Файловый архив студентов. Файловый архив студентов.
1308 вузов, 5224 предметов.
/ Регистрация
FAQ Обратная связь Вопросы и предложения
Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Пермский государственный национальный исследовательский университет
Предмет:
[НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Файл:
геологическая часть моя готовая.doc
Скачиваний:
5
Добавлен:
07.09.2019
Размер:
316.93 Кб
Скачать
☆
►Содержание►

1.5 Водоносность

По геолого-литологическому строению и химическому составу вод в разрезе палеозоя выделяют три гидрогеологических комплекса.

Верхний гидрогеологический комплекс объединяет водоносные горизонты четвертичных, неогеновых и верхнепермских отложений. От нижележащего среднего комплекса он отделяется гипсо-ангидритовой толщей кунгурского яруса.

В верхнем ярусе, соответствующем зоне интенсивного водообмена, водоносные породы представлены прослоями и линзами песчано-алевролитовых отложений, реже известняками и мергелями.

Воды верхнего комплекса обычно пресные или слабоминерализованные, относятся к гидрокарбонатно-натриевому или сульфатно-натриевому типам (по В.А. Сулину).

Скважинами Альшеевского месторождения наиболее подробно изучен средний гидрогеологический комплекс, залегающий между кунгурским и кыновско-доманиковым водоупором. Средний гидрогеологический ярус, соответствующий зоне замедленного водообмена, включает водоносные горизонты нижнепермских, каменноугольных, фаменских и верхнефранских отложений. Воды яруса изучены по результатам 14 анализов вод из 8 скважин. Наиболее полно исследованы воды фаменского яруса (данные 11 анализов). Минерализация вод в пределах комплекса изменяется от 176,6 до 294,8 г/дм3, а плотность от 1,118 до 1,189 г/см3. По классификации В.А. Сулина воды яруса относятся к минерализованным растворам хлоркальциевого типа.

Нижний гидрогеологический комплекс включает водоносные горизонты нижнефаменских и среднедевонских отложений. Воды этого комплекса – высокоминерализованные рассолы, залегающие в зоне наиболее замедленного водообмена. Водоносность комплекса изучена по 4 анализам из трех скважин. Минерализация вод увеличивается вниз по разрезу комплекса от 146,0 до 269,5 г/см3.

В целом, характеризуя воды Альшеевского месторождения, следует отметить, что с глубиной возрастает их плотность (от 1,175 г/см3 пласта CVI до 1,182 г/см3 пласта DI), минерализация (от 257,0 г/л до 267,0 г/л) и метаморфизация. Содержание ионов кальция увеличивается (от 9,44 до 17,81 %экв), а ионов натрия уменьшается (от 36,41 до 28,71 %экв). Это свидетельствует об увеличении с глубиной гидродинамической закрытости горизонтов.

В пашийском горизонте содержится бром в количестве, превышающем кондиционные нормы (462 мг/дм3). Содержание остальных полезных компонентов ниже промышленных концентраций.

Результаты анализов химического состава, средние значения по горизонтам и их диапазоны изменения приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание

Количество

Диапазон

Среднее значение

ионов

исследованных

изменения

и примесей (г/м3)

скв-н

проб

г/100г р-ра

моль/дм3

%экв

г/100г р-ра

моль/дм3

%экв

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Пласт CVI бобриковского горизонта

