мелкозернистые, часто алевритистые и глинистые, сцементированные глинистым цементом. Коллекторы пласта С6-1 развиты только в северо-западной части месторождения, на остальной площади верхние слои терригенной толщи, в том числе и пласт С6-1, размыты. Песчаники пластов С6-2 и С6-3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. По пласту С6-2 отмечается общая субмеридиональная направленность полос, а по пласту С6-3 полосы ориентированы с северо-запада на юго-восток.
К песчаникам пласта С6-1 приурочена одна залежь в районе скважин №№35 ккб и 928. Залежь структурно - литологического типа, имеет размеры 0,9х0,3 км при высоте 7,5 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) принят подошве нефтеносного прослоя в скважине 35 ккб, оценена запасами категории С1.
Скважинами №№2056 и 2058, 2080 и 2081, 2087, 2092, 2105 вскрыты небольшие литологические залежи (от 0,8х0,4 0,3х0,2 км), которые запасами не оценены.
В песчаниках пласта С6 - 2 выявлено 9 залежей нефти.
Залежь 1 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,4 х 2,0 - 0,9 км при высоте 17,7 м., ВНК установлен на отметках 1072,6 - 1073,3 м по подошвам нефтеносных прослоев скважин №№933, 921 и кровлям водоносных прослоев скважин №№934, 31к, 951, 931. Залежь разрабатывается скважинами №№32 ккб, 35 ккб, 945 и 2085, оценена запасами категории А.
Залежь 2 структурно - литологического типа, разделена на два участка. Участок в районе эксплуатационной скважины №11 ккб имеет размер 0,8 х 0,6 км при высоте 3,2 м. ВНК принят на отметке 1078,1 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №11 ккб. Участок в районе внутриконтурной нагнетательной скважины №920 имеет размер 1,5 х 0,8 км при высоте 23,4 м. ВНК принят на отметке 1079,5 м по кровле водоносного пласта в скважине №14 ккб. В целом залежь 2 оценена запасами категории А.
Залежь 3 вскрыта скважинами №№915, 43, 2125. Залежь структурно-литологического типа. ВНК принят на отметке - 1079,5 м по аналогии с залежью 2. Размеры залежи 1,6 х 0,3 км при высоте 6,9 м. Залежь оценена запасами категории С1. Структурно-литологическая залежь в районе скважины №2136, имеет размеры 0,4 х 0,3 км при высоте 1,6 м. ВНК принят на отметке 1080,5 м по подошве нефтеносных коллекторов в скважине №2136. Залежь запасами не оценена.
Залежь 4 структурно-литологического типа, имеет сложную конфигурацию: в районе скважин №№87, 2142, 2143 вклинивается полосой шириной 0,3-0,2 км в зону отсутствия коллекторов и примыкает к этой зоне с юга и востока полосообразной формой шириной 0,6-0,2 км. ВНК принят на отметке 1092,0 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №29. Высота залежи 5,7 м. Залежь оценена запасами категории А, разрабатывается скважинами №№29, 91.
Залежи 5 и 6 структурного типа объединены в общую залежь. Размеры западной части (залежь 5) 1,0 х 0,9 км при высоте 3,5 м, восточной части (залежь 6) 1,7 х 1,5 км при высоте 35 м. Протяженность общей залежи с юго-запада на северо-восток 2,7 км. ВНК изменяется от 1103,2 до 1108,6 м, принят по подошвам нефтеносных прослоев в скважинах №№115 и 103. Залежь в целом разрабатывается 10-тью скважинами и оценена запасами категории А.
Залежь 7 структурно-литологического типа, размер ее 1,3 х 1,1 км при высоте 19,7 м. ВНК проходит на отметке 1108 м по данным скважины №901. Залежь разрабатывается скважинами №№25, 114, 901, 2154, оценена запасами категории А.
Залежь 8 небольшая (0,6 х 0,5 км), литологического типа, оценена запасами категории А.
Залежь 9 вскрыта скважинами №№2107, 2109. Залежь литологического типа, размер ее 0,8 х 0,3 км, запасами не оценена.
В песчаниках пласта С6 - 3 выявлено 10 залежей нефти.
