Программы лабораторного исследования нефтей новых пластов и месторождений реферат

Обновлено: 04.07.2024

Информацию, необходимую для подсчета запасов, проектирования и эффективного контроля процессов разработки, получают путем измерения на поверхности дебитов скважин по нефти, воде и газу, контроля расходов и количества рабочего агента, закачиваемого в продуктивные пласты, а также путем исследования скважин и изучения изменения свойств горных пород и насыщающих их жидкостей и газов в процессе разведки и разработки залежи. Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

Лабораторные методы.

К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются такие основные параметры как пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти и другие свойства пород и жидкостей.

Эти методы имеют большое практическое значение, особенно при подсчете запасов нефти и газа и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа.

Промыслово-геофизические методы.

К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов. Их широко используют в процессе разведки и начальных стадий разработки месторождений.

С помощью лабораторных и промыслово-геофизических методов можно изучать свойства пластов только в зоне, прилегающей к стенкам скважины. Поэтому получаемая с их помощью информация не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом или те свойства, которые могут резко изменяться по площади его распределения (например, проницаемость). Степень достоверности данных о свойствах пластов зависит от числа пробуренных скважин и количества отобранных образцов горных пород.

Гидродинамические методы.

К гидродинамическим относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность и др.).

Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины.

В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними. Гидродинамические исследования несут больший объем информации о работе пласта.

В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований:

- взаимодействия скважин (гидропрослушивание),

Исследование газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимах фильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы:

- восстановления забойного давления после остановки скважины;

- стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин.

По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин.

Состав нефти с разных месторождений может значительно отличаться. От качества сырья зависит путь его дальнейшей переработки. Именно поэтому широко используются лабораторные методы, позволяющие определить содержание в нефти солей, непредельных углеводородов, серы, плотность, фракционный состав, массовую долю воды, парафинов, механических примесей и оценки других параметров .

После определения состава нефти сырье направляется на переработку. Для производства каждого из видов нефтепродуктов есть требования к качеству исходного сырья. Именно с этой целью и проводится анализ.

Параметры лабораторного анализа нефти

Определение содержания серы в нефти проводится методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии. Методика описана в ГОСТ 32139-2019. Содержание серы регламентируется отраслевыми стандартами, а также имеет важное значение при выборе способа переработки нефти. Исследование занимает не более 5 минут и позволяет точно определить, соответствует ли содержание серы установленному регламенту. Для исследования нужен источник и детектор рентгеновского излучения. Такое исследование относится к методам спектрометрии.

Содержание воды в нефти определяется согласно ГОСТ 2477-2014. Для лабораторного анализа нужны несмешиваемые с водой растворители, например, ксилол, толуол, изоктаны. С помощью аппарата для перегонки можно отделить воду в специальный приемник и определить ее количество.

Содержание хлористых солей в нефти производится согласно ГОСТ 21534-76. Для этого используется индикаторное либо потенциометрическое титрование.

По плотности нефти можно судить о ее составе. Высокая плотность говорит о высоком содержании ароматических углеводородов, низкая — о преобладании парафиновых углеводородов. Сырая нефть низкой плотности оптимальна для переработки, позволяет получить нефтепродукты высокого качества.

Фракционный состав нефти определяется методом определения температур кипения всех составляющих. Методика описана в ГОСТ 2177-82. Выделяют такие фракции: углеводородный газ, бензиновая, керосиновая, дизельная, мазут, вакуумный дистиллят, средняя и тяжелая масляная фракция. Такой анализ позволяет определить, для производства каких нефтепродуктов подходит конкретный образец.

Механические примеси определяют по ГОСТ 6370. Для этого пробы, нагретые до определенной температуры, фильтруют. Для выделения некоторых примесей используют фильтрование под вакуумом.

Для определения количества сероводорода, метил-, этилмеркаптанов используют метод газовой хроматографии. Методика определения описана в ГОСТ Р 50802. Для точной оценки результатов применяются плазменно-фотометрические детекторы.

Еще одна важная характеристика, которая влияет на особенности хранения, транспортировки и переработки нефти — давление насыщенных паров . Этот показатель характеризует содержание углеводородных фракций, имеющих низкие температуры кипения. Зная этот показатель, можно рассчитать потери объема нефти в процессе ее транспортировки и переработки.