Cl -

1

1

-

-

-

13,28

4400,00

49,84

SO4 - -

1

1

-

-

-

0,05

12,55

0,14

HCO3 -

1

1

-

-

-

0,01

1,79

0,02

Ca ++

1

1

-

-

-

1,42

833,33

9,44

Mg ++

1

1

-

-

-

0,38

366,53

4,15

К + Na +

1

1

-

-

-

6,57

3214,48

36,41

Примеси

-

-

-

-

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

-

-

-

-

Пачка C1 t kz турнейского яруса

Cl -

1

1

-

-

-

10,15

3224,86

49,82

SO4 - -

1

1

-

-

-

0,04

9,9

0,15

HCO3 -

1

1

-

-

-

0,01

1,99

0,03

Ca ++

1

1

-

-

-

0,18

100,01

1,54

Mg ++

1

1

-

-

-

0,08

74,98

1,16

К + Na +

1

1

-

-

-

6,52

3061,76

47,83

Примеси

-

-

-

-

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

-

-

-

-

Пачка D3 fm3 zv заволжского надгоризонта

Cl -

1

1

-

-

-

12,02

3919,82

49,79

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

SO4 - -

1

1

-

-

-

0,06

13,25

0,17

HCO3 -

1

1

-

-

-

0,02

3,41

0,04

Ca ++

1

1

-

-

-

1,47

849,8

10,79

Mg ++

1

1

-

-

-

0,26

250,18

3,18

К + Na +

1

1

-

-

-

5,88

2836,49

36,03

Примеси

-

-

-

-

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

-

-

-

-

Фаменский ярус

Cl -

6

11

9,19-14,74

2899,68-4924,66

48,89-49,9

13,62

4527,55

49,56

SO4 - -

6

11

0,03-0,27

6,64-61,94

0,07-1,04

0,144

34,81

0,40

HCO3 -

6

11

0,01-0,02

2,44-4,26

0,03-0,07

0,019

3,55

0,04

Ca ++

6

11

0,12-1,31

64,75-749,77

1,09-10,15

0,4

233,74

2,68

Mg ++

6

11

0,03-0,26

29,43-240,12

0,5-3,25

0,14

135,63

1,49

К + Na +

6

11

5,67-9,44

2703,33-4661,47

36,6-48,41

8,54

4196,54

45,84

Примеси

-

-

-

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

-

-

-

Пласт DI пашийского горизонта

Cl -

2

3

13,86-14,1

4624,78-4699,87

49,91-49,95

13,98

4657,77

49,93

SO4 - -

2

3

0,01-0,02

2,46-5,2

0,03-0,06

0,017

4,19

0,047

HCO3 -

2

3

-

1,93-2,7

0,02-0,03

0,01

2,19

0,02

Ca ++

2

3

2,78-2,85

1637,25-1684,51

17,59-18,18

2,82

1661,79

17,81

Mg ++

2

3

0,32-0,35

313,27-340,23

3,38-3,61

0,333

324,58

3,48

К + Na +

2

3

5,34-5,5

2634,89-2702,88

28,44-28,97

5,44

2677,78

28,71

Примеси

-

-

-

-

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

-

-

-

-

1.6 Характеристика основного эксплуатационного объекта

1.6.1 Особенности распространения по площади (выдержанность)

Нижнефаменский подъярус Альшеевского месторождения содержит более 70% промышленных запасов нефти.

Пласт D3 fm1 литологически представлен известняками светло-серыми и с коричневатым оттенком, участками глинистыми, местами органогенно-обломочными, кавернозно-поровыми. Продуктивная пачка занимает почти весь подъярус и представлена переслаиванием пористо-кавернозных известняков с непроницаемыми породами.

Наибольшие толщины пласта встречаются в центральной части и достигают до 100 метров. Юго-восточная часть Альшеевской площади характеризуется чуть большими по сравнению с северо-западной частью значениями толщин (от 70 м до 90 м). На северо-востоке толщины в среднем равны 60 м.

1.6.2 Характер изменения коллекторских свойств

Коллекторские свойства пачки D3 fm1 фаменского яруса исследовались по образцам, отобранным из 6 скважин месторождения. Среднее значение пористости, определенное по 89 образцам, и проницаемости, по 79 образцам, соответственно равны 14,0 % и 0,129 мкм2. По геофизическим исследованиям 26 скважин пористость в среднем равна 11,6 %, нефтенасыщенность – 83 %. По скважинам 331АБШ и 361 проводились гидродинамические исследования, по которым проницаемость составила 0,045 мкм2 и 0,102 мкм2, соответственно.

