Пласты
Тип коллектора
Толщи на, м
Порис тость,
%
Проницаемость,
мкм?
Нач.нефтена сыщенность, доли ед.
А
П
3,4
20,4
0,348
0,824
2,1
14,0
0,111
0,684
б
3,7
0,373
0,814
1,8
14,1
0,094
0,722
4,1
0,340
0,799
2,0
0,100
0,700
в
3,6
20,6
0,360
1,9
14,2
0,089
0,719
г
3,8
21,6
0,369
0,838
2,5
13,7
0,097
0,732
г +д
3,3
0,271
0,826
3,2
-
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.
Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83-87%, количество же водорода редко превышает 12-14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний.
Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 - 2% вес.), парафинистым (1,5 - 6% вес.), высоковязким (30-100 мПа.с). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона - 4,4% весовых.
Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).
Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.
Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% - мольные)
Наименование
Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях
Нефть разгазиро - ванная однократно в стандартных условиях
Пластовая нефть
У. Сероводород
0,0
2. Углекислый газ
0,65
0,11
3. Азот + редкие
9,14
0,56
4, Метан
32,43
1,3
5, Этан
22,58
0,13
1,56
6. Пропан
22,27
2,65
7. Изобутан
0,22
0,53
8. Н - бутан
6.68
0,84
1,78
9. Изопентан
1.52
0,89
1,0
10. Н - пентан
1.28
1,12
1,16
11. Остаток (С + выше)
0.8
96,24
89,34
12. Молекулярная масса
32,76
13. Плотность при стандартных условиях нефти, кг/м
857,8
804,8
14. Газа
1,3621
Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К+, Nа+, Са 2+, Мg2+, Сl?, SО??4, НСО?3, СО??3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.
Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,
Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.
Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.
2.6 Режим залежи
На Западно-Лениногорской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.
Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.
При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.
Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.
2.7 Конструкция скважин
Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом, фильтром или перфорированной колонной.
В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.
Во втором случае скважину бурят сначала только до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продуктивный пласт.
В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 - 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114 -140,3 мм.
Для обеспечения нормальных условий заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнений охраны недр, тампонажный материал (раствор) за направлением и кондуктором поднимают до устья, а за эксплуатационной колонной как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Качество цементирования определяется акустическим и радиоактивным цементаторами. Для притока нефтяных флюидов в скважину колонну перфорируют напротив продуктивных пластов. Зумпф делается для накопления в нем песка поступающего из пласта вместе с нефтью. Основание скважины называется башмаком, ствол по всей длине выработки, верхняя часть называется устьем.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8