Также в лабораторных условиях проводят исследование осадка нефти. Это позволяет определить, какие сторонние компоненты содержатся в образце, в каком количестве.

Комплексное исследование образцов сырой нефти позволяет определить, для какого вида переработки они подходят, какого качества нефтепродукты можно получить. Нефть с одного месторождения, добытая на разной глубине, может значительно отличаться по составу. Именно поэтому лабораторному исследованию подлежит множество проб.

Актуальность лабораторного анализа нефти

Нефть служит сырьем для производства разных видов топлива, смазочных материалов. Для каждого вида нефтепереработки есть требования относительно качества исходного сырья. Только лабораторный анализ позволяет узнать, для чего подходит определенная партия нефти. Качество сырья, даже с одного месторождения, может существенно отличаться, это нужно учитывать при проведении лабораторного анализа, отбирать необходимое количество образцов.

Нефть исследуется в лаборатории как после добычи, так и на производстве. На нефтеперерабатывающих предприятиях обязательно должен быть контроль качества исходного сырья. В зависимости от характеристик нефти выбирают оптимальную технологию для ее переработки. Это позволяет получать качественные нефтепродукты.

Для анализа нефти в полевых условиях используют портативное оборудование, которое позволяет в течение нескольких минут получить информацию о качестве сырья.

Современное оборудование позволяет лаборатории исследовать большое количество образцов в течение рабочей смены. Это дает возможность обеспечить непрерывный контроль качества нефти.

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Цель курсовой работы: изучить нефтеотдачу пласта и пути ее увеличения, изучение и определение коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим. . . . . .0,5-0,8

газонапорный режим. . . . . 0,1-0,4

режим растворенного газа. . .0,05-0,3

гравитационный режим ……. .0,1-0.2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) представляют (по предложению А.П. Крылова) как произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта и охвата пласта разработкой:

Под коэффициентом охвата понимается отношение объем породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделеных от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80%, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Увеличение коэффициента нефтеотдачи - актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАБОТ ПО НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА

В нашей стране большое развитие получили научные исследования по поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, а работы по изучению нефтегазоносных толщ, направленные на повышение извлечения геологических (абсолютных) запасов нефти, еще не достигли должного уровня.

В научно-исследовательских институтах проведен целый ряд больших теоретических и экспериментальных исследований, связанных с нефтеотдачей пласта, в результате которых освещены многие вопросы механизма вытеснения нефти водой. Значительная работа проделана по изучению параметров пласта и насыщающих их жидкостей и газов в лабораторных и промысловых условиях геофизическими методами.

Однако в работах институтов еще недостаточно уделяется внимания тематике исследований по нефтепромысловой геологии. Особенно слабо в планах институтов представлена тематика по изучению нефтеотдачи пласта. Во многих институтах нет лабораторий по нефтепромысловой геологии.

В результате отставания научных исследований фактические величины коэффициентов нефтеотдачи для разных геологических условий и различных систем разработки остаются невыясненными.

Завышенные величины коэффициента нефтеотдачи, получаемые в лабораторных условиях, кроме целого ряда других причин, объясняются главным образом неучетом неоднородности пластов и величины водного фактора. Степень неоднородности, включая в это понятие многослойность и расчлененность, в значительной мере влияет на величину коэффициента нефтеотдачи. При исследовании кернов зачастую прокачивают большое количество вытесняющей жидкости, нередко превышающее десять объемов порового пространства исследуемой пористой среды. На практике при разработке нефтяных пластов через нефтяную залежь проходит значительно меньшее количество воды. По пласту XVI Октябрьского района Грознефти, который разрабатывается с 1961 г., водный фактор достиг лишь 3,0. Поэтому при сопоставлении результатов лабораторных и промысловых исследований необходимо учитывать количество воды, прошедшей через пласт пли образец керна.

