124656 (592994), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Основным эксплуатационным объектом являются отложения бобриковского горизонта нижнего карбона, представленные терригенными коллекторами. Средняя глубина залегания 1000-1200м. В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. В разрезе горизонта C выделяются (снизу вверх) пласты: вв , вв , вв , вв . Покрышкой для залежи служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью от 8 до 12 м. В связи с региональным, ступенчатым погружением пластов на север, северо-восток и восток от Куакбашской площади, а также в связи с неоднородностью пластов-коллекторов, наблюдаются "скачки" в положении ВНК от поднятия к поднятию, составляющих залежь.

Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается в северном и северо-восточном направлениях в абсолютных отметках от 810 м до 846м на север.

Таблица 1.2.1 Толщина пласта

Таблица 1.2.2 Характеристика параметров пластов

ПластDI	Тип коллектора	Параметры
		Проницаемость средневзвешенная по всему пласту, мкм2	Пористость, %	Нефтенасы-щенность, доли единиц
д	песчаник	0,436	21,0	0,870
	алевролит	-	15,0	0,704
г2	песчаник	0,357	21,3	0,865
	алевролит	0,150	14,9	0,721
г1	песчаник	0,368	20,7	0,853
	алевролит	0,144	15,0	0,719
в	песчаник	0,457	21,0	0,875
	алевролит	0,131	14,7	0,698
б3	песчаник	0,505	21,6	0,877
	алевролит	0,147	15,3	0,683
б2	песчаник	0,428	20,6	0,874
	алевролит	0,250	15,7	0,699
б1	песчаник	0,374	20,6	0,874
	алевролит	0,173	15,3	0,899
а	песчаник	0,449	20,1	0,870
	алевролит	0,135	14,6	0,721

Верхний пласт вв имеет линзовидный характер распространения. Лишь на II, IV, VII блоках они имеют площадную или полосообразную форму залегания. Толщина пласта небольшая: 0, 8-2,8 м (в среднем – 1,5 м). Пористость пласта от 13.5 % до 22.2 %, проницаемость от 0,028 до 1,347 мкм . Пласт содержит 11,3 % начальных извлекаемых запасов горизонта C . Пропласток вв имеет более сложное строение. В его составе в полных разрезах выделяется до 3 прослоев. Толщина пропластка изменяется от 1,0 до 9,8м, составляя в среднем 3,1 м. Пористость пласта изменяется от 19,5 до 22,9%, проницаемость от 0,421 до 2,088 мкм . Пласт вв содержит 60,1% извлекаемых запасов горизонта C . В 14 % скважин происходит слияние пласта вв с вышележащими вв . Толщина глинистой перемычки между ними колеблется от 0,6 до 6,8 м. Пропласток вв имеет широкое развитие. Песчаные тела встречаются линзовидной, полосообразной и площадной формы залегания. Толщина пропластков изменяется от 0,8 до 17,6 м, составляя в среднем 3,4 м. В 46 % скважин пропласток сливается с вышележащим вв . Пористость пласта изменяется от 19,2 до 27,6 %; проницаемость от 0,281 до 4,255мкм . Пласт вв содержит 28,6 % извлекаемых запасов пласта С .Нижний пропласток вв залегает на аргиллитах елховского возраста, толщина которых изменяется от 1,8 до 4,0 м. Пропласток имеет довольно ограниченное распространение, нефтеносен всего в 5 скважинах.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

К пашийским отложениям (пласта DI) приурочена основная промышленная залежь нефти Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. В табл.1.3.1 и табл.1.3.2 представлены основные физико-химические свойства нефти.

Таблица 1.3.1 Физико-химические свойства и фракционный состав раз газированной нефти. Горизонт – Пашийский

	№	Наименование	Кол-во исслед. скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
	1	Вязкость, 10-3Па-с
		при 20º	21	10,5-26,1	14,6
		при 50º	21	4,5-7,1	5,5
	4	Температура застывания, ºС	-	-	-
	5	Температура насыщения парафином, ºС	-	-	-
Содержание, % весовые	6	Сера	21	0,7-1,3	1,3
	7	Смол селикагелевых	21	26,0-28,0	27,0
	8	Асфальтенов	-	-	-
	9	Парафинов	21	1,0-5,6	2,8
Выход светлых фракций % объёмные	10	Н.К. – 100º	21	4,0-14,0	7,3
		до 150º	-	-	-
		до 200º	21	12,0-33,0	26,2
		до 300º	21	36,0-96,0	48,2

Таблица 1.3.2 Свойства нефти
Наименование	Пашийский горизонт
	Количество исследованных		Диапазон изменения		Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	45	135				7,95
Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т	45	135				59,28
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц	45	135				1,1576
Газосодержание при диффренциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	не опр.	не опр.				не опр.
Суммарное газосодержание, м3/т	не опр.	не опр.				не опр.
Плотность, кг/м3	45	135				805,1
Вязкость, мПа*с	45	135				3,7302
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	45	135				1,1461

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти представлен в табл. 1.3.3.