1.6.3 Характеристика залежи и физико-химические свойства нефти и газа

Нижнефаменский подъярус D3 fm1 разбит на множество маломощных прослоев, коэффициент расчлененности составляет 8,43, доля проницаемых прослоев – 0,21.

В пласте выявлена одна залежь, приуроченная к рифовому массиву. Ее размеры 2,9 х 0,19 км и высота 71,0 м. В строении залежи выделяются два купола. По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенного прослоя известняков установлено на абсолютной отметке –1951,51 м, а наиболее высокое положение кровли водонасыщенного прослоя на отметке –1951,45 м. ВНК принят на середине расстояния между нефтеносными и водоносными прослоями на абсолютной отметке ‑1951,48 м. Режим работы залежи упруго-водонапорный.

В пачке D3 fm1 фаменского яруса параметры пластовой нефти изучены по 3 пробам из трех скважин. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,854 до 0,864 и в среднем по пачке составляет 0,860 г/см3, вязкость – 7,9 мПа·с, объёмный коэффициент – 1,059, газосодержание – 22,7 м3/т. Давление насыщения равно 4,81 МПа. Содержание серы в среднем равно 3,3 %, парафина – 3,9 %, смол – 18,1 %. Свойства пластовой нефти внесены в таблицу 3

Таблица 3 – Свойства пластовой нефти

Наименование

Кол-во исследованных

Диапозон изменения

Среднее значение

скв.

проб

1

2

3

4

5

Пластовое давление, МПа

3

3

-

20,20

Давление насыщения газом, МПа

3

3

4,22-5,89

4,81

Газосодержание, м3/т

3

3

20,2-27,6

22,7

Объёмный коэффициент при Рисх, доли ед.

3

3

1,063-1,081

1,059

Плотность, кг/м3

 

в пластовых условиях

3

3

854-864

860

при давлении насыщения

3

3

848-857

854

Вязкость, мПа . с

 

при Рпл

3

3

6,98-8,75

7,90

при Рнас

3

3

5,68-6,44

6,12

Пластовая температура, оС

3

3

35-36

36

Попутные газы Альшеевского месторождения имеют плотность 1,398-1,519 кг/м3, содержание метана – 20,77 ‑ 28,95 %моль, этана – 13,58 ‑ 19,05%моль, пропана – 19,19 ‑ 25,02 %моль.

Газы жирные, тяжелые, азота содержится 14,19 – 23,81 %моль, углекислого газа – 0,01 ‑ 5,38 %.

В газе и пластовой нефти пачки D3 fm1 фаменского яруса обнаружен сероводород.

Средние значения по пласту D3 fm1 приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

 

моль

масс

моль

масс

моль

масс

1

2

3

4

5

6

7

сероводород

-

-

-

-

-

-

углекислый газ

0,16

0,20

-

-

0,04

0,01

азот + редкие

14,19

11,13

-

-

1,62

0,31

в т.ч. гелий

0,019

-

-

-

-

-

метан

24,44

10,95

-

-

3,83

0,31

этан

18,68

15,69

0,29

0,04

3,16

0,48

пропан

25,02

30,81

2,01

0,39

5,57

1,24

изобутан

4,35

7,06

1,20

0,31

1,70

0,50

н. бутан

7,88

12,79

3,07

0,79

3,85

1,13

изопентан

2,67

5,39

2,85

0,91

2,83

1,03

н. пентан

1,17

2,36

1,31

0,42

1,32

0,48

гексаны

0,41

1,15

5,67

2,16

5,95

3,01

гептаны

1,03

2,47

6,96

3,08

4,98

2,17

остаток (С8+высшие)

-

-

76,64

91,90

65,15

89,33

молекулярная масса г/моль

35,71

-

-

198,00

молекулярная масса

 

 

 

 

остатка

-

-

-

-

-

плотность:

 

 

 

- газа, кг/м3

1,485

 

 

газа относительная

 

 

 

(по воздуху), доли ед.

 

 

 

- нефти, г/см3

 

0,879

0,862

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Помощь Обратная связь Вопросы и предложения Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности