Сравнение экспериментальных и
расчетных значений коэффициента вытеснения
Месторожде-ние
|
Возраст
|
Продуктивный пласт
|
Проницаемость по газу, мкм2
|
Вязкость нефти, мПа∙с
|
Квт экспер., д.ед.
|
Квт расч., д.ед.
|
Отклонение от Квт экспер., %
|
Ельниковское
|
C1v
|
СII– CVI
|
0,269
|
22,2
|
0,577
|
0,537
|
-7,0
|
0,0424
|
22,2
|
0,443
|
0,440
|
-0,7
|
0,886
|
23,5
|
0,587
|
0,596
|
1,6
|
0,877
|
21
|
0,587
|
0,601
|
2,5
|
C1t
|
C1t
|
0,08
|
23
|
0,467
|
0,491
|
5,2
|
Таблица 4
Характеристики смачиваемости
поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным
Возраст
|
Пласт
|
Количество
определений
|
Диапазон изменения значения
|
индекс
Амотта-Гервея
|
Краевой угол
смачивания
|
С2pd
|
|
1
|
0,265
|
74,6
|
С2ks
|
К1,
K2
|
3
|
0,096 ... 0,133
|
82,3 ... 84,5
|
K4
|
4
|
0,361 ... 0,765
|
40,1 ... 68,8
|
С1v
|
CIV, CVI
|
32
|
-0,033 ... 0,288
|
73,3 ... 91,9
|
CII, CIII
|
12
|
-0,03 ... 0,089
|
84,9 ... 91,7
|
С1t
|
С1t
|
10
|
0,138 ... 0,227
|
76,9 ... 82,1
|
1.4. Свойства
и состав нефти, газа, конденсата и воды
Для оценки
физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего
и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.
По общепринятым
классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению
характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (>
2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вязкие в пластовых условиях
(10,3 мПа∙с). На визейских и
турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют
повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно),
высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Товарная
характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны
пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые
дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой
перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского
месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных
бензинов в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые
компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.
После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых
нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел
определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых
фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установлено,
что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%,
соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть
Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов.
По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского
пласта – III Т2М4И2П3,
тульского – III Т2М3И1П3,
каширо-подольского пластов – III Т1М2И1П2.
Газ по всем
залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным
(содержание азота < 50%), с
высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.
По химическому
составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения
представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к
хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется
незначительно, соответственно, на Ельниковском – 275,1 г/л и 1,178 г/см3,
на Апалихинском – 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском – 245,4
г/л и 1,161 г/см3. /1/.
1.5. Запасы
нефти и газа
Первоначально
подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом
разведочного бурения в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).
После
разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен
пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (протокол №10819 ГКЗ СССР
от 28.03.1990 г).
Оценка
категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния
достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения, распределение
запасов нефти по категориям представлено на рисунке.
Запасы нефти
категории С2 сосредоточены лишь в продуктивных пластах
каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3
и 20% – к пласту К4. По поднятиям запасы категории С2
среднего карбона распределены примерно равномерно.
Всего начальные
извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили
38,0 млн. т, по категории С2 – 6,5 млн. т. /1/.
Распределение
геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом
Рис.4
Распределение геологических запасов нефти по поднятиям
на Ельниковском месторождении
Рис.5
Распределение
геологических запасов нефти по объектам
на Ельниковском
месторождении
Рис.6
Таблица 5
Распределение геологических
запасов категории С2 по пластам и
поднятиям Ельниковского
месторождения
Запасы по пластам
|
Поднятия
|
Всего по пластам
|
Соколовское
|
Ельниковское
|
Апалихинское
|
П1,
тыс.т.
|
45
|
-
|
-
|
45
|
П2, тыс.т.
|
34
|
125
|
-
|
159
|
П3, тыс.т.
|
-
|
-
|
-
|
-
|
П4, тыс.т.
|
181
|
279
|
-
|
460
|
К1,
тыс.т.
|
1178
|
2112
|
-
|
3290
|
К2 + 3, тыс.т.
|
9366
|
3653
|
7714
|
20733
|
К4, тыс.т.
|
-
|
1985
|
4280
|
6265
|
Всего, тыс.т.
|
10804
|
8154
|
11994
|
30952
|
Всего, %
|
34,90
|
26,30
|
38,80
|
|
В нижнем карбоне
основные запасы приурочены к пластам CIII (50,2%) и CV
(28,1%) визейского яруса, причем 49,8% запасов нефти – на Соколовском поднятии,
28,3% и 21,9% - на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, соответственно. /1/.
Распределение запасов
нефти по продуктивным пластам
визейского яруса
на Ельниковском месторождении
Рис.7
В среднем карбоне
основные запасы промышленных категорий сосредоточены в пластах П3
подольского горизонта и пласте К4 каширского горизонта.
На 01.01.2005 года остаточные извлекаемые запасы по объектам разработки распределены :
каширо-подольский - 14 845 тыс. т., визейский – 7 453 тыс. т,
турнейский – 1 220 тыс. т. /1/.
Распределение запасов
нефти по продуктивным пластам
каширо-подольского
горизонта на Ельниковском месторождении
Рис.8
Сравнение
начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского месторождения с
остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2006 г.
Рис.9
Накопленная
добыча нефти по объектам на 01.01.2006 г. составила: турнейский объект - 45,0 тыс. т; визейский объект – 20928,0 тыс. т; каширо-подольский – 99,0 тыс. т. /1/.
Таблица 6
Запасы нефти по объектам
Пласт
|
Категория
|
Начальные запасы нефти, тыс. т
|
Остаточные запасы нефти, тыс. т
|
балансовые
|
извлекаемые
|
балансовые
|
извлекаемые
|
Турнейский объект
|
С1t-I
|
С1
|
7830
|
1271
|
7785
|
1226
|
|
|
|
|
|
|
Визейский объект
|
С-II, III, IV,
V, VI
|
В+С1
|
68004
|
28302
|
47076
|
7374
|
|
|
|
|
|
|
Каширо-подольский объект
|
|
|
|
|
|
|
П1+П2+П3+П4+
К1+К3+2+К4
|
С1
|
35447
|
8471
|
35365
|
8389
|
|
С2
|
30952
|
6463
|
30936
|
6447
|
2.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
РАЗДЕЛ
2.1.
Текущее
состояние разработки Ельниковского месторождения
Ельниковское
месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом
опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года
разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть.
Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских,
визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а
также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего
карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные
факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень
выработки запасов нефти.
В промышленной
эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре –
яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается
единичными скважинами.
На 01.01.06 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила
82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,2 т/сут.
Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.
Распределение
добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский – 99,4 тыс.т; визейский
– 20927,7 тыс.т; турнейский – 45,2 тыс.т.
Разработка
визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского
и турнейского - на естественном режиме./1/
2.2
. Технико-экплуатационная
характеристика фонда скважин
На конец 2006
года по месторождению пробурено всего 615 скважин. Основной пробуренный фонд
скважин приходится на визейский объект разработки. Следующим по значимости
является каширо-подольский объект, весь фонд скважин этого объекта был
возвращен с нижележащих объектов. В процессе разработки месторождения скважины
с визейского объекта переводились и на турнейский объект, но, ввиду низких
дебитов, практически, все были переведены на каширо-подольский объект.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
|