Залежь 1 разделена на четыре участка. Участок 1 (район скважин №№108, 936, 2088) - структурно - литологического типа размером 0,9 х 0,2 км, высотой 1,4 м. ВНК принят на отметке 1076 м по данным скважин №№936, 2088. Участок 2 (район скважины №923) - литологического типа размером 0,3 х 0,3 км, высотой 1,6 м. Участок 3 (район скважин №№11к, 2108) - структурно-литологического типа размером 1,1 х 0,4 км, высотой 5 м. ВНК принят на отметке 1087 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №2108. Участок эксплуатируется скважинами №№11к, 2108. Участок 4 основной в залежи 1. Это структурно-литологическая залежь сложной конфигурации. Размеры 2,8 - 0,8 х 2,1 - 0,4 км при высоте 35,8 м. ВНК проходит на отметке 1089,7 м по данным скважины №40у. Участок эксплуатируется скважинами №№14 ккб, 41, 44, 107, 911, 912. Внутриконтурное заводнение ведется скважиной №920. В целом залежь 1 оценена запасами категории А.
Залежь 2 полосообразной формы, имеет размер 3,4 х 1,0 км при высоте 22,3 м, структурно - литологического типа. ВНК установлен на отметке -1093,8 м по данным скважины №116. Залежь эксплуатируется скважинами №№33, 91, 94, 116. Законтурное заводнение идет скважинами №№96, 32. Залежь оценена запасами категории А.
Залежь 3 сруктурно-литологического типа, имеет размер 0,9 х 0,6 км при высоте 16,0 м. ВНК установлен на отметке 1100,4 м по подошве нефтеносного прослоя скважины №100. Эксплуатируется скважинами №№38, 100, оценена запасами категории А.
Залежь 4 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,0 х 0,6 км при высоте 6,6 м. Скважинами №№25 и 901 вскрыты ВНК на отметках 1103,2 и 1107,0 м соответственно. Эксплуатационные скважины №№25, 114, 111, 901, нагнетательные бобриковского горизонта №№106, 2156. Залежь оценена запасами категории А.
Залежь 5 структурно-литологического типа, эксплуатируется скважинами №№2 и 2154, имеет размер 1,4 х 0,4 км при высоте 8,6 м. ВНК принят на отметке -1112,0 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №2. Залежь оценена запасами категории А.
Залежи 6 и 7 приурочены к линзам небольшого размера (0,6 х 0,5 - 0,4 х 0,2 км). Залежи оценены запасами категории С2.
Залежь 8 структурно - литологического типа, имеет размер 0,8 х 0,8 км при высоте 7,5 м. ВНК принят на отметке -1067,9 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №928. Залежь оценена запасами категории С1.
Залежь 9 структурно - литологического типа, имеет размер 3 х 2 км. ВНК установлен на отметках 1100,2 - 1101,2 м по данным скважин №№955, 51к-у, 962, 49к-у. Высота залежи 7,2 м. Залежь эксплуатируется скважиной №51к-у, оценена запасами категории С1.
На карте суммарной нефтенасыщенной толщины пласта С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3, построенной в сводном контуре нефтеносности, только залежь в районе Кандринского поднятия представлена одним пластом С6 - 3. Залежи, расположенные вдоль Копей-Кубовского вала имеют общее северо-западное простирание. Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 33, равная 6,0 м вскрыта скважиной №928 на северо-западе месторождения. В других скважинах в контуре нефтеносности нефтенасыщенная толщина состоит из толщин С6-2 и С6-3, или показана толщина одного из этих пластов.
В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте.
Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно - серых аргиллитов и с включениями голубовато - серого ангидрита.
В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного плана.
Залежь 1 имеет размер 3,8 х 2,0 км при высоте 19,8 м. ВНК проходит на отметках 1090-1095 м. В контуре нефтеносности пробурено 74 скважины, в 28-ми продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в одной №35к дебитом 8,6 т / сут. Залежь оценена запасами категории С1.
Залежь 2 сложной полосообразной формы, приурочена к цепочке поднятий. Залежь вытянута в длину до 7 км при ширине от 2,4 до 0,6 км. ВНК в пределах залежи прослеживается на отметках 1090-1097 м. В контуре нефтеносности пробурено 73 скважины, в 51 - ой продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в скважине №9к. Залежь оценена запасами категорий В и С1.
Залежь 3 приурочена к двум изолированным поднятиям, имеющим ВНК на отметке 1117 м. Общая протяженность всей залежи 2,4 км, размеры изолированных куполов 1,0 х 0,8 км и 1,5 х 1,0 км, высотой соответственно 11,4 и 18,3 м. В пределах залежи пробурено 10 скважин, опробованы 6, в четырех получены безводные притоки нефти.
