Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на месторождении Узень, горизонт ХV

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 112 страниц
В избранное:

АННОТАЦИЯ

В дипломном проекте «Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на месторождении Узень, горизонт ХV» рассмотрен раздел технико -технологической части, в которой описаны геологическое строение, физико -химические свойства и состав нефти, запасы нефти и растворенного газа, гидрогеологические показатели.

В технико-технологической части раздела проекта также произведен расчет и выбрано оборудование конструкции скважин с применением штанговых глубинных насосов, определены нагрузки в действующих точках подвеса штанг, определены силы сопротивления возникающие при работе насосной установки, определен максимальный крутящий момент и выбран станок -качалка, определены эксплуатационные показатели межремонтного периода работы насосной установки.

В экономической части показана эффективность эксплуатации месторождения Узень в разрезе определения доходной части и прямых затрат на операционные и текущие расходы; налогов и отчислений в специальные и другие фонды.

В разделе охраны труда рассмотрен вопрос безопасной эксплуатации глубиннонасосных скважин.

В разделе охраны окружающей природной среды затронуты вопросы охраны почв, атмосферного воздуха, животного мира.

АҢДАТПА

«Өзен кен орындағы ХV қабат, ШТСҚ-мен жабдықталған ұңғылардың жұмыстарын талдау» атты дипломдық жобада, мұнайдың геологиялық құрылымы, физико-химиялық сипаттары және кұрылысы, мұнайдың қорымен ерітілген газдың гидрогеологиялық көрсеткіштері каралған.

Жобаның техникалық және технологиялық тарауында тағы штангалық терең насостарын қолдануымен құбырлардың конструкциялары таңдалған және есептері саналған, штангаларың өткірлеу әрекеттегі аспасының жүктемесі анықталған, насостық қондырғының жұмыс барысындағы шығатын қарсылау күштері анықталған, максималды айналу кезеңі анықталған және тербелме станогі таңдалған, насостық қондырғының жөндеуаралық жұмыс кезеңінің пайдаланым көрсеткіштері анықталған.

Экономикалық бөлімінде Өзен кен орының пайдаланым тиімділігі, табыстық бөлімі мен тікелей шығындары анықталған кимасында операциялық және кезектегі шығындары, салық пен арнайы және басқа қорларға бөлектеуі көрсетілген.

Еңбекті қорғау бөлімінде терең насостық құбырларды қауіпсізді пайдалану мәселесі қаралған.

Айналаған табиғи ортаны қорғау бөлімінде жер қыртысын, атмосфералық ауаны, ауанаттар әлемін қорғау мәселері қаралған.

ANNOTATION

This graduation project consists of four parts.

The geological analysis and modern field development state are considered in technical-technological part.

The technical and economic indices of field development and economical basis of used treatment are shown in the economical part.

The safety section is devoted for safety monitoring issues, safety support arrangements.

The biosphere pollution analysis, organizational and environment safety arrangements are considered in the environmental protection section.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1

: Геолого- Узень.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1. 1

: Характеристика геологического строения

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1. 2

: Характеристика толщин, коллекторких свойств продуктивных пластов и их неоднородность.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1. 3

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных

коллекторов 13 горизонта. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1. 4

: Свойства и состав нефти, газа и воды

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 1. 5

: Запасы нефти и газа.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 2

: Гидродинамические расчёты при жёстком водонапорном режиме. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 2. 1

: Схематизация формы залежи. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

2. 2

2. 3

2. 4

2. 4. 1

2. 4. 2

2. 4. 3

Рациональное размещение скважин по вариантам .

Определение дебитов на отдельных этапах для расчётных вариантов. .

Расчёт поддержания пластового давления

Определение количества нагнетаемой воды.

Определение забойного давления в нагнетательных скважинах

Определение числа нагнетательных скважин . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3

: Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

3. 1

3. 1. 1

Анализ результатов гидродинамических исследовании скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

Текущие продуктивные и фильтрационные характеристики пластов. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 2

: Анализ текущего состояния разработки и эффективности применения методов интенсификации притока в скважину…. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 2. 1

: Анализ структуры фонда скважин и показателей их разработки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 2. 2

: Анализ выработки запасов нефти из пластов . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 2. 3

: Анализ эффективности реализуемой системы разработки. . . . ……

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3

: Обоснование принятых расчетных геолого- физических моделей пластов . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3. 1

: Обоснование расчетных моделей пластов, их геолого-физических характеристик, принятых для расчета технологических показателей разработки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3. 2

: Создание трехмерных геологических моделей.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3. 3

: Основные этапы построения трехмерных геологических моделей

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3. 4

: Построение цифровой фильтрационной модели

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 3. 5

: Адаптация

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 4

: Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчётнаго варианта разработки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 3. 4. 1

: Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

3. 5

3. 5. 1

3. 6

Обоснование технологий рабочих агентов для воздействия на пласт…. .

Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

Обоснавание расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 4

: Технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки. . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 4. 1

: Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 4. 2

: Технологические показатели вариантов разработки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

4. 3

4. 4

Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения……….

Экономические показатели вариантом разработки. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5

: Техника и технология добычи нефти и газа . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 1

: Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования…… . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 1. 1

: Состояние эксплуатационного фонда добывающих скважин.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 1. 2

: Анализ работы УПШН по эксплуатационному фонду скважин.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 2

: Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями в технологических процессах добычах

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 2. 1

: Мероприятия по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями . . . . … . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 3

: Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 3. 1

: Требования и рекомендации к системе промысловой подготовки продукции скважин.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 4

: Требования и рекомендации к системе ППД. . …. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 4. 1

: Требования к системе ППД

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 4. 2

: Рекомендации по глубокой очистке закачиваемых вод………. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 5. 4. 3

: Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 6

: Экономическая часть. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 6. 1

: Организационно производственная характеристика производственного филиала «Узеньмунайгаз».

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 6. 2

: Применение эксплуатации ШГН при отборе скважинной продукции

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 6. 2. 1

: Определение объема продукции до перевода скважины на периодическую эксплуатацию .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

6. 2. 2

6. 2. 3

6. 3

6. 3. 1

Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятий.

Расчет эксплуатационных затрат после перевода скважины на периодическую эксплуатацию и определение себестоимости единицы продукции.

Определение экономических показателей периодической эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосными установками .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 7

: Проектирование системы контроля и регулирования. . . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 7. 1

: Конроль за разработкой нефтяных и газовых пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 7. 1. 1

: Гидродинамические методы по контролю за разработкой……. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

7. 1. 2

7. 1. 3

Контроль за физико-химическими свойствами нефтяного газа.

Геофизические методы по контролю за разработкой. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 7. 1. 3. 1

: Геофизические исследования в открытом стволе

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 7. 1. 3. 2

: Геофизические исследования в обсаженных скважинах………. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8

: Охрана труда.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8. 1

: Анализ опасных и производственных факторов

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8. 2

: Защитные меры и расчёт заземляющего устройства

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8. 2. 1

: Производственная санитария.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8. 2. 2

: Мероприятия по технике безопасности при работе с ШГНУ….

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 8. 2. 3

: Противопожарные мероприятия.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9

: Охрана окружающей среды

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 1

: Нормативные и правовые документы по охране окружающей среды. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 2

: Краткие сведения о предприятии с точки зрения загрязнения окружающей среды. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 3

: Охрана атмосферного воздуха.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 3. 1

: Перечень источников загрязнения

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 3. 2

: Номенклатура загрязняющих веществ. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 3. 3

: Количественные показатели загрязняющих веществ

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 3. 4

: Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 4

: Охрана водных ресурсов.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 5

: Охрана земельных ресурсов

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 6

: Охрана флоры и фауны

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 9. 7

: Радиационная безопасность

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10

: Научная часть. . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 1

: Общая схема штанговонасосной установки, ее элементы и назначение.

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 1. 1

: Штанговые скважинные насосы

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 1. 2

: Насосные штанги .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 1. 3

: Насосные трубы . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 2

: Оборудование устья скважины. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 3

: Проект оборудования. Выбор режима работы скважины для ШСНУ

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 3. 1

: Расчет ШГНУ. .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 3. 2

: Выбор параметров режима откачки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 3. 3

: Выбор конструкции штанговой колонки

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .: 10. 3. 4

: Расчет эксплуатационных показателей ШНУ

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

: ЗАКЛЮЧЕНИЕ . . .

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . .:

: СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовое месторождение Узень с начальными геологическими запаса свыше 1 млрд. тонн разрабатывается с 1965 года. ПФ «ОзенМунайГаз» - один из двух крупных производственных филиалов АО «Разведка Добычи КазМунайГаз». На долю этого предприятия приходится 70% нефтедобычи Национальной компании и по 10, 5% объема добычи казахстанской нефти.

Рекордный уровень месторождения - 16, 3 млн. тонн - был зафиксирован в 1975 году, минимальный - 2, 7 млн. тонн - в 1994г. Снижение показателей добычи было связано с истощением запасов и неудовлетворительным техническим состоянием промысловой инфраструктуры, которое усугубилось отсутствием необходимых инвестиций в период 1990-1995гг.

