
- •Альметьевский государственный нефтяной институт
- •Геологическая часть
- •Технологическая часть
- •Общие показатели разработки нефтяных площадей
- •Геологическая часть
- •1. История открытия и разведки месторождения
- •1. Разработка всех пластов эксплуатационного объекта одной сеткой скважин;
- •3.Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1. Характеристика геологического строения
- •Средние отметки начального положения внк по блокам Ново – Елховского месторождения
- •3.2 Основные параметры пласта
- •3.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтеотдача
- •Граничные значения пород - коллекторов и их классификация для горизонтов д 0 и д 1 Ново – Елховского месторождения
- •3.2.2 Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность.
- •Средневзвешенные параметры коллекторов по Ново-Елховскому месторождению
- •3.2.3 Показатели неоднородности пластов.
- •Свойства и состав нефти, попутного газа и воды
- •Расчленённость разреза продуктивных отложений горизонтов д0 и д1 Ново – Елховского месторождения
- •3.3 Физико-химические свойства флюидов.
- •3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.
- •Физико-гидродинамические характеристики.
- •Запасы нефти и растворенного газа.
- •3.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды.
- •Технологическая часть
- •Общие показатели разработки нефтяных площадей
- •1.1. Ввод новых скважин из бурения и освоения
- •1.2. Состояние пробуренного фонда
- •1.2.1. Эксплуатационный фонд
- •1.2.2. Нагнетательный фонд
- •1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин.
- •1.3. Добыча нефти в нгду «Елховнефть» за 2005 год добыто 1492,6т.Т. При нормах 1460т.Т. План по добыче выполнен на 102,2%.
- •1.4 Добыча газа
- •1.5 Обводненность продукции и скважин, добыча воды
- •Закачка воды
- •2. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин.
- •2.1. Капитальный ремонт скважин.
- •С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин в отчетном году произведено 8 обработок призабойной зоны.
- •2.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.2.1.Гидродинамические методы с применением современных технологий.
- •Радиальное вскрытие пласта.
- •2.2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.3. Текущий ремонт скважин
- •2.4 Геолого-технические мероприятия по улучшению использования фонда
- •3 . Состояние и мероприятия по улучшению разработки
- •Выполнение проектных показателей по фонду скважин, плотность сетки скважин.
- •Эксплуатационный фонд
- •Нагнетательный фонд
- •3.2. Состояние пластовых давлений девона и верхних горизонтов
- •Ново-Елховская площадь
- •3.3 Динамика контуров нефтеносности и внк
- •3.4. Состояние выработки по блокам, пластам, залежам продуктивных горизонтов
3.2.2 Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность.
Основным объектом разработки с 1961 г. на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д и Д по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходят друг в друга.
Породы коллекторы представлены песчаниками и алевролитами моно минералами. Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют политизированные и серпитизированные по левые шпаты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. Поэтому небольшое изменение в содержании этих фракций, что естественно не фиксируется по данным геофизики, не меняет их классификацию по литологическим признакам – песчаник, алевролит и в ряде случаев такое разделение условно.
Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаково, т. е. по литологии пласты объекта неотличимы.
Увеличение содержания мелко – зернистой алевролитовой и особенно перлитовой фракцией резко снижает коллекторские свойства, пород, а при содержании пелитовой фракции, в среднем, более 5% породы переходят в класс не - коллекторов.
Средневзвешенные параметры коллекторов по Ново-Елховскому месторождению
Плас-ты |
Класс коллек-тора |
Нефтенасыщенная толщина, м |
По месторождению: |
||||
Акташ-ская |
Ново-Елхов-ская |
Федото-вская |
Порис-тость, % |
Нефте-насыщен-ность, % |
К, 10-3 мкм2 |
||
Д 0
а
б1
б2+3
в
г
д |
1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 |
2,6 3,3 1,6 1,8 1,8 2,3 2,4 3,8 1,9 2,8 3,0 4,1 - - |
2,5 3,6 1,9 2,4 2,0 3,0 2,4 3,9 1,9 3,0 4,5 6,1 1,8 2,3 |
1,1 3,4 1,6 2,9 1,7 3,0 1,9 3,5 1,9 2,3 1,3 2,5 - - |
16,0 20,0 16,0 20,0 16,0 20,0 16,0 20,0 16,0 20,0 16,0 20,0 16,0 20,0 |
82 87 82 87 82 87 82 87 82 87 82 87 82 87 |
140 500 140 500 140 500 140 500 140 500 140 500 140 500 |
3.2.3 Показатели неоднородности пластов.
Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяется до 9 – 10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6 – 9 пластов. В среднем, степень расчлененности разреза практически одинакова с расчлененностью этих же отложений на Ромашкинском месторождении (соответственно 3,9 и 4,06) и два раза выше, чем на Бавлинском, на котором расчлененность горизонта Д1 равна2,0.
Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения. Наиболее значительно сокращается толщина верхнепашийского подгоризонта – в 2,2 раза; толщина кыновского горизонта изменяется почти в 2 раза и менее всего изменяется толщина отложений нижнепашийского подгоризонта.
Кроме расчлененности, основной особенностью геологического строения, определяющей систему размещения нагнетательных скважин является прерывистость в распространении коллекторов по пластам.
Площадное развитие по всему месторождению имеют коллекторы только пласт “г”. Однако пласт “г” не является единым выдержанным по площади пластом. Он из всех остальных пластов наиболее расчленен – выделяется до трех пропластков, которые считать самостоятельными пластами затруднительно, т. к они не имеют своего определенного зонального интервала, а разрезе, как верхние пласты.
Коллекторы остальных пластов залегают линзами различных размеров, полосами, протяженностью через все месторождение: полосы коллекторов имеют извилистые очертания, соединяются между собой протоками, рукавами, в ряде случаев полосы можно отнести к шнурковому типу. Простирание полос для пластов пашийского горизонта – субмеридиональное, для пласта Д0 - широтное.
Наряду с полосовидным залеганием коллекторов, выделяют отдельные изолированные линзы различных размеров. Наибольшее число таких линз отмечаются в пластах верхнепашийского подгоризонта: 250 из 280 по объекту.
В связи с наличием внутриформационных размывов при образовании терригенных отложений девона, как результат наличия нескольких ритмов осадкообразования при небольшой общей толщине отложений – отмечаются зоны слияния пластов. Зоны слияния в своем большинстве приурочены к полосам коллекторов, отмечается совпадение зон слияния между различными пластами по одним и тем же участкам, что указывает на унаследованность деятельности течений, разносивших обломочный материал по площади бассейна и приводимых на отдельных участках к размыву подстилающих отложений, что зависило от рельефа дна и скорости течений. Наиболее часто сливаются пласты верхнепашийского подгоризонта. Отсутствуют слияния в пласте Д0, но в связи с уменьшением толщины нижнекыновских глин к северо-западу, а на ряде небольших участков отмечается их полное отсутствие, можно предположить слияние пласта Д0 с пластами горизонта Д1.
В целом пласты объекта разработки представляют собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водо – нефтяным контактом.
Пласты объекта обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами. Параметры коллекторов определены посредством геофизики, построенным по данным керна.
Различие в параметрах внутри каждого класса по территории месторождения несущественно и обусловлено случайными ошибками в определении параметров для каждого пластового пересечения. Поэтому для расчетов приняты средние параметры по пластам коллекторов, независимо от принадлежности к пластам. Разделы между пластами коллекторами сложены глинистыми алевролитами и аргиллитами. Кыновские аргиллиты тонкослоистые, прослоями листоватые, спутанно-слоистые. Глинистый материал в основном гидрослюидный с примесью каолинита и бейделита. Кыновские аргиллиты не только надежно отделяют пласт Д0 от пластов горизонта Д1, но и являются надежной покрышкой залежей нефти терригенного девона на месторождениях Татарии и Башкирии.
Анализ изменения толщи раздела между той или иной парой пластов проводился только по тем участкам месторождения, где оба пласта представлены коллекторами, т.к. в случае отсутствия одного из пластов толща раздела резко возрастает и не характеризует раздел между пластами.
На Акташской площади по сравнению с Ново – Елховской толщины разделов в 1,5 – 2 раза меньше, что связано сокращением общей толщины горизонтов, и как следствие – больше случаев слияния пластов.
Эти данные позволяют выделить в многопластовом объекте три пачки пластов: нижняя, в которую входят пласты “в”, “г”, и “д”, средняя – “а” (верхнепашийский подгоризонт) и верхний – Д0 (нижнекыновский подгоризонт). Эти пачки достаточно надежно разделены на всем месторождении.