- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
2.2. Основные параметры пласта
2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
Деление пород на группы проводилось по величине пористости. Нижней границей пород-коллекторов являлось значение пористости равное 11 %. Породы, слагающие горизонты Д0 и Д1, по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевритовые, являющиеся коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют не коллекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами.
Породы - коллекторы дифференцировались на две группы: первая -высокопродуктивные коллекторы (песчаники) с пористостью более 0,16; вторая - малопродуктивные коллекторы с параметрами более низкими, чем для коллекторов первой группы. Дифференциация на группы осуществляется по двум параметрам: проницаемости и глинистости. За нижнюю границу принято предельное значение проницаемости, при котором пласт может обводниться пластовой водой, равное 0,025 мкм2.
Коллекторы разделены на две группы: высокопродуктивные с К >0,1 мкм2 и малопродуктивные с 0,025 мкм2 <К< 0,1 мкм2 .
В первой группе коллекторов выделяются две подгруппы, критерием для деления которых служит величина глинистости, равная 2%. Первая подгруппа имеет глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивными неглинистыми коллекторами». Вторая подгруппа с глинистостью более 2% называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы
Во второй группе пород-коллекторов с проницаемостью,
изменяющейся в пределах от 0,025 мкм2 до 0,1 мкм2, преобладают разности с глинистостью более 2%, но встречается и небольшая доля пластов с глинистостью меньше 2%. Пласты, сложенные коллекторами второй группы, пресной закачиваемой водой не заводняются.
В соответствии с принятой классификацией коллекторов в таблице 2 приведены их емкостно-фильтрационные параметры.
Таблица 2
Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
Пласт |
Группы коллекторов |
||||
1 |
(1) |
2 |
|||
До |
К, мкм2 |
0,707 |
0,199 |
0,059 |
0,187 |
m, % |
21,4 |
18,7 |
15,7 |
17,6 |
|
Кн, % |
84,8 |
76,9 |
66,3 |
73,6 |
|
"а" |
К, мкм2 |
0,621 |
0,268 |
0,058 |
0,291 |
m, % |
20,3 |
18,9 |
14,3 |
17,4 |
|
Кн, % |
85,9 |
79,3 |
71,4 |
78,8 |
|
"б1" |
К, мкм2 |
1,513 |
0,308 |
0,06 |
0,558 |
m, % |
23,1 |
19,1 |
14,7 |
18,6 |
|
Кн, % |
88,9 |
81,2 |
70,8 |
80,8 |
|
"б2" |
К, мкм2 |
0,9 |
0,367 |
0,051 |
0,463 |
m, % |
21,7 |
19,5 |
14,7 |
18,9 |
|
Кн, % |
87,8 |
81,2 |
67,9 |
80,9 |
|
"б2" |
К, мкм2 |
1,018 |
0,388 |
0,059 |
0,369 |
m, % |
21,9 |
19,2 |
14,9 |
19,3 |
|
Кн, % |
88,2 |
81,9 |
68,3 |
81,9 |
|
"в" |
К, мкм2 |
1,131 |
0,294 |
0,072 |
0,944 |
m, % |
21,8 |
18,3 |
15,2 |
21,1 |
|
Кн, % |
90,1 |
81,7 |
73,9 |
88,2 |
|
"г1" |
К, мкм2 |
1,075 |
0,204 |
0,065 |
0,887 |
m, % |
21,5 |
18,2 |
14,6 |
20,6 |
|
Кн, % |
88,1 |
78,9 |
70,7 |
86,1 |
|
"г2+3" |
К, мкм2 |
0,880 |
0,234 |
0,063 |
0,753 |
m, % |
21,3 |
18,1 |
15,2 |
20,6 |
|
Кн, % |
87,4 |
81,2 |
69,6 |
85,8 |
|
"д" |
К, мкм2 |
0,980 |
0,172 |
0,062 |
0,777 |
m, % |
2261 |
18,4 |
15,6 |
21,4 |
|
Кн, % |
86,6 |
76,9 |
69,0 |
84,1 |
|
По горизонту в целом |
К, мкм2 |
0,998 |
0,304 |
0,060 |
0,716 |
m, % |
21,6 |
18,8 |
14,9 |
20,3 |
|
Кн, % |
88,2 |
80,6 |
70,1 |
84,6 |
Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу, можно отметить, что достаточно хорошо выявляется закономерность ее увеличения по направлению сверху вниз. Аналогично закономерность просматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов.
Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отличаются пласты «бз», «в», «г2+3» (1,0321 - 1,089 мкм2), а самыми низкими -пласт До, где проницаемость практически в два раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Среди «высокопродуктивных глинистых коллекторов» более высокой проницаемостью обладают пласты «бг», «бз» и «в» (0,322 - 0,391 мкм2). Более низкими значениями пористости характеризуются пласты До и «а» подгруппы «высокопродуктивных песчанистых коллекторов».
Оценивая фильтрационную характеристику групп коллекторов в целом по блокам, можно отметить их достаточную близость (за исключением блока №5).
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и Д1 приведены в таблице 3.
Таблица №3.