Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
25,67.8массивныйЮжныйТ132.2526.922401,9-22,110.1массивныйСеверныйТ214.752.12522700,9-3,82.2пл.сводовыйЮжныйТ2121.920.322702,0-3,42.7пл.сводовыйСеверный (р-н 100)Т221.51.2518.322721,0-8,03.4пл.сводовыйСеверный (р-н 62)Т221.651.111.622701,6-8,43.8пл.сводовыйСеверный (р-н 59)Т221.41.32022801,9-8,75.3пл.сводовыйЮжныйТ222.41.921.122753,7-14,97.8пл.сводовыйЮжныйТ32.61.911.32291.21,6-17,85.5массивный
1.2.4Залежь нефти пласта Т3
Пласт Т3 выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный.
В пределах Южного купола пласт Т3 вскрыт тринадцатью скважинами. По данным глубокого бурения структура представляется в виде куполовидного поднятия с размерами 2,6х1,9 км, высотой 11,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Т3 изменяется от 1,6 до 17,8 м (Таблица 1.1). Средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС - 12 % и 89 % соответственно. Водонефтяной контакт по ГИС прослеживается в скважинах 64 (-2290,3), 95 (-2291,2), 102 (-2289,3), 105 (-2290,2), 106 (-2290,2). В скважине 65 кровля пласта Т3 вскрыта на абсолютной отметке -2290,8, по ГИС пласт в этой скважине водонасыщен. ВНК по залежи принят на а.о. -2291,2 м. В промышленной эксплуатации находятся скважины 64-II ствол, 95, 98, 102, 105, 106. При опробовании пласта (скважина 95) в колонне из интервала перфорации 2516,0-2521,0 м (а.о. -2276,1- 2581,1 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 39 м3/сут. Скважины 95, 98, 105 и 106 работают совместно с пластами Т1 и Т2.
1.3Состав и свойства пластовых флюидов
.3.1 Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов
В целом, по Горному месторождению физико-химические свойства нефти и растворенного газа исследованы по 6 пробам из 6 скважин.
В период разведки месторождения отобраны глубинные и поверхностные пробы из пласта Т1 в скважинах 3, 4 и 13. К настоящему времени в отложениях турнейского яруса на Южном куполе отобраны две глубинные пробы: одна в скважине 60 из пласта Т2 и одна в скважине 95 из пласта Т3. На Северном куполе в скважине 81 отобрана рекомбинированная проба из пласта Т1. Таким образом, учитывая многопластовость месторождения, на каждый из продуктивных пластов приходится единичное количество исследований пластовой нефти:
-пласт Т1 - 1 глубинная проба (Южный купол), 2 глубинные и 1 рекомбинированная пробы (Северный купол);
-пласт Т2 - 1 глубинная проба (Южный купол);
-пласт Т3 - 1 глубинная проба (Южный купол);
-пласт О4 - пробы не отбирались.
Исследования кондиционных проб пластовых флюидов позволили охарактеризовать свойства нефтей турнейского яруса, вскрытого в разрезе месторождения.
Таблица 1.2 - Результаты исследований проб нефти продуктивных пластов
Пласт№ скв.Дата отбора пробыИнтервал перфорации, мПластовое давление, МпаПластовая температура, 0СВ пластовых условияхДавление насыщения, МпаПри однократном разгазировании в стандартных условияхплотность нефти, г/см3вязкость нефти, мПа*сгазосодержание, м3/тплотность нефти, г/см3объемный коэффициентТ1313.10.742465-246728,7430,85665,625,8531,60,8741,0677Т1404.08.752499-251525,9430,84324,476,2538,30,87331,0972Т11328.01.772490-249826,2430,83825,456,233,40,86951,0892Т18127.10.062506-25128,04430,82083,65,8845,40,88231,16Т26004.12.042525-253724,7845,70,83695,35,037,480,86841,10Т39508.05.042516-252124,67430,83755,16,5927,760,86151,08
Исследование свойств нефти пласта Т3 проводилось по пробам, отобранным из скважины на Южном куполе (скважина 95). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения - 6,59 Мпа, газосодержание - 27,76 м3/т, объемный коэффициент - 1,08, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,1 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 0,8375 г/см3, сепарированной - 0,8615 г/см3. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 10,1 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,28 %), смолистая (6,18 %), парафинистая (5,5 %).
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти составляет 879 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,08 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 34,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 11,20 мПас. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 886 кг/см3, газосодержание 30,2 м3/т, объёмный коэффициент 1,037, динамическая вязкость разгазированной нефти 33,20 мПас. По товарной характеристике нефть тяжелая, высокосернистая (массовое содержание серы 2,48 %), смолистая (15,78 %), высокопарафинистая (6,22 %).
Таблица 1.3 - Параметры нефти и газа
ПластыПри дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условияхМассовое содержание серы в нефти, %плотность нефти, г/см3газовый фактор, м3/тобъемный коэффициентпересчетный коэффициентОбъемное содержание целевых компонентов в газе, %гелияэтанапропанабутанаТ1 (Северный купол)0,874733,601,0810,92510,022720,9328,059,242,60Т1 (Южный купол)0,876032,301,0970,91120,027620,7629,5111,072,10Т20,866335,951,0880,91910,018716,0719,069,952,20Т30,858825,861,0630,94070,032119,6219,099,312,28О40,886030,201,0540,94900,02809,909,143,532,40
1.3.2Гидрогеологическая характеристика месторождения
В гидрогеологическом отношении промышленно нефтеносные пласты турнейского яруса Т1, Т2 и Т3 приурочены к средней зоне затрудненного водообмена. Воды находятся в состоянии крайне медленного движения.
По своим физико-химическим свойствам воды турнейского яруса представлены рассолами хлоридно-натриевого и хлоридно-натриево-кальциевого состава. Они характеризуются плотностью 1,127 г/см3, минерализацией 177,14 г/л. Вязкость при пластовой температуре составляет 1,05 МПас, объемный коэф?/p>