Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных

Коллекторов визейской залежи

Продуктивная толща [2] представляет собой переслаивание аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников. Песчаники и алевролиты сложены в различной степени окатанными зернами, сцементированными слабоглинистым крустификационным поровым цементом уплотнения. В цементе песчаников непродуктивного пласта Тл-1, залегающего выше продуктивного пласта Тл-2, присутствует примесь карбонатного материала. Пористость пород по керну в отдельных образцах достигает 31%, а проницаемость – 1, 2мкм².

В ходе лабораторных исследований условий фильтрации нефти этого объекта в терригенных породах, показали, что в качестве нижнепредельных огут быть приняты следующие значения: пористость – 0, 14 - 0, 15; проницаемость – 0, 014мкм².

Коэффициент вариации пористости для залежи – 34, 8 %. Эта величина говорит о сравнительно хорошей однородности пласта коллектора по пористости. Пористость продуктивного пласта определяли как по керну, так и

по промыслово - геофизическим материалам. Геофизические данные приняты как более представительные.

Проницаемость пластов в большом объеме исследовано по керну и гидродинамическими методами. Коэффициент вариации – 124 %. При проектировании были взяты определения проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований за 1884-1985 г.

Нефтенасыщенность пород коллекторов определяли как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам промыслово – геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для проектирования взята по геофизическим данным, как более представительная. Коэффициент вариации – 6, 6. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенностью нефтью пластов коллекторов.

Таблица 4

Средние значения характеристик коллекторских свойств визейского объекта

Метод исследо- вания	Наименование	Ед изм	Количество	В среднем по пласту	Интервал измерений	Коэф-т вариации
скв	опред
Лаборатор- ные иссле- дования керна	Проницаемость	мкм²			0, 045	0-0, 670
Пористость	%			15, 3	3, 1-26, 8	35, 3
Начальная нефтенасыщенность	%			73, 5	20, 3-99, 5	30, 0
Пористость	%			16, 2	5, 7-31, 0	34, 8
Начальная нефтенасыщенность	%			78, 1	68, 0-85, 3	6, 6
Насыщенность связанной водой	%			21, 9	32, 0-14, 7	22, 6
Гидродина- мические исследова-ния	Проницаемость	мкм²			0, 205	0, 001-1, 215
Пористость	%	-	-	-	-	-
Начальная нефтенасыщенность	%	-	-	-	-	-

Таблица 4 (продолжение)

Метод исследо- вания	Наименование	Ед изм	Количество	В среднем по пласту	Интервал измерений	Коэф-т вариации
скв	опред
Принятые для проек- тирования	Проницаемость	мкм²			0, 213
Пористость	%			16, 4
Начальная нефтенасыщенность	%			88, 0
Насыщенность связанной водой	%			12, 0

Проводимые на месторождении гидродинамические исследования включают в себя следующие работы: замер пластового давления; замер статического уровня; замер динамического уровня; динамографирование; исследования методом восстановления уровня и падения давления. Результаты этих исследований, характеризующие состояние залежи, за период с 1981-1985 приведены в таблице 5.

Водонефтесодержащие комплексы визейской залежи [2] представляют собой сложнопостроенные напорные системы. Замещение на залежи одних литологических разностей другими или полное выклинивание водоупоров между коллекторами позволяет рассматривать водонефтенасыщенную толщу тульского и бобриковского горизонтов как единую сложную гидродинамическую систему.

Залежь нефти имеет подошвенные и краевые воды и является частью гидродинамической системы, обладающей упругой энергией. Учитывая, что объем залежей нефти по сравнению с объемами водонапорной системы незначительны, позволяет судить о наличии упруго – водонапорного режима залежей.

Газонасыщенность нефтей незначительна (7-19 м³/т) [2], ввиду чего не может существенно влиять на вытеснение нефти к забоям скважин даже при значительном снижении давления на пласт. Залежь лишена газовых шапок.

