- •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
3.3 Физико-химические свойства флюидов.
3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.
Нефть терригенных отложений девона Ново – Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской. В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.
Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти.
Параметры |
Средние значения по площадям |
||
Акташская |
Ново-Елховская |
Федотовская |
|
Давление насыщения, МПа |
8,26 |
8,24 |
7,84 |
Газосодержание, м3\т |
57,3 |
53,5 |
51,9 |
Пересчетный коэффициент |
0,8787 |
0,8795 |
0,8849 |
Вязкость пл. нефти, мПа*с |
3,95 |
3,97 |
4,5 |
Плотность пов. нефти, кг\м3 |
|
|
|
Д0 |
862 |
862 |
862 |
Д |
861 |
863 |
863 |
Содержание серы, % вес |
1,6 |
1,6 |
1,6 |
Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре.
Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3\сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 – 400 метров от устья.
Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0 , в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.
Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлор – кальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180 – 1190 кг\м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22 – 1,5 мПа*с. Общая минерализация составляет 250 – 300 г\л. Из микрокомпонентов присутствует (мг\л) бром 605 – 823; йод 6.6 – 10; аммоний 173 – 200; бор 9 – 18; нафтеновые кислоты – следы, сероводород не обнаружен.
Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1 , свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.
Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбанатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.
Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского и татарского ярусов.
Для закачки в пласт используются вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая и гидрокарбонатно – сульфатно-кальциевая, плотностью 1000 – 1001,8 кг м3 . Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньший минерализацией, повышенным содержанием сульфата и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона.
В связи с разработкой Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт пресных вод существенно изменились гидродинамические условия недр.
Скорость движения подземных вод возросла в 200 – 300 раз. От нагнетательных скважин приконтурного и законтурного заводнения движение подземных вод направлено не только к внутриконтурным эксплуатационным объектам, но и за контур нефтеносности, причем как по простиранию водоносных горизонтов, так и вертикально по разрезу.
Например, в скважине 200 Ямашинской площади, расположенной в 20км к западу от Ново – Елховского месторождения, с 1969 г. по 1970г. уровень воды поднялся на 5,2 метра. В скважине 197 Черемшанской площади, расположенной в 10 км к юга – западу от месторождения, уровень воды с 1961 г. по 1964 г. повысился на 2 метра, а в 1978 г. в скважине был зафиксирован столб нефти.
На Федотовской площади в скважинах 1171, 3125, 7189 и др. в карбонатах верхнефранского яруса отмечается превышение пластового давления над первоначальным на 1,2 – 2,4 МПа, что, вероятно, связано с вертикальными перетоками из терригенных отложений по ослабленным тектоническим зонам.
Эти факты требуют постановки и поведения специальных гидрологических наблюдений. Настоящему времени большинство пьезометрических скважин, расположенных в законтурной зоне Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений, вышли из строя или ликвидированы. Ограниченное количество специальных наблюдений скважин по горизонтам терригенного девона и смежным не позволяет в настоящее время оценить масштабы перетоков между горизонтами, степень влияния на гидродинамический режим водоносных горизонтов разработки месторождения и влияния ее на близлежащие нефтяные залежи соседних более мелких месторождений.
По терригенным отложениям девона в законтурной части Ново – Елховского месторождения намечено из числа скважин, давших при опробовании воду, перевести в фонд пьезометров три скважины – на севере, западе и юге, в районе расположения существующих скважин 15185, 164 и 15084.