Дипломная работа: Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской
Отложения мячковского горизонта C2 msh представлены известняками органогенно-обломочными, биоморфными, светло-серыми и серыми, битуминозными и доломитами тонкозернистыми, серыми и желтовато-серыми, окремнелыми, трещиноватыми. Мощность горизонта 80-105м. Отдел верхнего карбона представлен гжельским и оренбургским ярусами. Отложения гжельского яруса C3 g представлены известняками биомор- фными, мелкозернистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, часто перекристаллизованными и доломитами тонко зернистыми, прослоями известковистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, нередко кавернозными. Мощность яруса 120 – 145м.
Оренбургский ярус C3 o слагается известняками преимущественно органогенно-обломочными, светло-серыми, почти белыми и доломитами желтовато-серыми и буровато-серыми, часто реликтово-органогенными. Мощность яруса 40 – 46 м.
В пределах Ромашкинского месторождения пермская система представлена двумя отделами: нижним (ассельский P1 a, сакмарский P1 s, артинский P1 ar и кунгурский P1 k ярусы) и верхним (уфимский P2 u, казанский P2 kz, татарский P2 t ярусы).
Ассельский ярус P1 a представлен трех или четырех кратным переслаиванием глинистых известняков и доломитов. Мощность 50-65м. Сакмарский ярус P1 s подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты. Мощность яруса доходит до 130 м. Отложения сакмарского яруса P1 s повсеместно представлены известняками и доломитами серыми и темно-серыми, трещиноватыми и загипсованными.
Артинский ярус P1 ar подразделяется на нижнеартинский и верхне-артинский подъярусы, сложен глинисто-карбонатными, сульфатно-карбонатными и карбонатно-сульфатными породами. Известняками белые и серые, брекчеевидные и кавернозные. Глины красновато-коричневатые, известковистые, тонкослоистые. Общая мощность артинского яруса доходит до 75м.
Отложения кунгурского яруса P1 k выделены лишь на севере Ромашкинского месторождения. Сложен он глинами зелеными, доломитами серыми, плотными, кавернозными. Мощность кунгурского яруса 0 – 50м. Нижняя часть уфимского яруса верхнего отдела (соликамский горизонт) представлена карбонатными породами с прослоями терригенных. Верхняя часть (шешминский горизонт) сложена красноцветными, песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатных пород. Мощность яруса колеблется от 60 до 100м.
В образованиях казанского яруса P2 kz выделяются нижний и верхний подъярусы. Нижнеказанский подъярус сложен в нижней части глинами светло-серыми, известковистыми, алевритистыми с редкими прослоями песчаников, в средней - песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и в верхней части – органогенными известняками, мергелями и серыми глинами. Мощность отложений 20 - 30 м.
Верхнеказанский подъярус P2 kz2 представлен пачкой пестроокрашенных комковатых глин и известковистых мелкозернистых песчаников. В верхней части преобладают песчаники с прослоями глин, мергелей. Мощность отложений 100 м.
Отложения татарского яруса P2 t в пределах Ромашкинского месторождения сохранились лишь на повышенных участках. Представлены они переслаиванием красноцветных глин и песчаников с линзами конгломератов и прослоями известняков и мергелей. Мощность отложений изменяется от 0 до 60 м.
Четвертичные отложения распространены повсеместно и образуют элювиально-делювиальные чехлы водоразделов и их склонов, представлены буровато-коричневыми известковистыми суглинками. В долинах рек развиты аллювиальные отложения, представленные серо-желтыми суглинками с прослоями щебня, песка и гальки. Мощность четвертичных отложений 20 м.
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
В разрезе пласта DI выделяются (снизу вверх) пласты: д ,г2, г1, б3, б2, б1, в, а. Вследствие замещения проницаемых пород непроницаемыми, пласты не всегда представлены коллекторами. Поэтому только в отдельных скважинах выделяются все проницаемые пласты. В большинстве же скважин происходит их замещение в различных комбинациях.
Пласт "д" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость по песчаникам – 21%, по алевролитам – 15%; средняя проницаемость по песчаникам – 0,436мкм2 , средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,870, по алевролитам – 0,704.
