Геологическая характеристика Талинского месторождения
История освоения Талинского месторождения. Стратиграфия, тектоника и особенности геологического строения отложений. Разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика. Анализ эксплуатации скважин, осложнения и пожарная профилактика.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 13.04.2014 |
| Размер файла | 177,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья для нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений с точки зрения полноты использования запасов углеводородов.
Одной из важнейших задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, значительную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины - добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Для увеличения ее производительности проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ).
К числу ГТМ относятся все виды работ на скважине, обеспечивающие увеличения ее текущего дебита (приемистости) или замедления его темпа падения.
Можно выделить две группы ГТМ по увеличению производительности скважин:
Мероприятия, обеспечивающие прирост дебита за счет снижения забойного давления скважин (усовершенствование или изменение режима работы эксплуатационного оборудования, перевод скважин на другой способ эксплуатации, удаление парафина, песчаных пробок и т.п.)
Мероприятия, обеспечивающие повышение дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности скважин (все виды перфорации и обработок призабойной зоны).
Из вышеизложенного следует, что систематический анализ ГТМ с точки зрения оценки их технологической целесообразности, исполнительской дисциплины и эффективности (технологической и экономической) является важным инструментом рационального регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений.
В данном курсовом проекте рассматривается вопросы разработки и эксплуатации Талинского месторождения. Основное внимание уделено эксплуатации механизированного фонда добывающих скважин установками «Тандем» (электроцентробежный насос в комплекте со струйным насосом).
1. Общие сведения о месторождении
1.1 Характеристика района работ
Общие сведения о месторождении
Красноленинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 г. Талинская площадь месторождения административно находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Крупным ближайшим населенным пунктом является г. Нягань, расположенный вдоль железной дороги Ивдель-Обь. В непосредственной близости от г. Нягань расположены месторождения стройматериалов. Разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глин- около 5 млн.м3, строительных песков и песчано-гравийной смеси- более 28 млн.м3.
Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет минус 1.8 , средняя температура самого холодного месяца - января составляет минус 25, а средняя температура июля +15 . Среднегодовое количество осадков 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снегового покрова составляет 0.7 м, достигая в пониженных участка 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля - начале мая.
Описываемая площадь находится на левом берегу реки Обь и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозивным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большей части площади 150-160м. Почва в районе подзолисто-аллювиально-глеевая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубокими размывами талых вод, а летом водами атмосферных осадков.
Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ега, Тал, Ендырь, Сеуль, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь - июль) может быть судоходна для неглубоко сидящих плавательных средств, на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в юго-восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Крупный источник водоснабжения р. Обь удалена от месторождения на расстояние, превышающее 50 км.
В разрезе Талинской площади выделяются два гидроэкологических этажа. Воды нижнего гидроэкологического этажа отделяются от верхнего комплекса толщей водоупорных морских глин (олигоцен-турона). Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25 г/л), хлоридно-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственного питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего олигоцен-четвертичного комплекса.
Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.
На 01.01.90г. в исследуемом районе на левобережье р. Обь открыты Красноленинское, Каремпотское и Эргинское месторождения.
В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Южно - Талинская, Ем - Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно - Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья, Поснокортская, Елизаровская и Логовая площадь.
Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 г., по результатам которых за период 1957 - 1969 гг. составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам А и Б, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении.
В 1971-1972 г. СП-19 / 71-72 Тюменской комплексной геологоразведочной экспедицией проводили сейсмические работы методом отраженных волн на Ем-Еговской структуре, в результате которых к северо-западу от Ем-Еговского поднятия выявлено Талинское поднятие. Площадные сейсмические исследование (МОВОГТ) в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей проводились в период 1980-1983 годов. По результатам этих исследований составлены структурные карты по отражающим горизонтам А,Т,Б,М и Г, а по результатам работ СП-88 /81-82, СП 87 /82-83 , СП - 88/82-83 составлены структурные карты и выделены границы распространения горизонта Т2, контролирующего зону распространения Шеркалинского горизонта. В 1985-1988 гг. в соответствии с программой Миннефтепрома на Талинской, Южно-Талинской площадях СП-13 ПО «Тюменьнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, что позволило уточнить контуры нефтеносности и наметить бурение ряда разведочных скважин в 1990-1991годах.
Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период 1960-1968гг. по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территорий Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 г. на Каменной площади, а в 1963 г. - признаки нефтеносности в Тюменской и Викуловской свитах установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская. Поисково-разведочными работами в период 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежи в единое Красноленинское месторождение.