Летом 2004 года накопленная добыча достигла 300 млн. тонн нефти. В настоящее время, после 40 лет эксплуатации состояние нефтедобычи на месторождении Узень характеризуется как стабильное, с перспективой дальнейшего роста добычи.

С 1997 года реализуется проект реабилитации блока 3А, финансируемый за счет кредита Всемирного банка в $109 млн. Основной целью является экспериментальное восстановление блока 3А и последующее использование опыта на все месторождение в целом. По прогнозу, полученному на основе расчетов экспертов Всемирного банка, в результате планомерной реконструкции производственной инфраструктуры месторождения Узень можно довести годовую добычи нефти до 7 млн. тонн.

Предприятие планомерно работает вовлечением в разработку всех запасов. В частности, предусмотрены доразведка и дополнительное изучение примыкающих площадей.

По итогам работы за январь-август 2005 года предприятием добыто 4, 35 млн. тонн нефти и 15, 6 тыс. тонн конденсата

1 Геолого -физическая характеристика месторождения Узень

1. 1 Характеристика геологического строения

Месторождение Узень в тектоническом отношении приурочено к Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.

Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, являясь структурным элементом второго порядка, приурочена к северной бортовой части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северо-запада на юго-восток на 200 км при ширине ступени около 40 км.

По кровле юрской продуктивной толщи, стратиграфически относимой к келловейскому ярусу верхней юры, размеры Узень-Карамандыбасской складки составляют 45, 0х10, 0 км, амплитуда поднятия порядка 300 м Северное крыло пологое с углами падения пород 3 ⁰ , а южное - более крутое с углами падения 5-6 ⁰ . Структура Узен имеет шесть куполов: Основной свод, Хумурунский, Северо-Западный и Аксайский, Парсумурунский и Восточно-Парсумурунский купола.

Бурением на месторождении Узень вскрыт осадочный комплекс толщиной 4500 м, в строении которого принимают участие породы триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов.

Триасовые отложения представлены только нижним отделом: индским и оленекским ярусами. В строении отложений индского яруса преобладают красноцветные грубозернистые туфогенно-терригенные породы. Отложения оленекского яруса представлены двумя толщами: пестроцветной алевролито-аргиллитовой и сероцветной карбонатно-терригенной.

Юрские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности триасового комплекса пород. В составе юрской системы выделяются нижний, средний и верхний отделы. Отложения средней юры представлены континентальными, прибрежно-морскими и морскими образованиями. Литологически отложения средней юры представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин.

Верхнеюрские отложения представлены келловейским и оксфордским ярусами. Разрез келловейского яруса представлен глинистой толщей, в нижней части которой отмечаются прослои песчано-алевритовых пород. Разрез оксфордского яруса сложен глинисто-мергельной толщей пород, причем пачки мергелей приурочены к кровле толщи.

В разрезе мела выделяются нижний и верхний отделы. Граница между меловыми и юрскими породами очень четкая. Отложения нижнего отдела сложены терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями, встречаются редкие прослои известняков. Отложения верхнего мела сложены преимущественно мелководными морскими образованиями. По литологическим признакам толща четко подразделяется на две части: нижнюю терригенную и верхнюю преимущественно мело-мергельную.

В разрезе палеогеновой системы выделяются два отдела - эоценовый и олигоценовый. Эоценовые отложения представлены известково-мергельной толщей, олигоценовые - однородной толщей зеленовато-серых плотных известковистых глин.

Отложения неогена залегают с размывом и угловым несогласием на отложениях палеогена. В разрезе установлены среднемиоценовые отложения в объеме тортонского и сарматского ярусов. Разрез представлен глинами, мергелями, известняками и мелкозернистыми песчаниками.

Четвертичные отложения представлены слоем суглинков и тонким почвенным слоем.

В таблице 1. 1 приведена схема расчлененности верхнего этажа нефтеносности для 13 горизонта. Согласно этой схеме выделено 12 пластов-коллектора, объединенные в пачки, которые в свою очередь по условиям формирования и степени их гидродинамической связанности объединены в горизонт. Продуктивные отложения представлены неравномерным чередованием терригенных пород - песчаников, алевролитов, глин и переходных между ними литологических разностей.

Таблица 1. 1 - Расчлененность юрской продуктивной толщи (13 горизонт) .