Пласт "г2" средняя пористость по песчаникам – 21,3%, по алевролитам – 14,9%; средняя проницаемость по алевролитам – 0,721мкм2 , по песчаникам – 0,327мкм2 ; средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,865, по алевролитам – 0,721.
Средняя мощность пласта "г1" 3,7 м, средняя пористость песчаников 20,4%, для алевролитов – 15,5 %; средняя проницаемость для песчаников – 0,362 мкм2 , для алевролитов - 0,145 мкм2 ; средняя нефтенасыщенность для песчаников - 0,853, для алевролитов – 0,719.
Пласт "в" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 3,3 м, средняя пористость по песчаникам – 21 %, по алевролитам – 14,7%; средняя проницаемость по песчаникам 0,467 мкм2 , по алевролитам – 0,131мкм2 ; средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,875, по алевролитам – 0,698. Пласт "б3" сложен из песчаников и алевролитов. Средняя мощность пласта 2,89 м, средняя пористость по песчаникам 21,6%, по алевролитам – 15,3 %; средняя проницаемость по песчаникам 0,505 мкм 2 , по алевролитам – 0,147 мкм 2 . Средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,877, по алевролитам – 0,683.
Средняя мощность пласта "б2" – 2,4 м, средняя пористость по песчаникам – 20,6 %, по алевролитам 15,7 %, проницаемость по песчаникам – 0,428 мкм2 , по алевролитам - 0,250 мкм 2 ; нефтенасыщенность по песчаникам – 0,874, по алевролитам – 0,699. Средняя мощность пласта "б1" – 2 м. Средняя пористость по песчаникам – 19,8 %; по алевролитам – 15,5 %; средняя проницаемость по песчаникам – 0,374 мкм2 , по алевролитам – 0,173 мкм2, средняя нефтенасыщенность по песчаникам – 0,874, по алевролитам – 0,699.
Пласт "а" представлен алевролитами, которые в виде различных по размеру линз неравномерно распространяется по площади. В целом пласты маломощны от 1,2 до 4,0 м, средняя мощность пласта 2,28 м. Средняя пористость по песчаникам составляет 20,1%, по алевролитам- 14,6%. Средняя проницаемость по песчаникам 0,870 доли единиц, по алевролитам – 0,721. Пласты "б1", "б2" также развиты в виде отдельных линз, сложенных песчаниками и алевролитами. По геофизическим данным по горизонту DV среднее значение пористости 18,3 %, интервал изменения 22 % - 30 %; среднее значение проницаемости – 0,344 мкм 2 , интервал изменения параметра от 0,012 - 2,656 мкм2 . Характеристика параметров пласта приведена в табл.1.2.2, толщина пласта – в табл. 1.2.1 .
Основным эксплуатационным объектом являются отложения бобриковского горизонта нижнего карбона, представленные терригенными коллекторами. Средняя глубина залегания 1000-1200м. В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. В разрезе горизонта C
выделяются (снизу вверх) пласты: вв
, вв
, вв
, вв
. Покрышкой для залежи служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью от 8 до 12 м. В связи с региональным, ступенчатым погружением пластов на север, северо-восток и восток от Куакбашской площади, а также в связи с неоднородностью пластов-коллекторов, наблюдаются "скачки" в положении ВНК от поднятия к поднятию, составляющих залежь.
Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается в северном и северо-восточном направлениях в абсолютных отметках от 810 м до 846м на север.