1.2 История освоения Талинского месторождения
Талинская площадь была подготовлена сейсморазведочными работами к поисково-разведочному бурению в 1975 году. В 1976 году на Талинской площади начата бурением поисковая скважина 84, которая в том же году дала промышленный приток нефти 44м3/сут. на 6-мм штуцере. Скважина испытывалась открытым забоем по всему разрезу тюменской свиты.
В последующие два года на Талинской площади было пробурено еще три скважины, результаты испытания которых показали значительную изменчивость физических свойств и сложный характер насыщения коллекторов тюменской свиты.
Годы 1979-1983 характеризуются интенсивным разворотом разведочного бурения на Талинской площади и выходом поисково-разведочного брения на Южно-Талинскую площадь.
Базисным объектом разведки в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей является Шеркалинский горизонт (пласты ЮК-10 и ЮК-11).
С 1981 года на небольших участках Талинской площади начата пробная эксплуатация.
В первоочередных эксплуатационных скважинах в разработку вводились все проницаемые интервалы, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт.
В 1984-1985 годах поисково-разведочные работы в основном переместились на Южно-Талинскую площадь. Поисково-разведочное бурение на Талинской площади начато Правдинской нефтегазоразведочной экспедицией ПО «Ханты-Мансийск - нефтегазгеология», а с1979 года работы проводятся Красноленинской нефтегазоразведочной экспедицией того же объединения.
На Южно-Талинской площади основной объем поисково-разведочных работ, по договору с ПО «Ханты-Мансийск- нефтегазгеология», выполнялся Белорусской нефтегазоразведочной экспедицией глубокого бурения.
Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе основного эксплуатационного объекта пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП (протокол ЦКР №984 от 01.10.80г.), которая предусматривала;
Выделение одного эксплуатационного объекта (пласты ЮК-2 - ЮК-11);
Система разработки - площадная девятиточечная, сетка 400 x 400 м.
По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК-10-11, обладающие большей продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК-2-9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема / 2 / на запасы Шеркалинский пачки - пласты ЮК-10-11 (протокол ЦКР №1095 от 25.07.84г.) Основные положения проектного документа предусматривают:
выделение двух эксплуатационных объектов ЮК-10 и ЮК-11 с разбуреванием их самостоятельными сетками скважин:
применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 х 400м при расстоянии между первым добывающим и нагнетательными рядами 500м (плотность сетки 18га/скв);
способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году;
фонд скважин, всего - 8488, в том числе добывающих - 5615, нагнетательных - 1766, резервных - 1107скв.
проектный уровень добычи нефти - 17,4 млн. т (1992г.), добычи жидкости - 66,9 млн.т. (2000г.), закачки воды - 91,9 млн. м3 (2000г.);
извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах - 464,9 млн.т., коэффициент нефтеизвлечения - 0,436.
По состоянию на 01.01.90г. на Талинской площади добыто нефти 39960 тыс.т., жидкости - 66519,8 тыс.т. Фонд пробуренных скважин составил 2744. Добыча нефти в 1989 году составила 13334,9 тыс.т., жидкости - 30228 тыс.т, пробурено 757 скважин.
2. Геологическая характеристика Талинского месторождения
Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером 165х115 км.
Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, отделяясь от положительных сопредельных структур с востока - Елизаровским прогибом, с запада - Мутойской котловиной. На юге, через Поттымскую седловину, Красноленинской свод сочленяется с Шаимским мегавалом.
В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных / отчет УкрГИПРНИИНефть / «Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения» Книга 17, прил. 1. Максимальный разрез вскрыт скважиной №800 на глубину 3934.
Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно - Талинскую, Ем - Еговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново - Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свит. На Талинской и Южно - Талинской площадях разрез тюменской свиты представлен наиболее полно.
2.1 Стратиграфия
Доюрские образования
В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо-серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно - вулкагенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно каолинитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-триасовым образованиям.
Юрская система.
Нижний этаж фундамента представлен комплексом пород докембрийского образования, которые вскрыты скважинами на Каменной, Пальяновской, Ем-Еговской и Восточно - Талинской площадях. Породы представлены биотитовыми, хлористо-серицитовыми сланцами и амфиболитами. Они сопоставляются с аналогичными породами докембрийского возраста Урала и Березовского района.