Отложения заволжского горизонта представлены известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, органогенно-сгустковыми, пелитоморфными, неравномерно глинистыми и перекисталлизованными, прослоями доломитизированными. Иногда в известняках встречаются редкие, тонкие трещины, выполненные кальцитом или открытые.
Наблюдается ритмичное переслаивание известняков пористых и плотных, глинистых. Пористые прослои сгруппированы в две пачки. В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. В разрезе пачки 2 выделяется три прослоя коллекторов. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3 - 5 м. Эти пласты хорошо выдержаны по площади и являются покрышками для пачек 1 и 2. Толщина заволжского горизонта изменяется от 37 до 50 м, уменьшение характерно в юго-восточном направлении.
Промышленно нефтеносны известняки первой и второй продуктивных пачек заволжского горизонта. Нефтеносность их устанавливалась по результатам опробования и промыслово-геофизическим данным. По некоторым залежам положение ВНК, определенное по геофизическим данным, не подтверждено опробованием. В связи с тем, что уверенно оценить характер насыщенности известняков по промыслово-геофизическим материалам затруднено, положение ВНК принималось двояко: а) по низу интервала опробования (промышленные категории запасов) и б) по промыслово-геофизическим данным.
В пачке 1 заволжского горизонта выявлено 4 залежи нефти. Залежи пластовые сводовые.
Залежь 1 наиболее крупная. Протяженность ее с севера на юг 5,3 км. Залежь разделена на два изолированных купола: северный и южный. В целом по залежи ВНК изменяется в интервале от 1173 до 1178 м. Понижение уровня отметок ВНК происходит в направлении с севера на юг. Северный купол разрабатывается 17-тью скважинами, имеет размеры 3,8 х 2,1 км при высоте 27,5 м, оценен запасами категории В. Размеры южного купола 1,8 х 1,4 км при высоте 8,7 м, оценен запасами категории С2.
Залежь 2 (эксплуатационные скважины №№10к, 919, 2119) рассматривается в работе в общем контуре нефтеносности категорий С1+С2 с куполами 3а (скважина №908) и 3б (скважина №906). Только купол 3г третьей залежи (скважины №№95, 39) обособлен. ВНК по промыслово-геофизическим материалам изменяется от 1170 до 1167 м, понижаясь в юго-восточном направлении.
Контуры нефтеносности промышленной категории С1, установленные по нижним отверстиям перфорации имеют следующие отметки: 1146,7 м (залежь 2, скважина №12к); -1148 м (залежь 3, купол 3а, скважина №908); 1148,7 м (залежь 3, купол 3б, скважина №906); -1160,8 м (залежь 3, купол 3 г, скважины №№95, 39).
Исходя из вышеизложенного можно сказать следующее:
а) промышленных категорий 1,8 х 0,9 км при высоте 15,6 м;
б) всех категорий 3,0 х 2,4 км при высоте 39,3 м;
а) промышленных категорий 1,2 х 0,6 км при высоте 9,8 м;
б) всех категорий 2,0 х 1,3 км при высоте 28,8 м;
а) промышленных категорий 1,0 х 0,9 км при высоте 3,4 м;
б) всех категорий 1,3 х 1,3 км при высоте 21,7 м;
а) промышленных категорий 0,6 х 0,4 км при высоте 2,2 м (скважина
№95), 1,1 х 0,4 км при высоте 8,4 м (скважина №39);
б) всех категорий 1,8 х 0,6 км при высоте 17,8 м.
Общая протяженность залежи 3 - 5,3 км.
Залежь 4 небольшого размера (0,4 х 0,8 км) установлена по промыслово-геофизическим материалам. Контур нефтеносности установлен на отметке 1172 м. этаж нефтеносности 9,3 м. Залежь оценена запасами категории С2.
В пачке 2 заволжского горизонта выявлено 7 залежей нефти структурного типа.
Залежь 1 имеет размер 3,7 х 2,0 км при высоте 19,1 м. На всей площади залежи пачка 2 в нижней части водоносна, однако в связи с высокой расчлененностью широко распространены бесконтактные зоны. По промыслово-геофизическим данным ВНК в северо-западной и средней частях отбивается на отметках 1180-1182 м (скважины №№35к, 2056, 926 и другие). В юго-восточной части залежи ВНК понижается до отметок 1183-1185 м (скважины №№25к, 15к, 2093, 2079). Залежь разрабатывается 16-тью скважинами. При опробовании безводная нефть получена в 2-х скважинах №№32 к, 922. Залежь оценена запасами категории В.