Таблица 1.2.1Толщина пласта
| Пласт | Толщина пласта | Показатели | ||
| Средневзвешенная толщина , м | Коэффициент вариации, % | Интервал изменения | ||
| DI | Общая | |||
| нефтяная | 4,19 | 53,94 | 2,00 – 8,40 | |
| водонефтяная | 7,32 | 38,32 | 5,00 – 11,6 | |
| Эффективная | ||||
| нефтяная | 3,94 | 41,03 | 2,00 – 6,8 | |
| водонефтяная | 7,52 | 30,36 | 5,00 – 11,6 | |
Таблица 1.2.2 Характеристика параметров пластов
| ПластDI | Тип коллектора | Параметры | ||
| Проницаемость средневзвешенная по всему пласту, мкм2 | Пористость, % | Нефтенасы-щенность, доли единиц | ||
| д | песчаник | 0,436 | 21,0 | 0,870 |
| алевролит | - | 15,0 | 0,704 | |
| г2 | песчаник | 0,357 | 21,3 | 0,865 |
| алевролит | 0,150 | 14,9 | 0,721 | |
| г1 | песчаник | 0,368 | 20,7 | 0,853 |
| алевролит | 0,144 | 15,0 | 0,719 | |
| в | песчаник | 0,457 | 21,0 | 0,875 |
| алевролит | 0,131 | 14,7 | 0,698 | |
| б3 | песчаник | 0,505 | 21,6 | 0,877 |
| алевролит | 0,147 | 15,3 | 0,683 | |
| б2 | песчаник | 0,428 | 20,6 | 0,874 |
| алевролит | 0,250 | 15,7 | 0,699 | |
| б1 | песчаник | 0,374 | 20,6 | 0,874 |
| алевролит | 0,173 | 15,3 | 0,899 | |
| а | песчаник | 0,449 | 20,1 | 0,870 |
| алевролит | 0,135 | 14,6 | 0,721 | |
Верхний пласт вв имеет линзовидный характер распространения. Лишь на II, IV, VII блоках они имеют площадную или полосообразную форму залегания. Толщина пласта небольшая: 0, 8-2,8 м (в среднем – 1,5 м). Пористость пласта от 13.5 % до 22.2 %, проницаемость от 0,028 до 1,347 мкм
. Пласт содержит 11,3 % начальных извлекаемых запасов горизонта C. Пропласток вв имеет более сложное строение. В его составе в полных разрезах выделяется до 3 прослоев. Толщина пропластка изменяется от 1,0 до 9,8м, составляя в среднем 3,1 м. Пористость пласта изменяется от 19,5 до 22,9%, проницаемость от 0,421 до 2,088 мкм. Пласт вв содержит 60,1% извлекаемых запасов горизонта C. В 14 % скважин происходит слияние пласта вв с вышележащими вв. Толщина глинистой перемычки между ними колеблется от 0,6 до 6,8 м. Пропласток вв имеет широкое развитие. Песчаные тела встречаются линзовидной, полосообразной и площадной формы залегания. Толщина пропластков изменяется от 0,8 до 17,6 м, составляя в среднем 3,4 м. В 46 % скважин пропласток сливается с вышележащим вв. Пористость пласта изменяется от 19,2 до 27,6 %; проницаемость от 0,281 до 4,255мкм. Пласт вв содержит 28,6 % извлекаемых запасов пласта С.Нижний пропласток вв залегает на аргиллитах елховского возраста, толщина которых изменяется от 1,8 до 4,0 м. Пропласток имеет довольно ограниченное распространение, нефтеносен всего в 5 скважинах.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
К пашийским отложениям (пласта DI) приурочена основная промышленная залежь нефти Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. В табл.1.3.1 и табл.1.3.2 представлены основные физико-химические свойства нефти.
Таблица 1.3.1 Физико-химические свойства и фракционный состав раз газированной нефти. Горизонт – Пашийский
| № | Наименование |
Кол-во исслед. скважин | Диапазон изменения | Среднее значение | |
| 1 | Вязкость, 10-3 Па-с | ||||
| при 20º | 21 | 10,5-26,1 | 14,6 | ||
| при 50º | 21 | 4,5-7,1 | 5,5 | ||
| 4 | Температура застывания, ºС | - | - | - | |
| 5 | Температура насыщения парафином, ºС | - | - | - | |
| Содержание, % весовые | 6 | Сера | 21 | 0,7-1,3 | 1,3 |
| 7 | Смол селикагелевых | 21 | 26,0-28,0 | 27,0 | |
| 8 | Асфальтенов | - | - | - | |
| 9 | Парафинов | 21 | 1,0-5,6 | 2,8 | |
| Выход светлых фракций % объёмные | 10 | Н.К. – 100º | 21 | 4,0-14,0 | 7,3 |
| до 150º | - | - | - | ||
| до 200º | 21 | 12,0-33,0 | 26,2 | ||
| до 300º | 21 | 36,0-96,0 | 48,2 |
| Таблица 1.3.2Свойства нефти | ||||
| Наименование | Пашийский горизонт | |||
| Количествоисследованных |
К-во Просмотров: 218
Бесплатно скачать Дипломная работа: Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской
| |||