За последние годы по ряду пластов, находящихся в конечной стадии разработки, проведены определения конечного коэффициента нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Весьма интересные данные получены по месторождениям Азербайджана и Чечено-Ингушской республике. Очень низкие коэффициенты нефтеотдачи получаются при разработке залежей КС: так, на Биби-Эйбате за 25 лет разработки коэффициент отдачи едва достиг 0,1; на Маштаги-Бузовнинском месторождении по горизонтам I-V он равен 0,17, по горизонтам II и III-0,30; на Калинском месторождении по горизонтам 11-12 (первое поле) коэффициент нефтеотдачи составил 0,326. Более высокие коэффициенты отдачи достигнуты при разработке ПК свиты, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами. Так, в Сураханах (юго-восточное поле) по ПК коэффициент нефтеотдачи составил 0,25, по ПК - 0,3; в Буховнах (центральное поле) - 0,28, в Бинагодах - 0,34, в Маштагах (южное крыло) - 0,41. Довольно значительные величины коэффициентов нефтеотдачи получены при разработке пластов с водонапорным режимом: по ПК свите Чахнагляра он составил 0,76, по горизонтам У1 я У1а балаханской свиты в Сураханах достиг 0,80. Получение высоких коэффициентов нефтеотдачи объясняется также большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами.

Высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи определены (при 98% -ной обводненности) по ряду пластов месторождений Чечено-Ингушетии. Так, по пласту XIII Октябрьского месторождения коэффициент равен 79,5%, по пласту XVI-79,5%, по пласту XXII - 85%; по пласту XII Ташкалинского месторождения он составил 80,5%, по пласту XVI-79,5%; по пласту XI Старогрозненского месторождения он составил 70,5%. Как установлено исследователями указанных месторождений, наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4-1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу.

По другим пластам с проницаемостью 500-1000 миллидарси (пласты XI, XX и XXI Октябрьского месторождения, пласт XIV месторождения Горы-Горской, пласт XVIII месторождения Горяче-Источненского) нефтеотдача колеблется от 68 до 53%, а по пластам I, II, XII и XIX Октябрьского месторождения, где проницаемости еще ниже (от 100 до 500 миллидарси), нефтеотдача достигает 35 - 51%.

СКАЧАТЬ: 222.zip [822,46 Kb] (cкачиваний: 272)

Министерство образования и науки Российской Федерации

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Факультет_____________________ нефти и газа _____________________

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «Анализ состояния разработки Архангельского месторождения с применением методов повышения нефтеизвлечения на основе закачки сшитых полимерных систем (СПС)

Руководитель проекта . ___________

текущую работу над курсовым проектом ………………………..…………..

Дата защиты курсовой работы ………………………………………………

1 Общие сведения о месторождении………………………………………………. …. 4

2 Геолого-физическая характеристика месторождения………………………………. 6

2.1 Характеристика геологического строения………………………………………….6

2.2 Основные параметры пласта……………………………………………………….9

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность……………….. 9

2.2.3 Показатели неоднородности пластов…………………………………………….14

2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды……………………..15

2.4 Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти……………………………..24

3 Анализ текущего состояния разработки………..……………………………. 25

3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении……………………………………………………………………25

3.2 Анализ текущего состояния разработки объекта………………….……….27

3.3 Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов и ОПЗ………. 30

3.4 Внедренные методы на объекте, их объемы и технологическая эффективность …………………………………………………………………. 35

4 Расчет технологических показателей разработки …………………………………. 42

4.2 Исходные данные расчета .……………………………………………….……..48

4.3 Результаты расчета и их анализ……………………………………………. ….49

5 Оценка эффективности внедренных мероприятий по характеристикам вытеснения..58

6 Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки месторождения………..76

Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………………78

Список использованной литературы……………………………………………. 79

На поздних стадиях разработки месторождений в процессе закачивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена только за счет широкого внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, одним из важнейших элементов которой является закачка сшитых полимерных систем. Технология СПС основана на закачке в пласт композиции на основе водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома) с образованием геля в пласте. Такая технология воздействия на нефтяной пласт обеспечивает саморегулируемое поступление закачиваемого состава в пласт через систему ППД. Это достигается за счет того, что количество реагента, закачанного в пласт из линии ППД через каждую нагнетательную скважину, пропорционально ее приемистости.

Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности закачки сшитых полимерных систем на Архангельском месторождении.

Для решения поставленной задачи необходимо:

- дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;

- проанализировать текущее состояние разработки месторождения, выявить положительный эффект от закачки СПС;

- на основании оценки эффективности применения боковых горизонтальных стволов сделать выводы и дать рекомендации.