Залежь 2 пластовая сводовая, имеет размеры:
а) в контуре всех категорий (С1 + С2) 2,0 х 1,2 км при высоте 31,5 м, ВНК по геофизическим данным установлен на отметках 1175-1179 м;
б) в контуре промышленных категорий (С1) 1,8 х 1,0 км при высоте 23,6 м ВНК отбит по самой низкой отметке нижнего отверстия перфорации (1169,1 м), с которой получен приток безводной нефти в скважине №12 к. Залежь разрабатывается скважинами №№10 к, 919, 2119.
Залежь 3 пластовая сводовая, имеет размер 2,0 х 1,0 км при высоте 21,6 м. По промыслово-геофизическим данным ВНК залежи 1173-1175 м. Залежь оценена запасами категории С1, разрабатывается скважиной №908.
Залежь 4 пластовая сводовая, имеет размеры:
а) по промыслово-геофизическим данным в контуре всех категорий (В + С2) 1,0 х 1,0 км при высоте 23,3 м, ВНК - 1174 м;
б) по результатам опробования в контуре промышленных категорий (В) 0,9 х 0,9 км при высоте 17,3 м (приток безводной нефти в скважину №906 получен при отметке нижнего отверстия перфорации 1169,7 м). Залежь оценена запасами В+С2, разрабатывается скважиной №906.
Залежь 5 имеет размер 2,0 х 0,9 км, на всей площади подстилается подошвенной водой. По промыслово-геофизическим данным ВНК находится на отметках 1180-1182 м. Этаж нефтеносности 17,7 м. Оценена запасами категории С1.
Залежи 6, 7 имеют размеры 1,2 х 0,6 км и 1,6 х 1,1 км высотой соответственно 18,9 и 6,6 м. ВНК по промыслово-геофизическим данным проходит на отметках 1193-1196,6 м (залежь 6), а по залежи 7 на отметках 1202-1207 м. Залежь 6 оценена запасами категории С2, 7 - категории С1. Залежи не разрабатываются.
В кровле верхнефаменского подъяруса залегает пачка сильно глинистых известняков с прослоями в средней части аргиллитов.
Эта пачка плотных пород толщиной 8-10 м, соответствующая «фаменскому» реперу, является покрышкой для залежей верхнефаменского подъяруса.
По данным изучения керна и шлифов известняки массивные, сгустко-комковатые, со сферами и с редкими остракодами, участками неравномерно перекристаллизованные, которые составляют 10-12%. К ним приурочены редкие вторичные поры выщелачивания размером 0,15-0,5 мм и микрокаверны размером до 1,5-2 мм. Вторичные пустоты соединяются между собой микротрещинами шириной 10-20 м.
В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено 9 залежей нефти, приуроченных к обособленным поднятием, из них две (7 и 9) - категории С2. Все залежи массивного типа.
Залежь 1 имеет размер 4,4 х 2,7 км при высоте 16,5 м. В пределах залежи пробурено 16 скважин, в 15-ти из них пачка Д опробована. В 12-ти скважинах получена безводная нефть. ВНК по залежи изменяется от 1244,6 до 1248,5 м. Залежь оценена запасами категории В.
Залежи 2 и 3 рассматриваются в работе в общем контуре нефтеносности. В целом размер залежи 4,0х4,3 км, южная (залежь 2) и северная (залежь 3) части залежи разделены условно и имеют размеры соответственно 2,3х1,8 км и 4,0х2,3 км. ВНК изменяется от 1217,2 до 1226,5 м. Пониженное положение ВНК отмечается в юго-западной и южной частях залежи. Высота залежи изменяется с юга на север залежи от 9,7 до 28,4 м.
Южная часть залежи не разбуривалась, в ее пределах пробурено шесть скважин, в пяти из них получена безводная нефть, в скважине №7к получен приток воды удельного веса 1,18 г./см і.
Залежи 4, 5, и 6, оцененные запасами по категории В (4 и 5) и С1 (6) объединены в общую залежь протяженностью с северо-запада на юго-восток на 4,8 км. Размеры северного участка залежи 1,6 х 2,1 км при высоте 23,5 м, центрального 23 х 10 км при высоте 19,9 м, южного 1,1 х 1,1 км при высоте 18,9 м. В целом по залежи ВНК изменяется от 1196,0 до 1203,3 м. Пониженное положение ВНК отмечается в центральной части залежи.
