Коллекторские свойства пласта
В поисково-разведочной скважине № 3 получен приток минерализованной воды с нефтью (10%) 0,9 м3/сут. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Шумолгинского месторождения. В эксплутационных скважинах №№ 50, 51, 52, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 66, 67, 69, 70, 71. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м. Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина,. Плотность… Читать ещё >
Коллекторские свойства пласта (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Пласт Б2 бобриковского горизонта, сложенный терригенными породами, представлен на двух куполах Северо-западном и Северо-восточном. Коллекторские свойства достаточно высоки: пористость составляет 21%, проницаемость — 1,275 и 1,553 мкм2, соответственно, по Северо-западному и Северо-восточному куполам. Вызов притока из пластов осуществлялся при помощи компрессора.
Северо-западный купол был вскрыт и опробован:
- · В поисково-разведочной скважине № 1 в интервале 1435−1444 (-1236,9−1245,9)м, получен фонтанный приток нефти дебитом 45 м3/сут при 6 мм штуцере.
- · В поисково-разведочной скважине № 2 в интервале 1461−1464 (-1266−1269) м, получен фонтанный приток нефти дебитом 14 м3/сут при 6 мм штуцере.
- · В поисково-разведочной скважине № 3 получен приток минерализованной воды с нефтью (10%) 0,9 м3/сут.
- · В эксплутационных скважинах №№ 50, 51, 52, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 65, 66, 67, 69, 70, 71.
Северо-восточный купол был вскрыт и освоен:
- · В поисково-разведочной скважине № 4 в интервале 1440−1448 (-1255,3−1263,3)м получен фонтанный приток нефти дебитом 31 м3/сут при 6 мм штуцере.
- · В эксплутационных скважинах №№ 54, 55, 64.
Пласт Б2 на Северо-западном куполе был исследован в скважине 1. Пласт сложен песчаниками, эксплуатационная колонна перфорирована против продуктивного пласта в интервале1435 -1444 м.
Исследования проводила бригада ЦНИЛ ОКН 21−28 ноября 1979 года. Исследования проводились двумя методами — при установившемся притоке и при неустановившемся притоке (КВД). В процессе исследования при установившемся притоке для определения коэффициента продуктивности скважины были проведены замеры дебита жидкости, пластового, забойного, буферного и затрубного давлений. Замеры проводились в непосредственной близости интервала перфорации на глубине 1434 м, температура пласта в точке замера составила 300С. Исследование проведено на 2, 3, и 6 мм штуцерах. При этом были получены дебиты соответственно 12,6, 15,7, и 45 м3/сут.
Таблица 1.1.
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Шумолгинского месторождения.
Параметры. | Пласты. | |||
А3. | Б2 с-з куп. | Б2 с-в куп. | В1. | |
Категория запасов. | С1. | В. | В/С1/С2. | С1. |
Средняя глубина залегания, м. | ||||
Тип залежи. | Пласт-свод. | Пласт-свод. | Пласт-свод. | Пласт-свод. |
Тип коллектора. | Карбонатный. | Терригенный. | терригенный. | Карбонатный. |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 1464/1100. | |||
Средняя общая толщина, м. | 27,24. | 13,02. | 12,19. | 38,48. |
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина,. | ||||
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м. | 6,5. | 3,4. | 6,3. | |
Объём, тыс. м3 | 5777/4821. | |||
Пористость, %. | 15,7. | 21,1. | 21,6. | 11,0. |
Ср. нефтенасыщенность, доли ед. | 0,798. | 0,912. | 0,923. | 0,816. |
Доля ЧНЗ от объема зележи, %. | 31,8. | 56,3. | 72,8. | |
Проницаемость, мкм2 | 0,442. | 1,275. | 1,553. | 0,0085. |
Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,51. | 0,88. | 0,59. | 0,38. |
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 5,52. | 1,83. | 2,14. | 7,91. |
Начальная пластовая температура, оС. | 24,0. | 30,0. | 31,0. | 31,0. |
Начальное пластовое давление, МПа. | 11,05. | 14,6. | 14,7. | 14,7. |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас. | 65,77. | 82,3. | 100,2. | 51,2. |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,906. | 0,910. | 0,907. | 0,905. |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,92. | 0,918. | 0,918. | 0,915. |
Абсолютная отметка ВНК, м. | — 909. | — 1275. | — 1267. | — 1277. |
Объемный коэффициент нефти, д оли ед. | 1,028. | 1,019. | 1,024. | 1,017. |
Пересчетный коэффициент, доли ед. | 1,11. | 1,11. | 1,11. | 1,11. |
Содержание серы в нефти, %. | 4,3. | 4,13. | 3,94. | 4,07. |
Содержание парафина в нефти, %. | 4,0. | 4,1. | 4,25. | 5,0. |
Давление насыщения нефти, МПа. | 2,63. | 4,06. | 4,13. | 5,01. |
Газосодержание нефти, м3/т. | 10,1. | 8,05. | 9,7. | 4,9. |
Газовый фактор м3/т. | 8,96. | 7,47. | 8,92. | 4,59. |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас. | 1,44. | 1,3. | 1,3. | 1,3. |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,15. | 1,16. | 1,16. | 1,16. |
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 | ||||
Плотность газа по воздуху доли ед. | 1,096. | 1,042. | 1,046. | 1,081. |