Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
к слабоглинистые.
Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми пеiаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа выделяются пеiаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, пеiаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками пеiаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.
Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью пеiаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов доломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечиванию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутствием исследований по керну с определением процентного содержания доломитов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для определения доломитизации достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.
Таблица 2
Характеристика вытеснения нефти водой
Объект, продуктивные пластыПрони-цае-мость,
мкм2Вяз-кость нефти, мПасСоде-ржание связанной воды, д.ед.Начальная нефтенасы-щенность, д.ед.Коэффи-циент остаточной нефтенасыщенности, д.ед.Коэффи-циент
вытесне-ния нефти, д.ед.Относительная проницаемость, д.ед.для воды при остат нефтенасыщдля нефти при остат водонасыщен-ностиВизейский ярус
(Апалихин-ское и Ельнико-вское поднятия)0,77616,30,1040,8960,3510,6080,03300,4367Визейский ярус
(Соколовс-кое поднятие)0,85616,30,1010,8990,3480,6130,03350,4403
Таблица 3
Сравнение экспериментальных и раiетных значений коэффициента вытеснения
Месторожде-ниеВозрастПродуктивный пластПроницаемость по газу, мкм2Вязкость нефти, мПатАвсКвт экспер., д.ед.Квт раi., д.ед.Отклонение от Квт экспер., %ЕльниковскоеC1vСII CVI0,26922,20,5770,537-7,00,042422,20,4430,440-0,70,88623,50,5870,5961,60,877210,5870,6012,5C1tC1t0,08230,4670,4915,2
Таблица 4
Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным
ВозрастПластКоличество
определенийДиапазон изменения значенияиндекс
Амотта-ГервеяКраевой угол
смачиванияС2pd10,26574,6С2ksК1, K230,096 ... 0,13382,3 ... 84,5K440,361 ... 0,76540,1 ... 68,8С1vCIV, CVI32-0,033 ... 0,28873,3 ... 91,9CII, CIII12-0,03 ... 0,08984,9 ... 91,7С1tС1t100,138 ... 0,22776,9 ... 82,1
1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.
По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые ( 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПатАвс и 21,41 мПатАвс, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установлено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского пласта III Т2М4И2П3, тульского III Т2М3И1П3, каширо-подольского пластов III Т1М2И1П2.
Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.
По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к хлоркаль