Залежи 7 и 8 небольших размеров (соответственно 0,6 х 0,5 км и 0,8 х 0,5 км). Этаж нефтеносности по ним 6,6 и 8 м. Контуры нефтеносности залежей - 1198,3 и 1199,2 м. Залежи оценены по категориям С2 и С1, пачка Д верхнефаменского подъяруса не разрабатывается.
Залежь 9 оценена запасами категории С2. Имеет размеры 1,4 х 1,0 км при высоте 20 м.
Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Породы - коллекторы сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового типа, пленочного или неполнопорового типов. В песчаниках пласта Д1 выявлено 3 залежи нефти. Залежь 1 - основная по запасам, сложной формы, структурного типа. На большей части площади подстилается подошвенной водой. Чисто нефтяная зона занимает 4% площади залежи. Залежь оценена запасами категории В. В залежи 2 (район скважины №910) к промышленной категории С1 отнесена часть в круге радиусом 250 м. Наличие зоны отсутствия коллекторов между залежами в районе скважины №107, большая разница в отметках ВНК (по 1 - ой залежи ВНК изменяется от -1572,0 до -1573,4 м, по 2-ой - ВНК на отметке 1574,6 м) создает условность соединения залежей 1 и 2 в общем контуре нефтеносности, где в целом ВНК принят на отметке 1572 м. Размеры залежи 5,1 х 1,8 - 1,0 - 1,5 км при высоте 10,7 м. Залежь 3 структурно - литологического типа, размером 1,8 х 1,0 км при высоте 3,6 м оценена запасами категории С2.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Характеристика толщин пластов, статистические показатели характеристик неоднородности, характеристика коллекторских свойств и нефтеносности продуктивных пластов (горизонтов) приведены в таблице 1.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С6-1, С6-2, С6-3, общая толщина которых изменяется от 6,8 до 13 м, составляя в среднем 10,5 м.
Средние общие толщины по пластам С6-1, С6-2, С6- 3 соответственно равны 1,5; 2,3; 2,3 м. Коллекторы пласта С6 - 1 развиты только в северо-западной части месторождения, песчаники С6 - 2 и С6 - 3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. Коэффициенты распространения коллекторов по пластам С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 0,04; 0,59; 0,57, составляя в целом 0,82 доли единицы. Средние нефтенасыщенные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,2; 1,9; 1,7 м. В сводном контуре нефтеносности средняя нефтенасыщенная толщина в целом по горизонту равна 2,1 м.
Коэффициенты вариации нефтенасыщенных толщин по пластам и по горизонту в целом близки между собой и изменяются от 0,53 до 0,65 доли единицы. Средние эффективные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,7; 2,3; 2,2; м, в целом по горизонту 3,0 м (приблизительно 0,28 доли единицы от общей толщины). Толщина перемычек между пластами С6 - 1, С6 - 2 изменяется от 2,0 (скважина №928) до 2,8 м (скважина №2056), между пластами С6 - 2, С6 - 3 от 0,8 (скважина №936) до 5,0 м (скважина №937). Коэффициент литологической связанности пластов С6 - 2, С6 - 3 равен 0,04 доли единицы, степень гидродинамической связи коллекторов по вертикали низкая. Коэффициенты песчанистости в среднем по горизонту 0,88 доли единицы, расчлененности 1,6.
В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2 - 4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам.
Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина - 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м.
При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность - 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям - 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкмІ.
Пористые прослои сгруппированы в заволжском горизонте в две пачки: верхнюю и нижнюю. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3-5 м.
В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. Общая толщина первой пачки изменяется от 2,4 до 17,6 м, в среднем составляет 9,4 м.
В разрезе пачки 2 выделяются три прослоя коллекторов. Общая толщина пачки изменяется от 10,4 до 26,2 м, в среднем равна 19,9 м.
По горизонту в целом толщина изменяется от 17,6 до 46,6 м. Характерно уменьшение толщины в юго-восточном направлении.
Нефтенасыщенная толщина в целом по заволжскому горизонту изменяется от 0,6 до 23,4 м, в среднем 5,3 м. Средние нефтенасыщенные толщины пачек 1 и 2 соответственно равны 2,9 и 3,9 м.