Таблица 1.3.3 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% мольные).

Наименование	Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях	Смесь газа многоступенчатого разгазировании при условиях сепарации Р=0,5МПа Т=9ºС	Нефть, разгазированная однократно в стандартных условиях	Нефть после многоступенчатого разгазирования при условиях сепарации Р=0,1МПа Т=9ºС	Пластовая нефть
1.Сероводород	0,00		0,00		0,00
2.Углекислый газ	0,65		-		0,11
3.Азот+редкие	9,14		-		0,56
4.Метан	32,43		0,00		1,3
5.Этан	22,58		0,13		1,56
6.Пропан	22,27		0,56		2,65
7.Изобутан	2,65		0,22		0,53
8.Н-бутан	6,68		0,84		1,78
9.Изопентан	1,52		0,89		1,00
10.Н-пентан	1,28		1,12		1,16
11.Остаток (С6+высшие)	0,80		96,24		89,34
12.Остаток (С7+высшее)
13.Молекуляр-ная масса, М
14.Всего	32,76		0,00		0,00
15.Остаток
16.Плотность при стандартных условиях,
нефти, г/см3			0,8578		0,8084
газа, г/л	1,3621

Физико-химические свойства пластовых вод представлены в табл. 1.3.4.

Таблица 1.3.4 Физико-химические свойства пластовых вод Д₁

№	Наименование	К-во исслед. скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
1	Газосодержание, м3/т	3	0,248-0,368	0,317
2	Сероводород, м3/т	3	-	-
3	Объёмный коэффициент	12	-	4,4.10-5
4	Вязкость, мПа.с	-//-	1,80-1,98	1,93
5	Общая минерализация, г/л	-//-	252,2538/280,3818	270,3555
6	Плотность (уд.вес), г/см3	-//-	1,1733-1,1910	1,1861
7	С	-//-	157519,8-174420,0 4442,55-4919,17	168743,3 4759,07
8	мг/л О42- мг/экв.л	-//-	4,8-42,7 0,10-0,89	18,3 0,38
9	мг/л НСО3- мг/экв.л	-//-	0-36,8 0-0,60	11,6 0,19
10	Содержание ионов: Са2+	-//-	24081,4-28688,8 1201,66-1431,57	26181,0 1306,43
11	Mg2+	-//-	3817,9-7656,3 314,0-630,42	4515,6 371,35
12	К++Na+	-//-	59007,2-76378,1 2565,53-3320,79	70881,7 3081,81

Удельный вес в среднем равен 0,865; содержание серы – 1,47 %; смол – 27 – 37%; парафина – 5,3 %. Средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 мПас. В каменноугольных отложениях промышленно-нефтеносными являются турнейские, визейские, и верей-башкирские отложения. Нефтеносность отложений турнейского яруса C₁t отмечается по керну, газокаротажу и по результатам опробования скважины. В визейском ярусе нефтепроявления встречены в отложениях бобриковского C₁^bb, тульского C₁^tl и алексинского C₁^alгоризонтов. Промышленные залежи нефти в основном приурочены к терригенным отложениям бобриковского (угленосного) горизонта. В угленосном горизонте Ромашкинского месторождения по комплексу геолого-геофизических данных выделено до 60 залежей. Промышленная нефтеносность верейского горизонта C₂^vr доказана опробованием скважин на соседнем Ново-Елховском месторождении. В скважинах Ромашкинского месторождения отобран нефтенасыщенный керн из верей-башкирских отложений. Нефтенасыщение пород неравномерное, в виде пятен. Нефть очень густая. В пермских отложениях нефтепроявления на Ромашкинском месторождении относятся к отложениям артинского P₁ar и уфимского P₁u ярусов. В отложениях артинского яруса встречены скопления густой окисленной нефти в трещиноватых доломитизированных известняках. Темно-коричневые песчаники, насыщенные битумом до 3 - 7 %, Уфимского яруса P₁u в ряде пунктов выходят на поверхность. Нефть обоих ярусов густая, тяжелая, нетекучая. Подводя итог рассмотрению нефтепроявлений по разрезу можно констатировать, что на Ромашкинском месторождении, кроме горизонта DI, несомненный промышленный интерес представляют турнейские, бобриковские, тульские и верей-башкирские отложения. В стратиграфическом разрезе Ромашкинского месторождения выделяется 8 гидрогеологических комплексов:

Характеристики

Список файлов ВКР