Дипломная работа: Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).

Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т

Запасы нефти	Объект
	DΙ	DΙΙ	Девон	C1 t	C1 bb	D3 fm
Балансовые	166,03	60,81	229,98	43,11	73,04	6,58
Извлекаемые	10,32	3,72	14,62	1,13	6,47	1,78
Коэф. извлечения нефти, %	57,70	49,20	55,90	7,51	29,7	3,29

Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м³ ) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м³ /т и в среднем составляет 22,0 м³ /т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Свойства и характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м³ . Газосодержание в водах составляет 2,73 м³ /т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м³ , общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м³ .

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практически одинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

– отсутствие сероводорода;

– относительная плотность выше единицы (1,0521);

– содержание азота 13,3% по объему;

– относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа турнейского яруса – 1,0529.

Содержание гелия в продукции скважин составляет 0,051 – 0,055% по объему, аргона – до 0,041%.

Таблица 4. Характеристика нефти продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Показатели	Объект
	DΙV	DΙΙΙ	DΙΙ	DΙ	D3 fm	C1 t	C1 bb
Плотность при 20 0 С, кг/м3	849	850	856	856	904	904	886
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	10,0	17,0	10,0	10,6	85,0	20,0	20,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	3,0	-	2,3	2,3	-	14,2	14,2
Газовый фактор, м3 /т	55	-	64	62	-	21	21,5
Давление насыщения, МПа	8,8	-	8,4–9,6	8,4–9,6	5,2	5,5	5,6
Содержание, % – серы – смол – асфальтенов – парафинов	1,5 6,6 3,2 3,2	1,1 « 1 2 3 4 5 6 7 8 » К-во Просмотров: 302 Бесплатно скачать Дипломная работа: Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м >>> Скачать <<< Меню Поиск