Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.

Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет - 0,66 .

Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.

Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.

Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.

Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.

Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.

Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).

Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0?20,0 МПа, вязкость пластовой нефти - 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75?43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см?, составляя в среднем 0,879 г/см?. Плотность сепарированной нефти - 0,898 г/см?, при изменениях 0,895?0,902 г/см?. Газовый фактор в среднем - 8,06 м?/т, при изменениях (2,76?13,0), объёмный коэффициент - 1,032 (1,015?1,058).

Верейский горизонт

Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости - 7,972·10-5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м3/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см3, составляя в среднем 0,895 г/см3, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см3, составляя в среднем 0,910 г/см3. Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм2

Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.

Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.

Тульский горизонт

Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:

давление насыщения - 11,7 МПа, вязкость - 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти - 0,904 г/см3, плотность сепарированной нефти - 0,916г/см3, коэффициент сжимаемости - 5,4·10-5

МПа, газовый фактор - 1,37 м3/т, объёмный коэффициент - 1,018.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно в 4 скважинах по 77 пробам и из 5 скважин по 5 пробам.

В пластовых условиях нефть имеет следующие средние параметры: давление насыщения - 14,05 МПа (2,76-13,0), вязкость пластовой нефти - 5,4 мПа·с (4,1-7,8), кинематическая вязкость сепарированной - 40,41 мкм2/с (10,62-95,01), плотность пластовой нефти 0,880 г/см3 (0,863-0,907), сепарированной - 0,898 г/см3 (0,884-0,929). Газовый фактор - 8,06 м3/т (2,76-13,0), объемный коэффициент 1,032 (1,015-1,058).

Газ, выделенный из нефти при однократном разгазировании, содержит в своем составе азота в среднем 22,41%, метана 12,9%, этана 22,41%, высших углеводородов 32,14%.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по 5 пробам из 5-ти скважин следующие: нефть сернистая (серы3,81%), парафинистая (парафина 3,17 %), асфальтенов - 8 %. Нефть тяжелая (плотность 0,9920 г/см3).

Турнейский ярус

Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях.

По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПа, составляя в среднем 6,5 МПа, объемный коэффициент - от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м3/т до 34,73 м3/т, составляя в среднем 8,56 м3/т. Вязкость варьирует от 9,94 до 126,64 мПа·с, в среднем составляя 53,55 мПа/с. Плотность сепарированной нефти от 0,865 до 0,942 г/см3, в среднем - 0,907 г/см3.

Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании содержит в своем составе в среднем (%% объемный), азота-23,52 %, метана-0,98%, этана 22,07 %, высших углеводородов-32,65 %. Это говорит о преобладании низших углеводородов над высшими, сероводорода 0 26 % .

По данным анализа 33 поверхностных проб из 24 скважин нефть турнейского яруса тяжелая, плотность колеблется от 0,9069 до 0,9530 г/см3, в среднем составляя 0,9210 г/см3; вязкая - кинематическая вязкость при 50°С изменяется от 23,79 до 94,96 мкм2/сек, в среднем - 44,29 мкм2/сек; сернистая - серы от 1,5 до 4,0 % в среднем составляет 3,45%, парафинистая - парафина 3,5-4,2%, в среднем 3,53 %.

Содержание смол - от 19,9 до 74%, в среднем - 57,1%, указывают на смолистый характер нефти.

Выход светлых фракций до 300° при разгонке по Энглеру составляет 29-46%, в среднем - 31%.

Кыновский горизонт

Нефть кыновского горизонта исследована как в пластовых, так и поверхностных условиях.

По данным анализов 2 пластовых проб, отобранных в разное время из 1-ойскважины, основные физические параметры нефти следующие: давление насыщения изменяется от 35 до 63 МПа, составляя в среднем 49,0 МПа. Объемный коэффициент - от 1,153 до 1,183, в среднем - 1,168; газовый фактор - от 47,1 до 59,2 м3/т, составляя в среднем 53,15 м3/т; плотность пластовой нефти - 0,807 до 0,825 г/см3, в среднем - 0,816 г/см3; сепарированной - от 0,870 до 0,870 г/см3, составляя в среднем - 0,870 г/см3; вязкость пластовой нефти - 5,17 МПа·с.

Растворенный в нефти газ при разгазировании содержит в своем составе в среднем: метана - 41,8%, этана - 22,0%, пропана - 21,2%.

Приведенные данные свидетельствуют о преобладании низших углеводородов над высшими. Азота в газе содержится в среднем 3,5%.

По данным анализов 2 поверхностных роб, отобранных из 2-х скважин, нефть кыновского горизонта имеет следующую характеристику. Плотность нефти изменяется от 0,871 до 0,899 г/см3, составляя в среднем 0,885 г/см3, вязкость при 50°С составляет 17,29мкм2/с; нефть сернистая - содержание серы 1,8%, парафинистая - 4%, при колебании 3,7?4,3%. Нефть смолистая, смол - 42%, при изменении 40-44%.

Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.

По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.

По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.

Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.

Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут.

ТАБЛИЦА 2. Характеристика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на 1 января 2005 года

Средний дебит для жидкости для фонтанного способа эксплуатации уменьшается, а с использованием электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса дебит жидкости увеличивается на 2,0 т/сут и 0,1 т/сут соответственно.

Страницы: 1, 2, 3, 4