Второй структурный этаж представлен слабо метаморфизированными и неметаморфизированными породами палеазойского возраста. Разрез сложен различными сланцами, кварцитовыми песчанниками, туфо-песчанниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и другими образованиями. Они установлены на всех площадях Красноленинского месторождения. Толщина пород складчатого основания прервана многочисленными интрузиями преимущественно кислого, меньше основного и среднего состава. Возраст их, определенный по методу сравнительной депрессии Б.С. Погорелова, средне-верхнепалеазойский.
Древние породы коры выветривания развиты по докембрийским отложениям. Минералогический и химический состав пород коры выветривания принимается пермско-нижнетриасовым. Границу между корой выветривания и неизмененными или слабоизмененными породами фундамента проводят по резкому увеличению кривых кажущихся сопротивлений на каротажных картах.
Мезозойская группа
В основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты. Толщина тюменской свиты на Красноленинском своде колеблется от 0 до 330м. В сводовых частях локальных структур, где кора выветривания частично размыта, осадочные отложения подстилаются доюрскими образованиями.
В комплексе пород Тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.
Нижняя подсвита, распространена в глубоких прогибах между поднятиями и на склонах Красноленинского свода. Она расчленена на три пачки: нижнюю и среднюю в объеме геттан-синеморского яруса и верхнюю - плинсбахского, тохарского яруса. Породы нижней подсвиты Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт.
В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты - ЮК-10 и ЮК-11. Толщина Шеркалинского горизонта достигает 100м.
Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты - среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта. Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу, так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов и углей.K линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-ЮК9.
Выше по разрезу породы тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Их возраст соответствует келовей+оксфорд+кимериджскому ярусам верхней юры. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0-37м.
Вышележащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты: Волжский ярус и низы берриаского яруса. Разрез представлен аргиллитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15-40м. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600-700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.
Меловая система
В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свита.
Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты: берриас, валанжин, готерив, баррей, низы апты. Отложения представлены горскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевритов. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м. Осадки кошайской свиты согласно залегают на породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами, также встречаются прослои алевритов и известняков особенно в верхней части разреза. Породы содержат споро-пыльцевые апатиты. Общая толщина свиты 50-65 м.
Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются, без видимых следов несогласия, породами викуловской свиты (апт-альб), которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена морскими глинисто- алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. Вверх по разрезу увеличивается количество алевритового материала и включений обугленных растительных остатков (желваки сидерита). Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120-130м.
Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты, возраст которой, по комплексу фораминифер и по положению в разрезе, принимается в объеме среднего и верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими серо-цветными алевролитами и глинами. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Общая толщина ханты-мансийской свиты, равна 240-280м.
Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми и зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250 м.
Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами с единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки пелиципод, лингул, аммонитов. Общая толщина свиты -35-50м.
Березовская свита (верхни турон-кампана) подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми и темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опок. Общая толщина Березовской свиты 180-240м.
Ганькинская свита (верхи кампан-маастрихт-датский) имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири и представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты 50-75м.
2.2 Тектоника
В тектоническом отношении Талинская площадь приурочена к одноименному Талинскому валу расположенному на западном склоне Красноленинского свода. Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165х115км. Амплитуда его по отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) составляет, относительно днища Мутойской котловины, 100-150м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении. В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен собственно Талинской, Северо-Талинской и Южно-Талинской структурами. В пределах прилегающей к нему Поттымской седловины выделяются: Сохолская, Валентиновская, Малохорская, Малореченская, Ингапхская и Западно-Лорбинская структуры.
Талинское поднятие было выявлено работами МОВ, проведенными в 1971-1972 годах. По результатам указанных работ поднятие представляло собой антиклиналь вытянутую в северо-западном направлении. В 1976 году была пробурена первая поисковая скважина, по данным которой установлена промышленная нефтеносность отложений тюменской свиты. В дальнейшем, строение Талинского поднятия уточнялось по результатам глубокого бурения и данным детальных сейсмических исследований. В 1980-1983 годах были проведены детальные площадные сейсмические исследования Талинской площади МОВ ОГТ. В результате проведенных работ было уточнено строение, составлены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б. Отражающий горизонт «Б» стратиграфически приурочен к кровельной части битуминозных аргиллитов баженовской свиты и является базовым сейсмическим репером в данном регионе. Отражающий горизонт «Т2» привязывается стратиграфически к кровле шеркалинской пачки. В 1985-1988 годах (СП-13 ПО «Тюменьнефтегеофизика») были проведены работы по детализации геологического строения Южно-Талинской площади, построены структурные карты по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б(/3/ папка1,прил.3,4.5).Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинской горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В связи с этим был проведен анализ истории развития структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла, в пределах изучаемой площади, сформировались глубокие прогибы, которые на протяжении всей истории развития разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинское и Валентиновское с Малохорским локальные поднятия. По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75-100м) вытянутым в северо-восточном направлении по линии скважин №103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб (амплитуда 100-140м) разделяет Талинскую и Южно-Талинскую складки по линии скважин №132,503,511.126. Ось прогиба имеет широтное простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно-Талинской прогибом (с амплитудой 50-75м) северо-западного простирания по линии скважин№ 186.139,802,825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе -2525м доюрского основания имеет размеры 14 х 6 км. Складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2-4 град. северо-западное и 5 град. юго-восточное.
Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скв.№4,135 выделяется купол осложняющий окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100-150м, углы наклона крыльев составляют 3 град. (западное) и 4 град. (восточное). Южно-Талинская складка по замыкающей изогипсе -2525м доюрского основания имеет размеры 15х95км и амплитуду 120м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2 град. юго-западного и 4 град.30 северо-восточного.
Структурные планы продуктивных пластов ЮК10 и ЮК11 (несмотря на некоторое выхолаживание структуры) в целом сохраняют очертание кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10 и ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинское и Валентиновское локальные поднятия, о чем упоминалось выше. Результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин в период с1985г. по 1989г. лишь несколько дополняют и уточняют ранее принятую тектоническую схему Талинской и Южно-Талинской площадях
Принципиально новые и важные данные получены о строении пласта ЮК11 в северо-западной части Южно-Талинской площади. Здесь в результате бурения разведочных скважин №182,183 и целого ряда эксплуатационных скважин выявлен обширный прогиб кровли пласта, существование которого не предполагалось при подсчете запасов 1985г.
Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационными скважинами показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки пласта ЮК10 не выдержаны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и невыдержанность коллекторов наблюдается в центральной части Талинской площади (в районе расположения разведочных скважин №115-140). Здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами в районах скв.№3057 и 3104-3105.
Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 выявлена к западу от разведочной скважины №190,107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения осадков пласта ЮК10 ,что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков вплоть до полного их выклинивания в скважинах №3617,3656,3698.
Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в направлении к северо-востоку и востоку от скв.№955. В скважинах №4661,4677 коллекторские разности полностью замещены.
2.3 Особенности геологического строения отложений
Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разностей. Строение пластов неодинаковое.
Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км) протяженной (свыше 120км) полосы субмеридиального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного разреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями, переходящими вверх по разрезу в гравелиты и крупнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов. В поперечнике они имеют линзовидную форму с плоской кровлей и выпуклой подошвой. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.
В верхней его части встречаются обогащенные сидеритом, глинизированные прослои. Средний и верхний интервалы пласта обогащены углефицированным растительным детритом.
Пласты ЮК10 и ЮК11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5 до 20 и более метров, которая в очень редких зонах опесчанивается и в ней появляются линзы алевролитов и мелкозернистых песчаников.
Отложения пласта ЮК10 развиты значительно шире. Площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20км. Максимальная толщина достигает 30 метров. В поперечном сечении он имеет рукавообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом в аргиллитах, перекрывающих образования нижележащего пласта ЮК11, а в краевых зонах на породах фундамента или делювиальных склоновых отложениях. Пласт характеризуется резким преобладанием гравийно-песчаных пород руслового генезиса. Его строение очень неоднородно как по толщине, так и по простиранию.
В пределах выделяется от двух до 4-6 и более пропластков, характеризующихся в большинстве случаев прямой ритмической сортировкой зерен вверх по разрезу от грубозернистых гравилатов до тонкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Крупнозернистые разности пород обогащены углефицироваными растительными остатками. В тонкозернистых отмечаются маломощные прослои углей и углистых пород. В нижней и средней частях пласта встречаются маломощные прослои с высоким содержанием карбонатного материала. Отложения пласта отличаются почти мономинеральным - кварцевым составом.
2.4 Типы и разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика
В разрезе пласта ЮК-10 выделены следующие типы и разновидности пород: гравелиты, аргиллиты и их переходные разности.
Проведенный Пастухом П.И.(1988г) анализ показал, что все указанные выше типы и разновидности пород можно объединить в следующие слоевые ассоциации (литотипы), связанные между собой условиями осадконакопления:
гравелиты, крупнозернистые песчаники;
крупно-среднезернистые песчаники;
средне- и мелкозернистые песчаники;
глинисто-алевритистые мелкозернистые песчаники и аллевролиты;
аргиллиты.
