- •Содержание Введение……………………………………………………………………………...1
- •Введение
- •1. Геолого – физические условия разработки основных продуктивных пластов
- •1.1.Условия залегания основных продуктивных пластов (характеристика, месторождения и климатические условия, тектоника и стратиграфия, нефтегазоводоносность, геологический разрез ).
- •Стратиграфия
- •Тектоника
- •Нефтегазоводоносность
- •Коллекторские свойства пласта
- •Состав и физико- химические свойства пластовых жидкостей и газа.
- •1.4.Характеристика запасов нефти месторождения, подсчет запасов нефти и газа.
- •2. Характеристика системы разработки (режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин, карта разработки).
- •3. Динамика основных показателей разработки
- •4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки.
- •5. Расчёт эффективности разработки нефтяных залежей
- •Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
- •Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
- •6. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки
- •7. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий
- •Заключение
- •Список литературы
Коллекторские свойства пласта
Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).
В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 - проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.
Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.
Пласт СI
Залежи нефти пласта СI отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.
Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.
Песчаники пласта бурые и коричневые с различными оттенками, неравномерно нефтенасыщенные. Состав песчаников кварцевый с включением единичных чешуек мусковита, зерен полевого шпата и циркона. Структура мелкозернистая. Текстура массивная, тонкослоистая, реже пятнистая. По данным гранулометрического анализа преобладают зерна фракции 0,25-0,1 мм. Зерна кварца угловатые, полуокатанные, реже окатанные. Часть зерен катаклазирована или корродирована вторичными минералами. Цемент в основном контактовый и поровый, частично базальный и пойкилитовый. В контактовом и поровом цементе содержится тонкослюдистый материал и пелитоморфный карбонат с органическим веществом. Пойкилитовый тип цементации представлен эпигенетическим кальцитом. Коллектор поровый. Пористость межзернового типа. Диаметр пор от 0,01-0,15 до 0,2-0,3 мм (поры выщелачивания). Каверны размером 1-1,5 мм. Поры сообщаются между собой микроканальцами и тонкими трещинами. В порах содержится пирит и битум. Наблюдаются трещины извилистые, прерывистые, развитые параллельно напластованию. К ним приурочено образование пор щелевидных, открытых.
Таблица №1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Параметры |
пласт СI |
Сергиев-ский купол |
|
Категория запасов |
А |
Средняя глубина залегания, м |
1380 |
Тип залежи |
пластовый |
Тип коллектора |
терри-генный |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
10387 |
Объем нефтегазоносности, тыс. м3 |
110143 |
Средняя общая толщина, м |
20,5 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
14,1 |
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
10,6 |
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
5,4 |
Пористость, доли ед. |
0,24 |
Ср. нефтенасыщенность доли ед. |
0,95 |
Проницаемость, мкм2 |
2,313 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,77 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
2,8 |
Начальная пластовая температура, оС |
26,5 |
Начальное пластовое давление, МПа |
14,00 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с |
27,83 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,878 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,897 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1189 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,055 |
Пересчетный коэффициент доли ед. |
0,948 |
Содержание серы в нефти, % |
2,83 |
Содержание парафина в нефти, % |
6,65 |
Давление насыщения нефти, МПа |
5,88 |
Газосодержание нефти м3/т |
27,69 |
Газовый фактор м3/т |
25,63 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с |
1,42 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,155 |
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 |
1,161 |
Коэффициент вытеснения доли ед. |
0,707 |
Нач. баланс. запасы нефти млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») |
21,240 |
в том числе: по категории АВС1/С2 |
21,240/- |
Нач. извл. запасы нефти, млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») |
11,724 |
в том числе: по категории АВС1/С2 |
11,724/- |
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,552 |
Плотность газа по воздуху доли ед. |
1,064 |