Дипломная работа: Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии
Высота залежи достигает 32 метров. ВНК принят на отметке - 2050 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая.
Нефтенасыщенная толщина пласта АС 11 изменяется от 1.0 до 15.4 метров при среднем значении 7.0 метров. В пределах залежи выделяются водонефтяная, газоводонефтяная и газонефтяная зоны, из которых водонефтяная является самой значительной, занимая 95% площади. На 71% площади залежи нефть находится в контакте с водой; толщина перемычки в этой части менее 2 метров. На уровне ГНК преимущественная толщина перемычки находится в пределах от 0 до 2,0 метров. Залежь пласта АС И Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 метров. Значительная часть площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности является неразбуренной в связи с низкими предполагаемыми значениями или полным отсутствием нефтенасыщенных толщин в этой зоне. Залежь пласта АС 11 от вышележащего пласта АС 10 на рассматриваемом участке отделяются весьма незначительной и очень изменчивой по толщине перемычкой, значение которой изменяется от 0,6 до 3,0 метров. В ряде скважин песчаные пласты сливаются, образуя единый гидродинамически связанный резервуар. Проницаемая часть пласта АС 11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет 24,5 % (25%) по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной - 25,8%.
Таблица 1.3.1 - Характеристика продуктивных горизонтов.
| Параметры | АС 9 | АС10 | АС11 | АС9..11 |
| Средняя глубина залегания, м | 2093 | 2099 | 2101 | - |
| Тип залежи | Терригенный | |||
| Тип коллектора | ||||
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м | 1060535 | 675899 | 18653 | 1060535 |
| Средняя общая толщина, м | 11,73 | 22,84 | 23,1 | 62,57 |
| Эффективная средняя толщина, м | 8,6 | 16,71 | 13,26 | 37,66 |
| Средняя газонасыщенная толщина, м | 6,59 | 7,29 | 5,84 | 6,82 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 4,42 | 7,5 | 5,72 | 5,89 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 4,07 | 10,5 | 12,69 | 20,89 |
| Пористость газонасыщенного коллектора, доли единиц. | 0,248 | 0,247 | 0,24 | 0,247 |
| Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли единиц. | 0,248 | 0,251 | 0,246 | 0,25 |
| Начальная насыщенность нефтью, доли единиц. | 0,625 | 0,623 | 0,639 | 0,629 |
| Объемный коэффициент газа, доли единиц. | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 |
| Объемный коэффициент нефти, доли единиц. | 1,7 | 1,7 | 1,7 | 1,7 |
| Объемный коэффициент воды, доли единиц. | 1,01 | 1,01 | 1,01 | 1,01 |
| Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 | 0,686 | 0,636 | 0,686 | 0,686 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м | 891 | 905 | 906 | 897 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | 1009 | 1008 | 1008 | 1008 |
| Средняя проницаемость по керну, мкм2 | 0,299 | 0,399 | 0,266 | 0,347 |
| Средняя проницаемость по геофизике, мкм2 | 0,432 | 0,539 | 0,496 | 0,517 |
| Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2 | 0,122 | 0,109 | 0,1 | |
| Вязкость газа в пластовых условиях, мПа-с | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с | 3.67,4.5 | 6.18,4.2 | 6.18,4. 2 | 6.18,4. 26 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с | 0,49 | 0,49 | 0,49 | 0,49 |
| Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3 | 144,8 | 144,8 | 144,8 | 144,8 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 812,795 | 846,796 | 846,796 | 846,796 |
| Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | 1000 | 999 | 999 | 999 |
| Газовый фактор, м /т | 84 | 89 | 78 | 87 |
| Пластовая температура,0 С | 61,5 | 61,5 | 61,5 | 61,5 |
| Пластовое давление, МПа | 21 | 21 | 21 | 21 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 15.2,20 | 14.5,19 | 14.5,19 | 14.5,19.4 |
| Средняя продуктивность, 10м3 /(сут-МПа) | 0,96 | 1,13 | 1,08 | 1,01 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,733 | 0,732 | 0,574 | 0,602 |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2,295 | 4,048 | 5,193 | 11,147 |
| Содержание серы в нефти, % | 1 | 1,22 | 1,22 | 1,22 |
| Содержание парафина в нефти, % | 2,33 | 1,98 | 1,98 | 1,98 |
| Содержание стабильного конденсата, г/м | 39,7 | 39,7 | 39,7 | 39,7 |
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т | 325233 | 554394 | 94344 | 54217 |
| в том числе по категории В+Сь | 319538 | 546561 | 51 132 | 917331 |
| по категории С2; | 5695 | 8288 | 3085 | 17013 |
| Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м | 166919 | 87558 | 3187 | 257694 |
| в том числе по категории Сь | 166839 | 87558 | 3187 | 257582 |
| по категории С2; | 80 | 2 | 82 | |
| Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т | 6627 | 3476 | 126 | 10229 |
| в том числе по категории Сь | 6624 | 3476 | 126 | 10226 |
| по категории С2 ; | 3 | 3 | ||
Проницаемость изменяется от 2.2·10-3 до 698·10-3 мкм2 присреднем значении 266·10-3 мкм , по нефтенасыщенной части 258·10-3 мкм2 , по водонасыщенной 276·10-3 мкм2 . Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229·10-3 до 316·10-3 мкм2 . Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% присреднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536·10-3 мкм2 при вариациях 1·10-3 ...149·10-3 мкм2 . Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4...8 до 24 метров. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения.Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС 10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2...1,0.Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).В подсчете запасов 1994 года залежи пласта АС 10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре.На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 километров. Основная залежь представлена нефтяной оторочкой подстилающего типа с газовой шапкой и подошвенной водой. Газовая шапка приурочена к центральным частям структур. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС 11 связаны с водонефтяной, газонефтяной и газоводонефтяной зонами. Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 километров, высотой нефтяной оторочки 15...17 метров, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44 метров, Январской – 35 метров, Востокинской - 18 метров.Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 метров при среднем значении 7,5 метров.Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 метров. Газовые шапки небольших размеров на Лянторском поднятии последовательно окаймляются газонефтяной и газоводонефтяной зонами. На Январском и Востокинском поднятиях, чистогазовая зона выделяется в единичных скважинах. Водонефтяная зона приурочена к краевой части залежей и имеет максимальное развитие в прогибах между поднятиями. Подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа на 94,6% площади; толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 3-х метров.
