Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ым по площади, вероятность вскрытия коллектора по блокам изменяется от 0,150 до 0,312, в среднем по площади составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и линз. Толщина пласта по блокам в среднем колеблется от 1,4 до 2,8м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом а и в 48,2% скважин совместно с пластом б2. Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579. Толщина глинистой перемычки между пластами б1 и б2, равна 1,6м, коэффициент вариации составляет 58,9%.
Пласт б2 отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9м. По характеру залегания по отношению к смежным пластам он в 26,2% скважин вскрыт совместно с пластом б1 и в 13,5% скважин совместно с б3. Связанность с пластом б3 по блокам различна, изменяется от 0 до 0,722. Непроницаемый раздел между пластами б2 и б2 характеризуется толщиной в среднем равной 1,9м.
Пласт б3 сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом б2 и в 67,4% с в. По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт б2. Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4м. От нижележащего пласта в пласт б3 отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой толщиной около 4 м. Основные зоны слияния пластов б3 и в выделены на I и IV блоках. На остальной части площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет, либо они вскрыты в единичных скважинах.
Пласт в в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в пределах I, II, III, VI, VII блоков. На IV и V блоках он залегает в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлен коллектором и 76,5 скважин, в 51,5% залегает совместно с пластом б3 и в 68,9% скважин с г1. Средняя толщина пласта составляет 2,9м. От нижележащего пласта г1 отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах.
Пласт г1 сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65, в 83,3% и 96,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами а и г2+3. Коэффициент связанности с пластом г2+3 изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом г2+3 составляет 1,9м.
Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт г2+3. От пласта д отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты г2+3 и д, их коллектора находятся в слиянии. Средняя толщина пласта г2+3 составляет 3,5м.
Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт д имеет близкое к площадному распространение. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8м, практически на всей площади распространения перекрывается коллектором пласта г2+3.
Подошвой горизонта Д1 является пачка муллинских глин толщиной в среднем равной 6,0м. На Восточно-Сулеевской площади они достаточно выдержаны, зоны слияния пласта д горизонта Д1 с коллекторами горизонта ДII выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта ДI и ДII.
Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую связанность коллекторов верхне-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов гд нижнепашийских коллекторов является пласт в. Коллектора пластов гд в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов вскрыта двумя и более скважинами, то есть рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой.
Таблица 1 - Коллекторские свойства горизонта DI Восточно-Сулеевской площади
ПластСр. нефтенас.толщина, мСр. порис тость, %Средне-взвешен ная проницаемость, мкм2Коэф. песчанис-тостиКоэф. расчле- нен- ностиСр. нефте- нас-ть, % Коэф. вариации неоднород- ностей, %Зональ-наяПослой-наяД02,119,50,305--82,90,52530а3,719,10,385--82,10,89260,0610б12,117,90,2740,511-77,52,19250,0225б22,118,20,287--76,82,32910,0284б34,118,60,317--74,71,78760,0342в2,518,50,343--76,11,70450,0217гд6,919,80,4860,6641,1720,05910,9704
По всем пластам горизонта DI наблюдается как зональная, так и послойная неоднородность. Послойная неоднородность выражается в чередовании песчаных и алевролитовых пластов с различной проницаемостью. Такое геологическое строение (неоднородность) оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов нефти как по пластам, так и по горизонту в целом.
.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей пашийских отложений проводилось с использованием проб, отобранных из скважин Восточно-Сулеевской площади. Эти пробы исследовались в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Всего было проанализировано 23 пробы пластовых нефтей и 23 поверхностных. Пластовые пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВВП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась ?/p>