1 Общие сведения о месторождении

Архангельское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона и карбонатные породы девона, нижнего и среднего карбона.

Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному. Для него типичны сглаженные увалистые формы.

Архангельском месторождении выявлено 123 залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности" нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.

По количеству запасов Архангельское месторождение относится к классу средних. Месторождение было открыто в 1974 году и введено в промышленную разработку в 1980 году.

На Архангельском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (отложения верейского, башкирского и тульского возрастов) и возвратных один (отложения турнейского яруса). Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Cистема заводнения на тульском и верейском объектах линейная внутриконтурная в сочетании с законтурной; разработка турнейских залежей на естественном режиме; на башкирских отложениях проведение опытной эксплуатации. С целью увеличения КИН проведение ОПР по циклической закачке; по влажному внутрипластовому горению на залежах в тульских отложениях; испытание комбинированной технологии на одном элементе верейского объекта эксплуатации.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ

2.1 Характеристика геологического строения

Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом С_КШ-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками, которые переслаиваются с известняками уплотненными. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м, имея средние значения 1.5-2 м. Количество прослоев в пласте колеблется от 1 до 2.

Тип коллектора поровый. Пласт С_КШ-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.

Покрышкой для продуктивного пласта являются уплотненные загипсованные известняки, переслаивающиеся с мергелями и доломитами верхней части каширского горизонта.

В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как С_ВР-1 - С_ВР-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Наиболее выдержанными по площади являются пласты С_ВР-2 и С_ВР-3. Остальные пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, замещаясь уплотненными глинистыми известняками.

Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м. Количество нефтенасыщенных пропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1 .

Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м. За счет систем трещин, пересекающих их перемычек выклинивания, пласты - коллекторы находятся в гидродинамической связи.

Покрышкой для башкирских залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса и в подошвенной - верейского горизонта.

В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С_{1 ТЛ-1} - С_{1 ТЛ-4}. Наиболее распространенным является пласт С_{1 ТЛ-4}, залегающий в верхней части горизонта. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Пласт распространен повсеместно, лишь на юго-западе он замещен плотными породами или отсутствует. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и среднесцементированными.

В алексинском горизонте прослеживается один пласт - коллектор С_{1 АЛ}, сложенный известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 2,8 м, средняя – 1,3 м.

Количество прослоев в пласте от 1 до 9. Пласт отделяется от нижележащего пласта С_{1 ТЛ-3} пачкой аргиллитов и репером С_КР-ТЛ, который прослеживается почти во всех скважинах. Суммарная толщина этой плотной пачки изменяется от 1 до 7 м. Покрышкой для тульской залежи служит толща аргиллитов, которые находятся в кровле тульского горизонта и плотных карбонатных пород алексинского горизонта.

Пласты - коллекторы С_{1 ТЛ-1} и С_{1 ТЛ-2} сложены песчаниками и алевролитами, которые чередуются с аргиллитами. Наиболее выдержан по площади пласт С_{1 ТЛ - 2}. Пласт С_{1 ТЛ-1} встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине (0,8 – 1,6 м). Разделяются пласты глинистой пачкой толщиной 1,2 – 3,6 м. Ограниченность распространения пласта С_{1 ТЛ-1} по площади месторождения, а также незначительная толщина разделяющих пласты плотных пород позволяет рассматривать пласты как единый С_{1 ТЛ1+2}. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 10,8 м, составляя в среднем 3,1 м. Количество прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент расчлененности ( К _Р ) равен 1,1. Развит пласт С_{1 ТЛ-1+2} в виде линз на крыльях поднятий, лишь на юге - западе месторождения пласт имеет площадное распространение.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С_1БР-1 и С_1БР-2. Наиболее выдержанным из них является пласт С_1БР-2. Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.

Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.

В отложениях турнейского яруса выделяется 4 пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упино-малевскому и заволжскому горизонтам.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса – поровые, прослоями трещинно-поровые. В черепетских отложениях наблюдаются неравномерная перекристаллизация, ухудшившая коллекторские свойства, а в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Пористо - проницаемые прослои сообщаются между собой за счет слияния и зон трещиноватости, образуя единый резервуар. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса - поровые, прослоями трещиновато - поровые, в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат плотные глинистые породы визейского яруса и плотные известняки из кровельной части турнейского яруса.