Неконтактные нефтенасыщенные толщины выделяются в скважинах водонефтяной и чистонефтяной зон, где в разрезе отсутствует газ и толщина глинистого раздела на уровне ВНК более 2-х метров (22,5% площади залежи).
Залежи пласта АС 10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно - и среднезернистых.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24...28% Проницаемость изменяется от 1,3·10-3 до 2735·10-3 мкм при среднем значение 399·10-3 мкм2 . По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100·10-3 до 500·10-3 мкм2 . Участки с проницаемостью менее 100·10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской подсвисты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур.
Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
Эффективная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 2...4 до 16 метров.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС 9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров.
В подсчете запасов 1994 года газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чистонефтяная зона выделяется условно при рассмотрение пласта АС9 отдельно от пласта АС 10.
В морфологическом отношение пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанности 0,73 и расчлененностью 2,2. На юге, юго-востоке Лянторской залежи коэффициент песчанности снижается до 0,46, расчлененность увеличивается до 3,3. Высоким коэффициентом песчанности характеризуется восточный склон Востокинского поднятия (0,9...1,0), где песчаные коллектора пластов АС9 и АС10 сливаются в единый резервуар. В крыльевой части структур кровельная и подошвенная части пласта часто глинизируются.
Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72x22 километров, высоту нефтяной оторочки 17 метров, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 метров, Январской - 48 метров, Востокинской - 43 метров. Чистогазовая зона занимает основную площадь залежи и представлена двумя газовыми шапками. Газоводонефтяная зона выделена лишь в отдельных скважинах. Газонефтяная, нефтяная и водонефтяная зоны узким кольцом окаймляют газовые шапки. На Январском поднятие и в прогибах между поднятиями ширина нефтяной оторочки увеличивается до 5...6 метров. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 15 метров, составляя в среднем 4,3 метров. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 метров.
Восточная залежь, расположенная в пределах Таняунской и Тайбинской структур, имеет размеры 15x5 километров, высоту нефтяной оторочки - 20 метров, высоту газовой шапки - 24 метров.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22...26% , у 13%) пород - более 26%.
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299·10-3 мкм2 и изменяется от 1,1·10-3 до 1830·10-3 мкм2 . Большая часть образцов (64%)имеет проницаемость 100·10-3 ...500·10-2 мкм2 , проницаемость более 500·10-3 мкм2 характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102 · 10-3 до 495·10-3 мкм. Участки с проницаемостью более 500·10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10·10-3 до 100·10 -3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
Возможно и целесообразно выделения эксплуатационного объекта АС 9…11 обусловливается условиями залегания углеводородов (нефти и газа), а также особенностями строения и взаимоотношением (в частности, степенью литологической и гидродинамической связанности) песчаных резервуаров и тел, формирующих пласты АС9, АС10, АС11.
В пределах месторождения, оконтуриваемого внешним контуром нефтеносности плата АС 9, толщина перемычек между пластами АС9 и АС 10 изменяются в очень широком диапазоне значений 0...14 метров.
На большей части Лянторского месторождения перемычка между пластами АС9 и АС 10 незначительна по толщине и платы, по видимому, гидродинамически связаны. Толщина перемычки между пластами АС 10 и АС 11 изменяется в пределах от 0 до 24м. Зоны максимальных толщин непроницаемых разделов в плане размещены крайне неравномерно. Максимальная по размерам зона увеличенных толщин перемычки (от 6 до 20...24 метров) приходится на собственно Лянторскую структуру (район ДНС-19, 2). Они часто характеризуются вытянутыми формами (район ДНС-1, 3, 5, 6), образуя полукольца и кольца. В центральной и северной частях месторождения, а также в пределах Тайбинской и Таняунской структур - зоны максимальных толщин распределены крайне неравномерно по площади, а преимущественный диапазон изменения перемычек здесь составляет 0...4.0 метров.
1.4 Состояние разработки Лянторского месторождения
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями | нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, ; объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные - БС-8 , БС-18. Разработка месторождения осуществляется в соответствии с "Дополнением к технологической схеме разработки Лянторского месторождения", выполненного ТО "СургутНИПИнефть" (протокол №2375 ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ от 15.07.99г.) и "Авторского надзора за реализацией дополнения к технологической схеме разработки", выполненного ТО "СургутНИПИнефть" в 2004 году (протокол №3270 ЦКР МЭ РФ от 28.10.04г.), в которых предусматривается:
-выделение трех эксплуатационных объектов разработки: АС 9. ..11, БС-18, БС-82 ;
По основному объекту разработки АС 9...11 :