Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?рского горизонта равно 1...3, в пластах верейского горизонта и башкирского яруса - 3...6.
Толщина нефтенасыщенных известняков изменяется в пределах 0,6...4,0 м. Общая толщина продуктивной пачки верейского горизонта изменяется в пределах 2,4...6,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,2 м; в башкирском ярусе до 15,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 4,7 м. Залежь нефти в башкирском ярусе практически полностью водоплавающая.
Проницаемость по пластам среднего карбона составляет 0,032 мкм2, пористость - 14,6...9,0%, нефтенасыщенность - 70%.
Отложения терригенной толщи нижнего карбона Шелкановского месторождения характеризуются неоднородным строением и представлены переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев - рисунок 2.
Число песчаных прослоев изменяется от одного до шести, суммарная толщина их увеличивается в северо-западном направлении, достигая 17,4 м.
Залежь нефти, связанная с песчаными пластами, имеет единый ВНК на отметках -1236...-1239 м. Залежь относится к пластовому сводовому типу.
Ширина водонефтяной части 100...350 м, высота залежи - 90 м. Толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем равна 5,5 м, коэффициент расчлененности - 24, коэффициент песчанистости - 0,4 /2/.
Выделены две пачки: верхняя (пласт C-VI-1) и нижняя (пласт C-VI-2).
месторождение пластовый флюид скважина
Рисунок 2 - Схематический геологический профиль отложений бобриковского и турнейского яруса Шелкановского месторождения
В пласте C-VI-1 коллекторы замещены в юго-западной части залежи. Толщины изменяются в пределах от 0,8 до 6,4...7,6 м. Коллекторы пласта C-VI-2 развиты в западной части залежи, толщины которых изменяются в пределах 1,4...17,4 м. Среднее значение проницаемости равно 0,450 мкм2, пористости - 19 %. Нефтенасыщенность равна 0,91.
Залежь нефти турнейского яруса приурочена к высокопроницаемым пористо-кавернозным разностям известняков, перекрытых плотными глинистыми породами. Залежь относится к массивному типу и полностью подстилается водой. Максимальная толщина нефтяных коллекторов равна 72 м. ВНК залежи установлен на отметке - 1256 м.
Этаж нефтеносности - 100м.
Средние величины проницаемости и пористости коллекторов турнейского яруса соответственно равны 0,682 мкм2 и 16%, нефтенасыщенность - 0,70.
В таблице 1 приведены геолого-физические данные по продуктивным горизонтам Шелкановского месторождения.
Таблица 1
Геолого-физические данные по объектам разработки
Показательверейский горизонтбашкирский горизонтбобриковский горизонттурнейский ярусСредняя глубина залегания, м950100014001500Размеры залежи длина, км 1,15 1,15 3,0 1,85 ширина, км208,8*104104,4*104436*104262*104Площадь нефтеносности, м2208,8*104104,4*104436*104262*104Средняя нефтена-сыщенная толщина, м4,24,75,624,1Средняя нефтена-сыщенность, доли ед.0,80,750,910,85Средняя насыщен-ность связанной водой, доли ед.0,200,250,090,15Показательверейский горизонтбашкирский горизонтбобриковский горизонттурнейский ярусПористость, доли ед.0,1460,090,190,16Проницаемость, мкм20,0350,0350,450,68Пластовое давление, МПа11101414
1.2 Состав и свойства пластовых флюидов
Пробы пластовой нефти турнейского яруса отобраны из скважины №10. Исследования пластовой нефти, терригенной тощи нижнего карбона Шелкановского месторождения, никогда не проводились. По данным исследования поверхностной нефти определена характеристика пластовой нефти. Параметры пластовой нефти приведены в таблице 2.
Таблица 2
Параметры пластовой нефти
ПараметрЗначениетурнейский ярусбобриковский горизонтДавление насыщения нефти, МПа6,14,0Газосодержание, м3/т12,516,6Газосодержание, м3/ м311,215,0Объёмный коэффициент, доли ед.1,021,03Вязкость нефти, сПз18,317,5Плотность нефти, кг/ м3891896
Параметры разгазированной нефти приведены в таблице 3.
Таблица 3
Параметры и состав разгазированной нефти
НаименованиеЗначениетурнейский ярусбобриковский горизонтбашкирский горизонтПлотность нефти, кг/м3901897922Вязкость нефти при 20 0С,10-6 м2/с37,833,5135,8Содержание, % вес. серы3,83,93,5 смол селикагелевых14,114,916 асфальтенов4,06,14,8 парафинов3,13,32,5
Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. Содержание азота - 32,5%, сероводорода - 19,3%. Газ содержит некондиционное количества гелия.
Состав попутного газа приведён в таблице 4.
Таблица 4
Компонентный состав попутного газа
ПараметрЗначениеПлотность газа, кг/м31,184Состав газа, % метан14этан11пропан4,6изо-бутан3,7ПараметрЗначениен-пентан0,3гексан0,6гептан + высшие11,3СО27,7N232,5H2S9,3Heне определённ-бутан2,3изо-пентан2,7
Пластовые воды каширского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса по свойствам близки между собой. Воды этих горизонтов относятся к хлор-кальциевому типу.
Минерализация вод каширского и верейского горизонтов изменяется в пределах 700-715 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1156,0-1160,1 кг/м3. Сульфатность вод достигает 2,3 мг.экв/100 гр.
Минерализация вод терригенной толщи 636-828 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1176,0 кг/м3. Сульфатность вод от 0,6 до 3,6 мг.экв/100 гр. Вязкость воды 1,55*10-6 м2/с.
Воды турнейского яруса имеют общую минерализацию от 724 до 743 мг.экв/100 гр. при удельном весе 1166,6-1168,3 кг/м3. Вязкость воды - 1,55*10-6 м2/с.
В процессе разработки содержание солей снижается в связи с разбавлением пластовой воды закачиваемой водой /1/.
2.Текущее состояние разработки Шелкановского нефтяного
месторождения
Шелкановское нефтяное месторождение введено в разработку в 1963 г. Запасы нефти и газа утверждены в