2.5 Характеристика продуктивных пластов
Физико-литологические свойства коллекторов шеркалинской пачки Талинского месторождения изучались в лабораториях Главтюменьгеологии и СибНИИНП. В результате проведенного анализа среди песчано-алевролитовых коллекторов по гранулометрическим данным и их производным, типу и содержанию цементирующего вещества, а также физическим свойствам, были выделены следующие типы коллекторов, которые встречаются и на Южно-Талинской площади:
1 тип. Песчаник крупно-грубозернистый, алевритистый, с включением средне- и мелкозернистой фракции до 25%. Общее содержание цемента составляет 6,9%, тип цементации пленочный и неполно-поровый, вещественный состав цемента - каолинитовый, пористость в среднем составляет 14,7%.
2 тип. Песчаник средне-крупнозернистый, слабо-алевритистый. Цемент в основном каолинитовы с присутствием гидрослюды. Тип цементации пленочный. Коллекторские свойства достаточно высокие.
3 тип. Песчаник мелко-среднезернистый, алевритистый часто с включением крупнозернистой фракции. Общее содержание цемента до 10%, по типу пленочно-неполнопоровый, вещественный состав каолинитовый и частично гидрослюдистый. Коллекторские свойства достаточно высокие.
4 тип. Песчаник средне-мелкозернистый, алевритистый. Общее содержание цемента до 10%, цемент гидрослюдисто-каолинитовый, по типу неполнопоровый и поровый. Коллекторские свойства средние.
5 тип. Алевролит с включением крупной песчаной фракции. Содержание цемента до 12%, по вещественному составу гидрослюдистокаолинитовый, по типу поровый. Коллекторские свойства низкие, часто ниже кондисоционных значений.
Основными факторами определяющими фильтрационно-емкостные свойства пород являются гранулометрический состав, отсортированность и плотность упаковки обломочных зерен. Обуславливающие не только структуру пустотного пространства, но и сообщаемость пор. Проведение микроскопического изучения в шлифах показало, что в коллекторах исследуемых отложений развито несколько типов пустот. Решающим фактором при формировании пустотного пространства коллекторов пласта ЮК10-11 является главная первичная структура пород, а также аутигенное минерало образование в результате которого образовались укрупненные агрегаты каолинита. Между новообразованными агрегатами каолинита образуются дополнительные капиллярные каналы, которые улучшают первичную пористость и проницаемость пород. В низкопроницаемых коллекторах микрокаверновая пустотность обычно не превышает 1%. Каверны заполнены в основном, тонко-зернистым цементом, содержание которого изменяется от 10 до 15 %, тип цемента поровый и поровобазальный.
В высокопроницаемых коллекторах кавернозная пустотность повышается до 7 %, а содержание цемента снижается до 6-7% и распределен он в виде отдельных сгустков. Т.о. коллектора пластов ЮК10 и ЮК11 отличаются наличием пор малых радиусов, различного количества пор и микрокаверн и процентное соотношение в коллекторе оказывает основное влияние на фильтрационные свойства. Алевролиты не являются коллекторами нефти. Как правило, фильтрационные свойства этих пород ниже критических значений пористости и проницаемости.
В пределах Талинской площади выделено шесть участков разработки. Эффективная нефтенасыщенная толщина для каждого из участков изменяется незначительно от 10 до 15,1м. Средневзвешенная по толщине проницаемость по блокам участков разработки имеет широкий интервал изменения от 38х10-3 до 289х10-3 мкм2, составляя в среднем для участков 85,9*10-3 мкм2 - 257*10-3 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости изменяется от 61,7% до 139,8%.
Отличительной особенностью геологического строения пласта является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной не более 2 метров. Доля таких пропластков, по всем участкам, составляет более половины всего объема коллектора пласта, увеличиваясь с севера на юг с 56,3 до 75,6%. Около половины этих пропластков имеют толщину до одного метра.
Пласт ЮК10 характеризуется также значительной неоднородностью по проницаемости. По участкам 1,3 и 4 около 30% коллектора имеет низкую проницаемость, не более 20*10-3 мкм2. По остальным участкам процент содержания низкопроницаемых пропластков увеличивается до 45%.
Построение геолого-статических разрезов, по распределению относительно содержания коллектора и проницаемости, позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮК10. На большей площади залежи, в разрезе, пласта выделяются две пачки различающиеся по песчанистости и проницаемости. Верхняя пачка пласта имеет более прерывистое строение, коллекторские свойства ее значительно хуже, степень вовлечения запасов нефти в связи с этим также значительно меньше, чем в подошвенной (более выдержанной части пласта).