Таблица 5

Гидродинамические исследования скважин и пластов визейского объекта

Наименование	Ед. изм	Количество	Интервал изменения	В среднем по пласту
скважин	измерений
Начальное пласто- вое давление	МПа			-	15, 5
Пластовая темпе- ратура	⁰С			-
Геотермический градиент	⁰С/м			-	2, 1
Дебит нефти	т/сут		-	0, 1-48, 4
Обводненность весовая	%		-	0-99, 3	47, 8
Технологический газовый фактор	м³/т		-	-	9, 9
Продуктивность	т/сут МПа		-	-	0, 899
Удельная продук- тивность	т/сут МПа*м		-	-	0, 202
Гидропроводность	мкм²см мПас		-	-	77, 4
Пьезопроводность	см²/сек		-	-

Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи

Отбор и исследование свойств нефти и растворенного газа Мишкинского месторождения осуществлялись институтом «Гипровостокнефть», тематической экспедицией объединения «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ.

Анализ глубинных и поверхностных проб нефтей и газа проводился преимущественно на отечественной аппаратуре и по общепринятым методикам и соответствующим ГОСТам. Результаты исследований были использованы при составлении в 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» комплексной технологической схемы разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387от 04.06.74г.), согласно которой в этом же году месторождение

введено в разработку.

После этого на месторождении продолжалось изучение физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей, которое привело к уточнению значений параметров нефтяных флюидов и было использовано при составлении [2] технологической схемы.

Общее количество исследованных с 1978-1985г. на визейской залежи проб пластовой нефти 6, проб поверхностной нефти 12. Обоснование средних величин параметров нефти произведено в целом по объекту. Нефти визейской залежи, в основном, относятся к группе высоковязких (более 30 мПа*с). Все, нефти высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. По плотности нефти, относятся к группе средних.

Свойства нефти визейской залежи в пластовых условиях

Имеющиеся результаты исследования, показывают, что при приближении от сводовой части залежи к внешнему контуру нефтеносности наблюдаются увеличение вязкости в 1, 5-2 раза. Для технологических расчетов значения параметров пластовой нефти рекомендуется по глубинной пробе в скв. 181. Эта скважина расположена в водонефтяной части залежи. Сводные параметры физических характеристик пластовой нефти [2] отражены в таблице 6.

Таблица 6

Физические характеристики нефти в пластовых условиях

Пластовая температура, ^°С	Пластовое давление, МПа	Давление насыщения, Мпа	Объемный коэф – т	Газовый фактор, м³/т	Плотность нефти, г/см³	Динами- ческая вязкость, мПа * с	Коэф-т сжимаемос- ти× 10^-4 Мпа^-1
	13, 7	8, 2	1, 025	11, 72	0, 8951	30, 42	6, 9

Свойства нефти визейской залежи в поверхностных условиях

Поверхностные пробы получены из большого количества скважин. Характеризуются относительной стабильностью параметров нефти по коллекторам. Худшие свойства имеет нефть на Восточно - Воткинском участке.

Это объясняется тем, что он характеризует нефть водоплавающей залежи,

имеющей небольшие запасы углеводородов. Именно в таких залежах происходит наиболее интенсивное разрушение нефти в результате воздействия подземных вод. Сводные параметры физико-химических характеристик поверхностной нефти [2] отражены в таблиц 7.

Таблица 7

Физико – химические характеристики поверхностной нефти

Плотность, г/см³	Вязкость кинематическая, мм²/с	Температура застывания, ^°С	Температура начала кипния, ^°С
20^°С	50^°С
0, 9086	85, 08	21, 92	-16

Объемный выход фракций, %	Массовое содержание, %
н.к.100^°С	до150^°С	до 200^°С	до 300^°С	асфальте- нов	смол селикагелевых	парафина	серы
3, 9	10, 6	16, 9	39, 0	5, 4	16, 2	4, 2	3, 2

По технологической классификации (ГОСТ-912-66) нефть относится, по содержанию серы в нефти и нефтепродуктах, к III классу, в зависимости от потенциального содержания топлива - к типу Т₂, в зависимости от потенциального содержания базовых дистиллятных и остаточных масел – к группе М₃. По вязкости базовых масел нефть относится к подгруппе И₂ и по содержанию парафина – к видуП₂, технологический шифр нефти – IIIТ₂М₃И₂П₂.

Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 Следующая