Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
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 жидкости
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 пластовых условиях изменяется от 6 (заволжский горизонт) до 12,6 мПа*с.
Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборатории Туймазинской ГПК и в ЦНИПР НГДУ Октябрьскнефть.
Плотность нефтей по поверхностным пробам выше, чем по глубинным пробам, приведенным в поверхностные условия, за счет содержания воды, и изменяется от 876 до 889 кг/м і (заволжский горизонт и пласт Д1). Нефть заволжского горизонта наиболее легкая, менее вязкая. Она имеет пониженную температуру начала кипения (53С) и наибольший выход бензиновых фракций. Содержание асфальтенов в ней по сравнению с нефтями других пластов низкое (13,7%).
Все нефти Копей - Кубовского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким и сернистым нефтям. Нефти имеют повышенное содержание асфальтенов (14 - 18%). Содержание серы находится в пределах 1,5-3,9%. Во всех пробах, кроме бобриковского горизонта и пласта Д1 пашийского горизонта, присутствует сероводород. В компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных горизонтов присутствуют углеводороды от метана до пентана с преобладанием метана и азота.
Пластовая вода представляет собой метаморфизированный рассол хлоркальциевого типа. Общая минерализация изменяется в пределах от 160,1 г/л до 314,8 г/л. Плотность в среднем варьирует от 1157 до 1172 кг/м і. Вязкость воды продуктивных горизонтов в пластовых условиях составляет 1,5-1,6 мПа*с.
2. Динамика и состояние разработки Копей-Кубовского месторождения
2.1 Анализ показателей разработки
На 01.01.1999 года на месторождении зафиксированы следующие показатели разработки.
Добыча нефти с начала разработки составила 4392483 т, в том числе за последний год (1998) 81319 т (среднесуточный дебит 224,7 т/сут). Добыча воды с начала разработки составила 13961312 т или 12014073 мі, в том числе за последний год 579207 т или 497537 мі (среднесуточный дебит 1767,5 т/сут или 1518,0 мі). Соответственно, количество добытой жидкости: в поверхностных условиях - с начала разработки 18353795 т или 16991847 мі, за 2000 год 660526 т или 589544 мі (среднесуточный дебит 1992,1 т/сут или 1772,5 мі), в пластовых условиях - с начала разработки 17366390 мі, за 2000-ый год 594615 мі (среднесуточный дебит 1786,1 мі). Количество добытого попутного газа выражается следующими цифрами: за весь период разработки месторождения добыто 96332,0 тыс. м3 попутного газа, за последний год - 1528,1 тыс. мі (средний газовый фактор составил 16,7 мі/т).
Конечная обводненность на начало 1999 года составила: весовая - 76,07%, объемная поверхностная - 70,70%, объемная пластовая - 69,18%. При чем обводнен весь добывающий фонд скважин (153 скважины). Они распределяются по проценту обводненности продукции следующим образом: с обводненностью от 20% до 50% работают 35 скважин, от 50% до 90% - 104 скважины, от 90% до 98% - 14 скважин, свыше 98% - 1 скважина. Водный фактор составил 2,2 мі/м і или 3,2 т/т за весь период разработки (за последний год - 5,1 мі/мі или 7,1 т/т).
Системой поддержания пластового давления закачано: с начала разработки закачено 21438920 мі воды, за 1998 год 844710 мі (среднесуточная закачка 2355,5 мі/сут). В том числе внутриконтурная закачка составила 5506455 мі за весь период разработки. При этом пресной воды было закачано 2147992 мі, сточной - 18509607 м і, пластовой - 781321 м і. Компенсация отбора закачкой - 123,45% за весь период разработки. Средняя приемистость одной скважины состав