2.2 Основные параметры пласта

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Основные параметры по разным вида исследований приведены в таблице 2.2.1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.

Таблица 2.2.1- Значения исследований по основным характеристикам

ГОСТ

Цели и задачи исследования скважин и пластов

Исследование скважин и пластов – это ряд физических методов, которые используются для изучения горных пород в пространстве между скважинами и непосредственно около них.

Целью исследования скважин и пластов является получения информации о свойствах пластов, жидкостей в них, закономерностях протекания физических и химических процессах, а также для контроля технического состояния разведочных, эксплуатационных и других видов скважин.

Задачами исследования скважин и пластов является составление нескольких типов характеристик месторождения, таких как:

Гидродинамическая и коллекторская характеристика продуктивного пласта. К изучаемым показателям и параметрам в этом случае относятся: начальное и текущее давление, пористость, нефтенасыщенность, пронизаемость, газонасыщенность, пьезопроводность, продуктивность, гидропроводность и другие.
Горнометрическая характеристика пласта и залежи. Данная характеристика включает в себя сведения о эффективной мощности пласта, глубине залегания, степень и характер расчленения пласта, площадь пласта и залежи, положение границ нефтеносности и непроницаемости, протяженность залежи и пласта и многое другое.
Физико-химическая характеристика, данные котрой включают в себя информацию о вязкости и плотности газа и жидкостей, их давлении, температуры и других показателях.

Методы исследования скважин и пластов

Существуют следующие методы исследования скважин и пластов:

Гидродинамические исследования.
Дебитометрические исследования.
Термодинамические исследования.
Геофизические исследования

Каждый из перечисленных методов не обеспечивает получения всей необходимой и достоверной информацией. Начальное и текущее состояние процесса разработки и добычи с высокой степенью полноты и достоверности может быть достигнута только сочетанием данных всех известных методов исследования.

Гидродинамические методы исследования – ряд исследований, который заключается в измерении определенных параметров скважины и пласта (дебит, давление, температура, уровень жидкости и т.п.), а также отбор проб полезного ископаемого и горной породы и регистрации их во времени.

Гидродинамические исследования подразделяются на исследование скважин при установившихся отборах, исследования скважин при неустановившихся отборах и исследование скважин на взаимодействие.

Готовые работы на аналогичную тему

где, $Q$ – дебит скважины; $К$ – коэффициент продуктивности; $P$ – пластовое давление; $Р$ - забойное давление; $n$ – коэффициент, значение которого зависит от направления и вида индикаторной линии относительно оси перепада давления.

Индикаторная линия строится в координатах $Q$ (дебит скважины) $ΛР$ (разница давлений между пластовым и забойным. Для этого в каждом режиме работы скважины определяют эти параметры по следующей формуле:

При дальнейших гидродинамических исследованиях также можно определить гидропроводность, проницаемость, подвижность нефти призабойной зоны пласта и ряд других показателей.

При исследований скважин при неустоявшихся режимах изучается и оценивается скорость подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорость восстановления давления на забое после снятия кривой восстановления давления (остановка работы фонтанной скважины). Таким же образом исследуют нагнетательные скважины, при помощи изучения скорости падения давления на устье после временного прекращения ее работы. По полученным данным становится возможно определить такие параметры как коэффициент проницаемости пласта, степень загрязнения призабойной зоны пласта и пьезопроводность в зоне дренирования скважины.

Суть исследования скважин в процессе наблюдения изменения уровня давления в одних скважинах при изменении объема отбора жидкости в других. По полученным данным определяются те же параметры, что и исследования при неустоявшихся режимах. Разница заключается лишь том, что эти показатели характерны только для зоны в пределах этих скважин.

Сущность дебитометрических исследований заключается в измерении расходов (дебита) газов и жидкостей по толщине пласта.

Термодинамические исследования основаны на сравнении термограммы и геотермы действующих скважин. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает информацию о тепловом поле Земли. А термограмма фиксирует изменение температуры в стволе конкретной скважины. Полученные данные используются для определения затрубной циркуляции, высоты подъема цементного раствора и другие.

Геофизические методы подразумевают исследования с целью определения водо- газо и нефтенасыщенности горных пород, а также осуществление контроля технического состояния скважин.

Читайте также: