Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Общая характеристика продуктивных пластов
В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C1t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm) и турнейского яруса (C1t). Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади – 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,552 мкм2, нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный. Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.
Продуктивный горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2. Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17%, проницаемость – 0,267 мкм2, нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта – 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6–1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм2. Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.
Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости. Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициент песчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.
Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям
Начальные и текущие запасы
В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.
Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т
Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона. С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов. Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет. Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены: – в застойных зонах однородных пластов – 19%; – в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%; – в виде пленочной нефти – 30%; – вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%. В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам. Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9). Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т
Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.
Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2017-02-05; просмотров: 808; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.116.62.45 (0.016 с.) |