Освоение Тарасовского месторождения

Пласт ПК19-20 приурочен к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, плохо отсортированные, слабо и среднесцементированные с включением мелких растительных остатков. Прослои глин, серых алевролитистых слабослюдистых с включением органических остатков и тонких слоев

углей. Залежь пласта массивная, водоплавающая с газовой шапкой. Эффективные нефтенасыщенные толщины 12.4-24м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 14.3 х 5.6км (ВНК –1636м), высота залежи –55 метров, абсолютная отметка ГНК – 1602м. Высота газовой залежи –23м, нефтяной –33м.

С долей условности весь продуктивный разрез ПК19-20 можно разделить на четыре части 1ПК19, 2ПК19, ЗПК19, ПК20, каждая из которых будет иметь общую толщину 10 м и отделена от других преимущественно заглинизированным разделом.

Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.2002 года составил 576 скважины, из которых 479 скважины – действующие. Весь добывающий фонд скважин механизированный.

С начала разработки, на 01.01.2002г, из залежи добыто 132093.85 тыс.тонн нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют, соответственно, 17.61т/сут., и 51 т/сут. Обводненность продукции составляет 79,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом.

Геолого-физические данные основных объектов разработки Барсуковского месторождения представлены ниже в таблице 2.1.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и природных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии. Разгазированные нефти пластов ПК17,ПК19,ПК19-20,ПК20 сернистые, вязкостные.

Физические свойства нефтей исследованы методом однократного реагирования. Среднее значение свойств приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.1.

Геолого-физические данные основных объектов разработки месторождения

Параметры

Пласты

ПК19-20

2БС11

БС12

Средняя глубина залегания, м

1610

2573

2644

Абсолютная отметка ВНК, м

1636

2440

2508

Тип коллектора

терригенный

поровый

поровый

Тип залежи

пл-свод.

Пл-свод.

Пл-свод.

Площадь нефтегазоносности, т.м2

74030

19000

41937,5

Средняя нефтенасыщен. Толщина,м

14, 4

3,7

3,5

Пористость, доли ед.

0,27

0,18

0, 19

Проницаемость, Мд

87

29

31

Средняя нефтенасыщенность, д.ед.

0, 68

0, 65

0, 65

Коэффициент песчанистости, д.ед.

0, 45

0,77

0, 59

Коэффициент расчлененности

18

2, 64

2, 73

Пластовая температура, град.С

55

84

80

Пластовое давление, мПа

16, 8

25, 8

25, 8

Вязкость нефти в пл.усл., спз

3, 68

1, 04

1, 04

Плотность нефти в пл.усл.,г/смЗ

0, 821

0, 834

0,8111

Плотность газа в пл.усл.,г/смЗ

0, 812

0, 738

0,721

Объемный коэф.нефти, доли ед.

1, 112

0,73

0,73

Содержание серы в нефти, %

0,51

0, 41

0, 41

Содержание парафина в нефти, %

1, 99

3,79

3,1

Давление нас. Нефти газом,мПа

11,9

11,7

11,7

Газосодержание нефти, м3/т

50, 9

67, 4

67, 4

Вязкость воды в пл.усл.,мПа

0,5

0,5

0,5

Плотность воды в пл.усл., г/см3

1, 001

1, 007

1,003

Таблица 2.2.

Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения

Наименование

ПК19

ПК19-20

ПК20

Пластовое давление, Мпа

17,8

17,1

17,1

Пластовая температура, °С

56

56

56

Давление насыщения, Мпа

12,4

12,4

12,5

Газосодержание, м3/т

62

56

52

Газовый фактор при условной сепарации, м3/т

58

53

52

Объёмный коэффициент

1,156

1,124

1,116

Плотность нефти, кг/м3

806

825

832

Объёмный коэффициент при условной сепарации

1,135

1,116

1,110

Вязкость нефти, мПа*сек

2,87

3,24

3,44

Коэффициент упругости, 1/мПа*10

16,1

12,5

12,0

Плотность нефти при условной сепарации, кг/м3

878

884

886

Страница:  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12 


Другие рефераты на тему «Геология, гидрология и геодезия»:

Поиск рефератов

Последние рефераты раздела

Copyright © 2010-2024 - www.refsru.com - рефераты, курсовые и дипломные работы