Горизонт

Пачка

Количество пластов

Горизонт: 13

Пачка: А

Количество пластов: 2

Горизонт:

Пачка: Б

Количество пластов: 2

Горизонт:

Пачка: В

Количество пластов: 3

Горизонт:

Пачка: Г

Количество пластов: 2

Горизонт:

Пачка: Д

Количество пластов: 3

Горизонт: Всего

Пачка: 5

Количество пластов: 12

Среди них встречаются тонкие прослои известняков, мергелей, сидерита, углей, скоплений обугленного растительного детрита. Коллекторами, на месторождении, являются средне- и мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части. Для пород-коллекторов характерна неплотная упаковка обломочных зерен. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к поровым.

По составу песчаники и алевролиты относятся к граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым терригенным образованиям, окрашенным в зависимости от содержания рассеянного ОРО и глинистого материала в серые до темно-серых тонов, или в бурый и коричневато-бурый цвет, если породы пропитаны нефтью.

Выделение в разрезе пород коллекторов и неколлекторов, определение общей и эффективной толщин, параметров пористости, насыщенности проводилось по комплексу ГИС английской фирмой «Robertson Resirch Internacional Limited». При выделении коллекторов использовались граничные значения проницаемости пористости и коэффициента нефтенасыщенности, которые составляют по проницаемости - 0, 001 мкм ² , по пористости - 14, 0%, и коэффициента нефтенасыщенности - 0, 44 д. ед.

В соответствии с принятой схемой расчленения разреза (пачка, пласт) и с учетом выделенных пластов-коллекторов и их характера насыщения по площади 13 горизонтана выделено 5 залежей нефти (Таблца 1. 2) . Залежи А, Б, В, Г и Д 13 горизонта и А, Б 14 горизонта охватывают площадь всего месторождения.

Таблица 1. 2 - Количество залежей с 13 по 18 горизонт.

Купол

Горизонт

Залежь

Количество залежей

Купол: Основная площадь

Горизонт: 13

Залежь: А, Б, В, Г, Д

Количество залежей: 5

Купол: Всего залежей

Горизонт:

Залежь:

Количество залежей: 5

Водонефтяные и газонефтяные контакты по залежам обоснованы по результатам обработки ГИС и опробования преимущественно разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных до начала интенсивной закачки воды, что позволило достаточно надежно обосновать начальное положение контактов и оконтурить залежи. В таблице 1. 3 приведены отметки водонефтяных и газонефтяных контактов по залежи 13 горизота.

1. 2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных

пластов (горизонтов) и их неоднородность

Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общая толщина 13 горизонта изменяются от 40 до 55 метров.

Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в воденефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину менее 4, 0 метров имеют все залежи 13 горизонта.

Коллекторские свойства по залежам определялись по лабораторным исследованиям на керне и по данным ГИС.

Так при анализе средних значений пористости, определенной по керну, наибольшей средней пористостью (0, 26-0, 27) обладают коллекторы 13 горизонта. Средние значения пористости, определенные по ГИС отличаются незначительно, по залежам 13 горизонта они несколько меньше (0, 25-0, 26), что подтверждает установленную закономерность уменьшения пористости с глубиной. В таблице 1. 4 приведены сведения о размерах, типах и характере насыщения залежей 13 горизонта. По характеру насыщения залежи нефтяные. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые.

Таблица 1. 3 - Положение ГНК и ВНК по залежам 13 гаризонта.

Купол

Горизонт

Залежь

Отметка контактов, м

ГНК

ВНК

Северное

крыло

Южное

крыло

Купол: Основная площадь

Горизонт: 13

Залежь: А, Б, В, Г, Д

Отметка контактов, м:

-1125-1132

-1137-1142

Таблица 1. 4 - Характеристика залежей 13 горизонта.

Площадь, блок, купол

горизонт

залежь

Тип залежи

Характер

насыщения

залежи

Размеры залежи,

Площадь нефтеносности, тыс. м ²

Высота залежи, м

Площадь, блок, купол: Основная пл/дь

горизонт: 13

залежь: А

Тип залежи: пл. сводовая

Характернасыщениязалежи: нефтяная

Размеры залежи,: 178758

335

Площадь, блок, купол:

горизонт:

залежь: Б

Тип залежи: пл. сводовая

Характернасыщениязалежи: нефтяная

Размеры залежи,: 106748

323

Площадь, блок, купол:

горизонт:

залежь: В

Тип залежи: пл. сводовая

Характернасыщениязалежи: нефтяная

Размеры залежи,: 225327

314

Площадь, блок, купол:

