Курсовая работа (т): Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Таблица 3.

Характеристика толщин и неоднородности пластов Равенского месторождения

Рисунок 7. Карта нефтенасыщенных толщин пласта Ач31

.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

Фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность по ГИС дается по вскрытой скважинами нефтенасыщенной части залежей пластов. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических исследований, утвержденный для Западной Сибири.

Сведения о коллекторских свойствах основных нефтяных пластов Равенского месторождения (число скважин, количество исследованных метров, полученные зна-чения) приводит таблица 3.4.

Пласт Ач31 - в 34 скважинах выполнены определения открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности в 326,2 м эффективной толщины.

Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,2%. до 19.8%. при сред-нем значении 18,8%, коэффициент проницаемости - от 0,9*10-3 мкм² до 15,9*10-3 мкм² при среднем значении 3,1*10-3 мкм². Коэффициент начальной нефтенасыщенности из-меняется от 32,5% до 67,7% при среднем 50,6%.

Пласт Ач32 - продуктивные коллекторы пласта вскрыты лишь одной скважиной в 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности имеют значения 16,0%, 0,6*10-3 мкм² и 37,4% соответственно.

Пласт Ач6. - емкостные и фильтрационные характеристики пласта Ач6 также, как и пласта Ач32, исследованы по ГИС в одной скважине по 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности соответственно имеют значения 18.0%, 1,0*10-3 мкм² и 41,0%.

Пласт ЮС01+2 - емкостные и фильтрационные характеристики пласта исследованы по ГИС в 4 скважинах по 15,4 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 15.5 до 16,8% при среднем 15,4%, проницаемости - от 1,9 до 5,7*10-3 мкм² при среднем значении 3,6*10-3 мкм². Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности составляет 49,3%, изменяясь от 22,5 до 74,3%.

Пласт ЮС1 - нефтяная залежь пласта представлена по ГИС в 7 скважинах, определения пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности выполнены в 32,9 м эффективной толщины. Средние значения: пористость - 18,5%, проницаемость - 16,3*10-3 мкм² и начальная нефтенасыщенность - 55,9%. Интервалы изменения: коэффициент открытой пористости - 16,9-20,1%, коэффициент проницаемости - 5.5 - 31.6*10-3 мкм², коэффициент начальной нефтенасыщенности - 48,3-63,1%.

Пласт ЮС2 - охарактеризован по 17 скважинам, исследовано 46.2 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,0 до 16,4%, коэффициент проницаемости - от 0,5 до 3,15*10-3 мкм², коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется в интервале 38,0 - 71,2%.

Начальная нефтеводонасыщенность пластов, остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой

Коэффициент вытеснения нефти водой (Кв) определяет полноту извлечения нефти из породы в процессе промыслового заводнения и является важнейшей физико-гидродинамической характеристикой. Определяется Кв в зависимости от начальной и остаточной нефтенасыщенности (Кнн, Кон) по формуле:

Остаточная нефтенасыщенность, являясь весьма важным геолого-технологическим параметром, определяет эффективность вытеснения нефти водой. При обосновании остаточной нефтенасыщенности используются различные методические подходы, но основным методом определения Кон является метод лабораторного исследования на образцах керна.

Экспериментальные исследования по вытеснению нефти водой по Равенскому месторождению выполнены только для плаcта Ач31 по скважине 317 отделом физики пласта ОИКПФ КогалымНИПИнефть на 6 образцах керна (таблица 3).

Таблица 3. Результаты лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой Равенского месторождения

Проницаемость исследованных образцов изменяется от 11,25 мД до 15,17 мД, открытая пористость - от 20,2% до 21,9%, начальная нефтенасыщенность - от 58,0% до 58,2%. Остаточная нефтенасыщенность образцов керна варьирует от 24,28% до 27,69%.

Так как выборка реальных образцов по данному пласту недостаточно представительная, то для более достоверной оценки величины остаточной нефтенасыщенности дополнительно привлечены данные лабораторных исследований по пласту БС18-19 Кустового месторождения, непосредственно примыкающего к Равенскому месторождению и расположенного с ним в одних структурно-тектонических условиях. Сходимость значений остаточной нефтенасыщенности достаточно высокая. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач3 принята равной 0.258.

Так как экспериментальные исследования выполнены только для пласта Ач3, то для обоснования остаточной нефтенасыщенности по остальным пластам использованы аналоги с других близлежащих месторождений, основываясь на том, что данные залежи незначительно отличаются по своим фильтрационно-емкостным свойствам и нефти имеют схожие физико-химические свойства.

Для пласта ЮС0 Кон принят равным 0,265 по аналогии с ЮС0 Кечимовского месторождения, для пласта ЮС1 - 0,240 по аналогии с пластом ЮС11 Кустового месторождения, для пласта ЮС2 - 0,303 как среднее значение по опытам Федоровского и Кечимовского месторождений. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач6 взята по аналогии с вышележащим пластом Ач3 и равна 0.258.

.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Равенского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб. Пробы исследовались в ОАО Тюменской Центральной лаборатории, Центре ис-следования керна и пластовых флюидов (ЦИКПФ) г.Когалым и ТОО Реагент АООТ СибНИИНП по методикам, предусмотренным Государственным отраслевым стандар-том.

Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем штуцере.

Глубинные пробы отбирались при испытании скважин. Анализ глубинных проб нефти производился однократным и ступенчатым способами сепарации. Анализ газа производился хромотографическим методом.

Всего на месторождении проанализировано 15 поверхностных и 25 глубинных проб нефти, 6 поверхностных и 25 глубинных проб растворенного газа. Кроме того, в скважине 163 (пласт ЮС2) проведен анализ углеводородного состава нефти. Нефти горизонта Ач3 охарактеризованы 9 поверхностными пробами (1проба забракована) и 20 глубинными пробами (12 проб нефти забракованы).

По результатам анализов поверхностных проб нефть горизонта Ач3 сернистая (0,68-0,87%), смолистая (5,43-8,73%), парафиновая (1,82-3,8%). Плотность нефти изменяется от 830 до 852 кг/м³ и в среднем составляет 837,5 кг/м³. По качественным пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составила 839,7 и 831,3 кг/м³, содержание газа 120,78м³/т (101,44 м³/м³) и 105,91 м³/т (88,05 м³/м³), объемный коэффициент 1,283 и 1,213. Давление насыщения определено равным 13.22 МПа (таблица 4). Состав нефтяного газа изучен по одной устьевой пробе и 8 качественным пробам газа, выделившегося при ступенчатом разгазировании нефти. Газ высокожирный, содержание этана+высшие составили 54,1% по поверхностным пробам и 24,6% по глубинным пробам (парафиновая (2,29%), плотность нефти составляет 838,5 кг/м³ (таблица 5).Пласты горизонта ЮС0 пробами нефти и растворенного газа не охарактеризованы. Нефти горизонта ЮС1 охарактеризованы 2 поверхностными и 5 глубинными пробами (из них 3 - качественные), 5 пробами газа, полученными при разгазировании глубинных проб нефти.

Таблица 4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пластов Равенского месторождения

Таблица 5.

Свойства пластовой нефти пластов Ач3 и ЮС1 Равенского месторождения

Таблица 6.

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Ач3 Равенского месторождения