Осредненное значение коэффициента песчанистости ЮК11 в пределах залежи 2 значительно выше чем пласта ЮК10 и составляет 0,835. Пласт ЮК11 в пределах залежи 3 характеризуется несколько меньшим коэффициентом песчанистости - 0,692. Расчлененность пласта 2-ой залежи - 4,8, 3-ей - 8,9. Коллектор пласта ЮК11 в пределах залежи 2, обладая меньшей нефтенасыщенной толщиной, имеет лучшие коллекторские свойства чем в пределах залежи 3.
Доля высокопроницаемых пропластков (более 20*10-3 мкм2) пласта ЮК11 выше, чем по пласту ЮК10, одинакова по обеим залежам и составляет 37,5%. Низко проницаемых коллекторов (до 20*10-3мкм2) вдвое меньше, чем по пласту ЮК10 и по обеим залежам процент содержания их в разрезе -19-22%.
Нефтенасыщенная часть пласта ЮК11 в пределах обеих залежей представлена одной пачкой. Песчанистость разреза пласта залежи 2 - 0,46, средняя проницаемость коллектора 286*10-3 мкм2.
Исходя из вышеизложенного, можно сделать выводы:
1.Геологическое строение пластов ЮК10 и ЮК11 характеризуется значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационно-емкостной характеристикой и имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопоставима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10.
2.Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и системы разработки.
3.Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие значительной доли низкопроницаемых коллекторов определяет полноту выработки запасов нефти. Степень вовлечения запасов нефти сосредоточенных в нижней, более выдержанной, пачке пласта ЮК10 будет выше, чем в верхней.
Темп отбора запасов нижней пачки будет в два-три раза выше чем верхней.
2.6 Нефтегазоносность
Исследуемая площадь находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность Красноленинского свода связана с отложениями викуловской и тюменской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Талинской, Южно-Талинской, Ем-Еговской, Пальяновской, Сосново-Мысской, Каменной, Елизаровской и др. площадей.
Результаты опробования, с учетом детальной корреляции разрезов скважин показали, что в разрезе тюменской свиты выделяется пять нефтенасыщенных объектов, приуроченных к пластам ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9, ЮК-10.
Залежи нефти в пластах ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9 связаны как правило, с литологически экранированными линзами песчаников и алевролитов. (Разведка их продолжается). Базисным объектом разведки на Восточно-Талинской площади является пласт ЮК-10 (шеркалинский горизонт).
При трассировании границ выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта наряду с результатами опробования скважин и результатами ГИС учитывались данные сейсморазведки по отражающему горизонту Т2, который стратиграфически увязывается с кровлей шеркалинского горизонта.
Пласт ЮК-10 залегает, в основном, на размытой поверхности доюрского основания и только в районе скважин №603, 423, 76 над пластом ЮК-11, отделяясь от него глинистой пачкой мощностью до 20м. Площадь подсчета запасов в северо-западной части оконтурена условной границей установленной ГКЗ СССР. Остальная часть площади оконтурена линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, которая подтверждена материалами сейсморазведки и данными бурения скважин №36, 51, 52, 422, 25, 48, 446, 35, 34, 445, 424, 429, 436, 404, 428.
В пределах Восточно-Талинской площади пласт ЮК-10 вскрыт в 16 разведочных скважинах. Приток нефти получен в 12 скважинах, приток воды получен в скважинах №39,444,423, а в скважине №433 при испытаниях получены притоки фильтрата с нефтью. В скважинах №96,410,415 при испытаниях приток не получен.
В скважинах №43,45,433,444 пласт ЮК-10 испытан совместно с пластами тюменской свиты и породами палеозоя. В остальных скважинах пласт ЮК-10 испытан раздельно.
На основании сопоставления данных испытания скважин, геофизических материалов и карты кровли пласта ЮК-10, на исследуемой площади можно выделить пять самостоятельных залежей нефти (1,2,3,4,5).
Залежь 1 расположена в северо-западной части площади. С севера-запада и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, с юго-запада и северо-востока - зонами выклинивания коллекторов пласта ЮК-10.
Залежь вскрыта скважиной №40. В результате испытаний в интервале глубин 2651-2662 м. (абс. отм.-2605,7-2616,7м) получен приток нефти 5,3 м3/сут. на штуцере 4 мм. Западнее, в скв.№39, получен при испытаниях приток воды. На основании сопоставления результатов, а также интервалов испытания скв.39 и 40 абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№40 и составляет - 2616,7м.