горизонт:

залежь: Г

Тип залежи: пл. сводовая

Характернасыщениязалежи: нефтяная

Размеры залежи,: 203733

305

Площадь, блок, купол:

горизонт:

залежь: Д

Тип залежи: пл. сводовая

Характернасыщениязалежи: нефтяная

Размеры залежи,: 167340

295

1. 3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных

коллекторов 13 горизонта

В юрской продуктивной толще Южного Мангышлака (включая и месторождение Узень) распространены гранулярные коллекторы порового типа. Промышленная продуктивность 13 горизонта связана с песчаниками и алевролитами, чьи емкостно-фильтрационные свойства обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части, составом и количеством цемента, способом цементации и иными литологическими факторами

В таблице 1. 5 представлены средние значения и интервалы колебаний величин емкостно-фильтрационных параметров продуктивных пластов.

На 13 горизонте, залежи которых являются максимальными по размерам и содержат основные запасы нефти, приходится 40% всех выполненных анализов керна.

В качестве нижнего предела проницаемости продуктивных пород-коллекторов при последнем подсчете запасов принята величина 0, 001 мкм ² . Нижний предел пористости при этом составляет 0, 14. По составу зерен продуктивные коллекторы Узенского месторождения относятся к полимиктовым (граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым) породам. Проницаемость продуктивных коллекторов всех пачек 13 горизонтов колеблется пределах - от 0, 001 до 7, 301 мкм ² . Максимально высокие средние значения проницаемости (0, 582 и 0, 669 мкм ² ) характерны для пачек «а» и «в» 13 горизонта.

Данные о начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов приведены в таблице 1. 6. Диапазоны проницаемости приняты, исходя из следующих соображений. Первый диапазон - от нижнего предела проницаемости коллекторов до 0, 050 мкм ² соответствует интервалу проницаемости, в котором принято выделять трудноизвлекаемые запасы.

Следует отметить, что процент образцов, попадающих в этот диапазон (почти 40%), близок к доле трудноизвлекаемых запасов в общем объёме геологических запасов, содержащихся в 13-18 горизонтах.

Далее выделены три диапазона с проницаемостью 0, 050-0, 300 мкм ² , содержащие активные запасы, и три диапазона, с которыми связаны высокопродуктивные запасы в коллекторах проницаемостью более 300 мкм ² . Выделение трёх диапазонов в каждой из этих групп учитывало равномерное распределение имеющихся образцов по диапазонам.

Таблица 1. 5 - Средние параметры по пачкам 13 горизонта.

Горизонт: Горизонт

Пачка: Пачка

Кпор, %: Кпор, %

Кпр, мкм2: Кпр, мкм ²

Горизонт: Количество
образцов

Пачка: Диапазон
изменений

Кпор, %: Среднее
значение

Кпр, мкм2: Количество
образцов

Диапазон
изменений

Среднее
значение

Горизонт: 2005

Пачка: 1979

Кпор, %: 2005

Кпр, мкм2: 1979

2005

1979

2005

197

Горизонт: 13

Пачка: а

Кпор, %: 215

Кпр, мкм2: 111

15, 0-37, 9

26, 3

26, 7

181

111

0, 001-3, 800

0, 58

Горизонт: б

Пачка: 112

Кпор, %: 47

Кпр, мкм2: 14, 6-41, 7

26, 1

25, 8

0, 001-2, 492

0, 31

0, 29

Горизонт: в

Пачка: 239

Кпор, %: 91

Кпр, мкм2: 14, 0-42, 2

26, 2

26, 7

210

0, 001-1, 486

0, 66

0, 21

Горизонт: г

Пачка: 186

Кпор, %: 43

Кпр, мкм2: 15, 4-33, 5

27, 2

26, 1

173

0, 001-2, 501

0, 31

0, 89

Горизонт: д

Пачка: 110

Кпор, %: 35

Кпр, мкм2: 16, 1-38, 7

26, 8

26, 4

0, 002-2, 297

0, 23

0, 59

Горизонт: всего

Пачка: 862

Кпор, %: 327

Кпр, мкм2: 14, 0-42, 2

26, 5

26, 6

743

327

0, 001-3, 800

0, 52

0, 54

Из таблицы 1. 6 и рисунка 1. 1 видно, что остаточная водонасыщенность закономерно уменьшается, а начальная нефтенасыщенность, соответственно растёт с увеличением проницаемости.

Таблица 1. 6 - Начальная нефтенасыщенность пород-коллекторов 13-18 продуктивных горизонтов.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.