Структурная модель Менеузовского месторождения

отчет по практике

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Пласты К-1, К-2,К-3. Общая толщина составляет от 4 (скв.1033) м до 8,8 (скв.3241). Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков и доломитов. . Коэффициент расчленности по пласту равен 1. толщина пористого прослоя изменяется от 0,8 до 1,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,5 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта в среднем равна 13%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,130 мкм2, среднее значение - 0,024 мкм2.

Пласт С1V. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 м до1,6 м (скв. 3108). В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.

В разрезе пласта выделяется один прослой коллектора, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1. коэффициент песчанистости в долях единицы по пласту составил 0,96.Коэффициент сложности периметра по первой залежи равен 0,44; по другой 0,79.

По керну пористость пласта из меняется в пределах 15,3-27,1 %, составляя в среднем 21,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,052-3,22 мкм2и составляет в среднем 0,675 мкм2.

Пласт C1VI01. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 до 2,6 м. В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.

Коллектор представлен одним прослоем за исключением скв.4Мнз,1068,3159, где он состоит из двух прослоев. Коэффициент расчленности составляет величину 1,05.коэффициент песчанистости в долях единиц по пласту равен 1. С пластом C1VI01 связаны две залежи нефти. Обе залежи структурно-литологического типа. По керну пористость пласта изменяется от 14 до 23,8 % и составляет в среднем 19,1%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,018-0,810 мкм2, составляя в среднем 0,320 мкм2.

Пласт C1VI02. Толщина пласта, коллектора и нефтесыщенная толщина изменяется от 0,8 (скв.3160) до 4,8 м (скв. 1021). Коллектор представлен одним прослоем, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1.Коэффициент песчанистости равен 1. коллекторские свойства пласта по керну не определялись. По результатам геофизических исследований пористость пласта изменяется в пределах 16,5-24,4% и составляет в среднем 20%.

Пласт CVI11. Общая толщина колеблется в пределах 0,8-13,8 м. Толщина коллектора и нефтенасыщенная толщина изменяются от 0,6 до 13,2м. Пласт в большинстве скважин представлен 1-2 прослоями, в некоторых скважинах число прослоев достигает 3-4. коэффициент расленности равен 1,7. Коэффициент песчанистости в долях единиц составил по пласту 0,92.

По керну пористость пласта в долях единицы изменяется в пределах 14-37,5%, составляя в среднем 23,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,001-3,9 мкм2 и составляет в среднем 0,93 мкм2.

Пласт VI12 Суммарная толщина пласта изменяется от 0,6 до 17,2 м (скв.1024). Толщина коллектора меняется в этих же пределах. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 м (скв.3227) до 11,2 (скв.3209). Коллектор представлен в основном 1-2 прослоями, редко 3-4 (скв.3197). Коэффициент расчлененности равен 1,3. коэффициент песчанистости в долях единиц составил величину 0,92.По лабораторным исследованиям керна пористость изменяется в пределах от 14,3-25,7 %, составляя в среднем 20,5%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,005-0,781 мкм2 и составляет в среднем 0,358 мкм2.

Пласт C1VI13. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 9,2 м. Толщина колектора меняется от 0,8 до 8,6 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2,8м. Коэффициент песчанистости составил величину 0,97. Пористость, определенная по ГИС, равна 22%.

Пласт Т. В пласте выделяются от 1 до 3 пористых прослоев, с преобладанием одного-двух прослоев. Коэффициент раслененности составил 1,5. Толщина прослоев и нефтесыщенная толщина изменяется по пласту от 0,8 до 4 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта изменяется в пределах 7,2-19,4%, составляя в среднем 12,3%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,208 мкм2 и составляет в среднем 0,031 мкм2.

Геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем представлены в таблице 1.

Распределение запасов и накопленной добычи нефти по объектам разработки приведены в таблице 2.

Балансовые запасы нефти промышленных категорий в песчаниках составляют 84,2%, а извлекаемые 90,7%.Для известняков соответственно равны 15,8 и 9,3% [1].

