- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
Метод определения |
Наименование |
Проница- емость, К, мкм2 . |
Пористость, m, доли ед. |
Начальная нефтенасыщенность, доли ед. |
Насыщен-ность связанной водой. |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Лабораторные исследования |
Количество скважин, шт. |
33 |
33 |
6 |
6 |
Количество определений, шт. |
400 |
477 |
222 |
222 |
|
Ср.значение |
0,547 |
0,21 |
0,375 |
0,125 |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,37 |
0,21 |
0,18 |
|
|
Интервал изменения. |
Н/опр-3,395 |
0,037-0,24 |
0,304-0,969 |
0,301-0,696 |
Продолжение табл.3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Геофизические исследования |
Количество скважин, шт. |
624 |
629 |
634 |
- |
|||
Количество определений, шт. |
2773 |
3528 |
2736 |
|
||||
Ср. значение |
0,657 |
0,201 |
0,843 |
0,157 |
||||
Коэффициент вариации, доли ед. |
1,169 |
0,161 |
0,108 |
|
||||
Интервал изменения. |
0,03-3,64 |
0,135-0,249 |
0,55-0,945 |
|
Принятые при анализе |
0,656 |
0,201 |
0,843 |
0,157 |
2.2.2. Толщина пластов
Верхний из них, пласт До, коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трех. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2 м. и в среднем составляет 1,7 м. От ниже залегающего пласта "а" горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0 - 16,8 м., являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах). По направлению к Алтунино-Шунакскому прогибу ее толщина уменьшается.
Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 32,2 м. до 56,0 м., а средние значения по блокам изменяются от 39,2 м до 43,0 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6 м до 41,2 м и от 1,0 м до 37,2 м.
Наименьшими толщинами характеризуются 5 и 7 блоки.
Разделы между выделенными в разрезе горизонта Д пластами сложены в основном глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов.
Пласт "а" коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом "б1", коэффициент связанности составляет 0,171. Средняя толщина пласта "а" равна 1,9 м, от пласта " б1" он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0 м при коэффициенте вариации 61,3%.
Пласт " б1" является наименее выдержанным по площади, вероятность вскрытия коллектора по блокам изменяется от 0,150 до 0,312, в среднем по площади составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и лина. Толщина пласта по бокам в среднем колеблется от 1,4м до 2,8 м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом "а" и в 48,2% скважин совместно с пластом "б2". Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579 соответственно на 5 и 7 блоках. Толщина глинистой перемычки между пластами " б1" и "б2" равна 1,6м, коэффициент вариации составляет 58,9%.
Таблица 4.