Доля коллекторов в разрезе первой пачки составляет 0,49, а в разрезе второй пачки 0,53, в целом по заволжскому горизонту 0,42.
Коллекторские свойства известняков заволжского горизонта несколько ниже, чем известняков кизеловского горизонта. Пористость коллекторов по обеим пачкам близка и составляет 0,092 - 0,095, а проницаемость 0,0015 - 0,0041 мкмІ. По данным гидродинамических исследований скважин проницаемость заволжского горизонта равна 0,062 мкмІ.
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по промыслово-геофизическим данным, равны, соответственно 0,093 и 0,767.
По геофизическим данным разрез пачки Д представлен плотными непроницаемыми по данным микрозондов породами, среди которых встречаются тонкие прослои, имеющие характеристику поровых терригенных пород. На основании указанных данных коллекторы пачки Д отнесены к порово-трещинному и поровому типам. В подошвенной части пачки прослои известняков с повышенной глинистостью отнесены к не коллекторам.
Общая толщина коллекторов пачки Д составляет 28 - 35 м, максимальная нефтенасыщенная толщина равна 25,4 м.
По данным лабораторных исследований среднеарифметическое значение пористости составляет 0,024 доли единицы. Принятая величина пористости по геофизическим данным равна 0,028, величина нефтенасыщенности - 0,8.
Большинство образцов по керну непроницаемые или имеют проницаемость менее 0,005 мкмІ. По промыслово-геофизическим данным проницаемость пачки Д составляет 0,093 мкмІ.
Породы - коллекторы пласта Д1 сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового, пленочного или неполнопорового типов. Коэффициент распространения коллекторов 0,97. Выделяются полосообразные зоны повышенной толщины, ориентированные с северо-запада на юго-восток.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 13,4 м, в среднем составляет 5,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 3,1 м.
По керну пористость песчано-алевролитовых пород достигает 0,23 доли единицы, а проницаемость - 0,854 мкмІ.
1.4 Физико - химические свойства пластовой нефти, газа и жидк о сти
Изучение свойств нефтей Копей - Кубовского месторождения в пластовых условиях проводились в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть.
Газовый фактор не высок и колеблется по различным объектам от 26,8 (заволжский горизонт) до 19,5 м і/т (кизеловский горизонт).
Величина давления насыщения по горизонтам колеблется от 5,2 (заволжский горизонт) до 5,7 МПа (верхнефаменский подъярус, пачка Д). Только по пласту Д1 давление насыщения равно 8,1 МПа.
Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 849 (заволжский горизонт) до 870 кг/м і (бобриковский горизонт). Соответственно объемный коэффициент нефти заволжского горизонта выше, чем по другим пластам и равен 1,077.
Вязкость в пластов
Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сенека О Природе И Обществе Эссе
Реферат по теме Анализ законодательной базы в сфере жилищного строительства
Курсовая работа по теме Технологические процессы оказания услуг в соответствии с производственными и организационными структурами гостиницы
Курсовая работа по теме Причинная связь в уголовном праве
Курсовая работа по теме Анализ техногенных, природных, биолого-социальных опасностей муниципального образования 'Бузулукский район'
Практическая Работа Выполните Необходимые
Реабилитация При Заболеваниях Жкт Реферат
Реферат: Are The Characters In The Canterbury Tales
Курсовая работа по теме Совершенствование организации рабочих мест на предприятии
День Сочинение 4 Класс
Как Оформлять Таблицы В Курсовой Пример
Достижения Древних Египтян 5 Класс Сочинение
Реферат: Групповая динамика в организации формальные и неформальные группы
Курсовая Работа На Тему Разработка Бизнес-Плана По Оказанию Услуг Общепита
Реферат На Тему Влияние Первой Мировой Войны На Латинскую Америку. Массовые Движения И Либеральный Реформизм В Конце 10-Х – Начале 20-Х Годов
Ключевая Концепция Нынешнего Десятилетия Скорость Эссе
Реферат: Понятие об онтогенезе
Курсовая Работа На Тему Формирование Выборочной Совокупности Потребителей Ресторанных Услуг
Соседи Восточных Славян Реферат
Вопросы Всероссийской Контрольной Работы По Информационной Безопасности
Статистическое исследование обстановки с пожарами и их последствиями - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда курсовая работа
Организация учёта затрат на производство - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Северная Америка - География и экономическая география презентация