Залежь 2 расположена в центральной части исследуемой площади. С северо-запада, востока и юга залежь ограничена линией ВНК, с запада и северо-запада - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами №433,431,400 и 408. Испытание скв.№433 проводилось с применением испытателя пластов в интервале глубин 2665-2750 м (абс. отм.-2624,8-2711,8м). В результате испытания получен приток фильтрата объемом 18,2 м3 при ?р 11,7 МПа с нефтью. В скв.№431 получен приток нефти. Дебит составил 6,5 м3/сут. при Нд=1363 м [из интервала глубин 2622,7-2633,7м. (абс. отм. -2622,7-2633,7м)]. В скважине №408 получен приток 2,7 м3/сут при Нд=803 м. (абс. отм.2643,9-2648,9м), а из интервала глубин 2693-2696м приток воды- 7,4 м3/сут. Подошва продуктивного коллектора в скв.408 отбита на отметке -2654м.
На основании сопоставления результатов испытаний этих скважин и геофизических материалов, ВНК во второй залежи принят по отметке подошвы последнего нефтенасыщенного коллектора и составляет -2654 м.
Залежь 3 расположена в северо-восточной части исследуемой площади. С юга и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, на северо-западе, севере, северо-востоке - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скв.№76,43,45,410,96. В скв.№43 и №45 пласт ЮК-10 испытан совместно с коллекторами тюменской свиты и отложениями палеозоя. Минимальная отметка кровли воды в скважинах №76 и №444 по геофизическим данным составляет -2664 м, что совпадает с отметкой нижней дыры перфорации в скв.№76.
Абсолютная отметка ВНК принята по отметке нижних дыр перфорации скв.№76 из интервала, давшего при испытаниях приток безводной нефти и составляет -2664м.
Залежь 4 с севера и запада ограничена линией ВНК, с востока и юга - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 448 и 407, где пласт ЮК-10 испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№407 и составляет -2682м.
Залежь 5 расположена в южной части исследуемой площади. С севера она оконтурена линией ВНК, с запада и востока - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, с юга - условной линией проведенной на 1 км южнее скв.№603, в которой пласт испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК приняты по абсолютной отметке нижней дыры перфорации указанного интервала и составляет -2587 м.
Наличие водоносных зон подтверждено испытаниями скважин №39,444, 423.
К востоку от условной линии подсчета (в районе скважин №437,450) на площади подсчета в Кальмановской зоне прослеживается часть основной залежи Талинской площади, запасы которой по категории С1 были подсчитаны институтом Укргпрониинефть в 1989 году. Контур залежи ограничен отметкой ВНК - 2608м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126 Талинской площади основной залежи). Этот участок залежи Талинской площади ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126). Этот участок залежи Талинской площади скважинами в пределах Кальмановского прогиба не вскрыт, его площадь подсчитана по категории С2.
2.7 Гидрогеология
По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами:
1.Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста.
2.Сеноман-альбский комплекс преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнеханты-мансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу) 9,3г/м.. Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м3/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома-23,9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнеханты-мансийской подсвиты мощностью порядка 150м.
3.Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса состовляет 150м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды. Величина притока в скважину которых составляет чаще 1 м3/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м3/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г/л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.
4.Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветренную зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты, в пределах Восточно-Талинской площади колеблется, от 0 до 330 м. Толщина зоны выветренной достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков.
Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей
1.Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах.
2.Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.
3.Отбор глубинных и поверхностных проб воды, их химический анализ.
В соответствии с результатами анализа проб воды, на Восточно-Талинской площади, в шеркалинском горизонте распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа (по классификации В.А.Сулина) общая минерализация которых 8-10 мг/л.
Содержание йода в пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома - 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов содержащихся в подземных водах.
Пластовые давления на площади замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа, что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Величины пластовых температур на Восточно-Талинской площади колеблются в пределах 97-121С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6С на 100м.
Пластовые воды Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин.
Гидрогеологическая и гидродинамическая изученность «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить естественный режим их работы как упруго-водонапорный. Залежи нефти в пласте ЮК10 в пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены в сравнении с общими контурами залежей Роль напора законтурных вод, как фактора естественной пластовой энергии, понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, гидродинамическая связь между различными участками затруднена.
2.8 Свойства пластовых жидкостей
Отбор и исследование нефтей проведен институтом СибНИИНП, Центральной лабораторией Главтюменгеологии и службами производственного объединения Красноленинскнефтегаз.
Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300.Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».
Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов
определялся методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-8МД, «Хром-5» и «Вариан -3700».
Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ выполнялся по стандартным типовым методикам. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.
Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. (Таблица № 2.8.1.). Так, газосодержание от 140 м3/т до340 м3/т. Давление насыщение нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.
На Талинском месторождении институтом УкрГипроНИИнефть в 1989 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах.
По данным СибНИИНП (глубинные пробы) для участков легкой нефти (32 скважины) газовый фактор составил 305м/т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3.
Молярная доля метана в пластовой нефти пласта ЮК10 изменяется в широких пределах 22-44%,в нефти пласта ЮК11 эта величина составляет 25-32%,. для нефтей обоих горизонтов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, что характерно для нефтей Западной Сибири.
Нефть пласта ЮК11 тяжелее, диапазон изменения молекулярной массы составляет 87-95,в то время как в нефтях пласта ЮК11 он равен 67-89.
Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100. Разгазированные нефти пластов ЮК10 и ЮК11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.
Технологический шифр нефтей -1Т1П2.
Реологические свойства нефтей и водонефтяных смесей исследовались на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» в диапазоне температур от 0 до 50С при градиентах скорости сдвига 2-1320с??.
При выборе режима перекачки жидкости по трубопроводу расчет градиента скорости сдвига производится по формуле:
S=4*Q/П*R3
Где - градиент скорости сдвига, с??,
Q - удельный объемный расход жидкости по трубопроводу, м/с;
R - радиус трубопровода, м.
В качестве модели продукции скважин использовалась смесь нефтей пластов ЮК10 и ЮК11 (Скв.№2877 ,3564,3840,3974,4081,4082). Пробы нефти были отобраны глубинными пробоотборниками вблизи забоев и разгазированы однократно до стандартных условий. Плотность смеси нефтей пластов ЮК-10 иЮК-11 составила 821,9кг/м, что примерно соответствует средней по месторождению в условиях повышенных температур разгазирования. В зонах залегания «легких» нефтей с высокой степенью газонасыщенности реологические параметры нефтей и водонефтяных смесей (плотность, вязкость) будут иметь несколько меньшее значение.
Однако, при обосновании технологических решений по транспортировке продукции скважин, необходимо учитывать вероятность некоторого повышения плотности нефти на более поздних стадиях разработки.
Как следует из приводимых данных, безводная нефть в интервале температур 30-50С представляет собой ньютовскую жидкость. Водонефтяные эмульсии при обводненности свыше 40% неустойчивы во всем исследованном интервале температур, 40%-ная эмульсия теряет устойчивость при температурах свыше 15С.
Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные ньютоновские свойства: величина вязкости резко изменяется в зависимости от градиента скорости сдвига.
Подобные документы
Характеристика Талинского нефтяного месторождения. Отложения Тюменской свиты на размытой поверхности фундамента. Характеристика продуктивных пластов. Состав нефти и газа. Основные показатели на различных стадиях освоения Талинского месторождения.
курсовая работа [690,5 K], добавлен 02.02.2014- Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения
Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013 Геологическая изученность и история открытия месторождения, его строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология. Состояние разработки месторождения. Конструкция и оборудование скважин. Анализ технологии подготовки валанжинского газа.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 19.07.2013Литолого-геофизическая характеристика средне-верхнеюрских отложений участка Северо-Вахского месторождения. Корреляция разрезов скважин. Геологическая история формирования циклита. Построение карт коэффициентов песчанистости и распространения коллекторов.
курсовая работа [5,0 M], добавлен 12.03.2013Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015Физико-географическая обстановка в районе Первенчиского месторождения. Стратиграфия патомской серии в районе Вернинского месторождения. История геологического развития Ленского золотоносного района. Полезные ископаемые Кварцево-жильной Зоны Первенец.
реферат [48,9 K], добавлен 21.10.2013Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 27.05.2014Физико-географическая характеристика исследуемого района, его стратиграфия и тектоника. История геологического развития территории, формирование ее складчатой структуры. Наличие рудных и нерудных полезных ископаемых, их распространение и применение.
курсовая работа [32,7 K], добавлен 24.03.2012Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение геофизических параметров Васюганской свиты верхнеюрского возраста. Определение коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 02.10.2012Геологическая характеристика Верхнекамского месторождения. Стратиграфия и литология соленосных и надсолевых отложений. Структурно-тектонические особенности Быгельско-Троицкого участка. Способ и система разработки, потери и разубоживание руды при добыче.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.06.2011