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Нефть в поверхностных условиях.

Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи - она более тяжелая и более вязкая.

Пробы нефти отбирались из пластов C1VI01, C1VI02,CVI11,C1VI12,C1VI13. (таблица 1).

При исследовании изучались удельный вес нефти, её вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина.

Таблица 1 - Изученность поверхностных нефтей Менеузовского месторождения

Горизонт

Количество проб на количество скважин

пласт C1VI01

пласт C1VI02

пласт CVI11

пласт C1VI12

пласт C1VI13

64/4

7/3

2/2

8/7

15/6

Таблица 2 - Свойства нефти продуктивных пластов в поверхностных условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления среднего параметра)

Показатели

C1VI01

C1VI02

CVI11

C1VI12

C1VI13

Плотность, кг/м3

901/4

909/9

909/8

900/2

904/34

Вязкость, см2/сек

62,3/6

77,4/2

97,6/9

78,2/7

68/10

Содержание %, весовые:

-асфальтенов

4,4/6

5,4/5

6,4/2

6,3/6

6,5/22

-акцизных смол

55/4

65/4

58/2

47/4

53/9

-серы

2,3/4

2,5/2

2,4/3

2,8/2

3,2/8

-смол силикагелевых

16,5/7

15,7/5

16,3/3

18,2/5

16,4/9

-парафина

2,1/2

2,3/2

2,5/4

2,3/2

2,5/4

Температура плавления парафина

47/2

48/2

51/2

51/2

50/2

Начало кипения нефти, С

72/2

66/2

70/2

78/2

70/2

Содержание светлых фракций (в % объемных при температуре, 0С)

НК-200

19,8/2

19,4/2

16,3/2

14,1/2

14,2/2

Пластовая нефть.

Ограниченное количество проб обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Пластовые нефти Менеузовского месторождения по своим свойствам близки между собой (таблица 3). Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность.

Таблица 3 - Свойства нефтей в пластовых условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления средней величины)

Показатели

C1VI01

C1VI02

CVI11

C1VI12

C1VI13

Давление насыщения, мПа

3,2/1

2/1

5,7/1

5,2/1

5,2/1

Коэф.объёмной упругости,10м*Па

5,6/1

6,1/1

6,7/1

6,5/1

6,3/4

Температурный коэф.объемного расширения, 10С

7,3/1

7,4/1

7,1/1

7,1/1

7,2/1

Плотность нефти кг/м3 при Рпл

897/1

896/1

897/1

904/1

900/1

Плотность нефти кг/м3 при Рнас

890/1

892/1

894/1

901/1

899/1

Плотность нефти кг/м3 при Ратм

894/1

896/1

901/1

900/2

901/1

Вязкость нефти, мПа*с при Рпл

27,8/1

28,5/1

25,6/1

30,1/1

29,4/1

Вязкость нефти, мПа*с при Рнас

21,4/1

21,2/1

22,3/1

26,4/1

20,7/1

Вязкость нефти, мПа*с при Ратм

39,2/2

40,6/2

42,5/2

46,1/2

42,6/2

Усадка нефти от Рпл

1,6/1

1,5/1

1,4/1

1,6/1

2,0/1

Объемный коэффициент

1,01/1

1,02/1

1,011/1

1,008/1

1,009/1

Газовый фактор, м3/т

7,9/1

5,4/1

10,6/1

7,4/1

9,3/1

Усадка остаточная от Рнас

1,5/1

1,2/1

1,1/1

1,2/1

2,0/1

Состав попутного газа.

Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 4.

Таблица 4 - Содержание этана, пропана, бутана в попутном газе

Пласт

Содержание, % объёмные

Этан

Бутан

Пропан

C1VI01

8.2

8.6

10.2

C1VI02

9.5

11.0

10.4

CVI11

11

15,5

14

C1VI12

11

12,5

19

C1VI13

9,4

11,9

18

Делись добром ;)