- •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 толщин пластов горизонта д
Наименование
|
Блок |
В целом по пласту
|
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
||
Общая толщина, м |
|||||||||
Средневзвешенное значение, м |
39,2 |
41,9 |
42,6 |
42,7 |
39,8 |
43,0 |
39,9 |
41,8 |
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,066 |
0,086 |
0,067 |
0,087 |
0,081 |
0,059 |
0,077 |
0,082 |
|
Интервал измерения, м |
32,2 46,8 |
33,8 56,0 |
34,4 55,0 |
34,6 54,6 |
35,4 54,8 |
36,4 52,0 |
33,2 47,4 |
32,2 56,0 |
|
Heфтенасыщенная толщина, м |
|||||||||
Средневзвешенное значение, м |
13,3 |
19,2 |
15,6 |
17,1 |
12,4 |
20,3 |
11,2 |
16,5 |
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,456 |
0,323 |
0,376 |
0,356 |
0,381 |
0,280 |
0,416 |
0,385 |
|
Интервал измерения, м |
1,0 30,0 |
2,0 33,2 |
1,0 31,4 |
1,0 37,2 |
3,4 22,6 |
8,6 32,8 |
1,0 23,4 |
1,0 37,2 |
|
Эффективная толщина, м |
|||||||||
Средневзвешенное значение, м |
17,4 |
20,3 |
18,0 |
16,7 |
11,7 |
21,2 |
17,3 |
18,2 |
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,321 |
0,320 |
0,292 |
0,370 |
0,358 |
0,271 |
0,357 |
0,332 |
|
Интервал измерения, м |
5,2 32,4 |
9,4 41,2 |
3,6 37,8 |
5,4 37,2 |
4,8 22,6 |
3,6 35,4 |
6,8 32,8 |
3,6 41,2 |
Пласт "б2" отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади (Р=0,402) и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и лина. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9 м. По характеру залегания по отношению к смежным пластам, он в 26,2% скважин вскрыт совместно с пластом " б1" и в 13,5% скважин совместно с "б3". Связанность с пластом "б3" по блокам различна, изменяется от 0 (5 блок) до 0,722 (7 блок). Непроницаемый раздел между пластами "б2" и "б3" характеризуется толщиной в среднем равной 1,9 м.
Пласт "б3" сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом "б2" и в 67,4% с "в". По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт "б2". Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4 м. От нижележащего пласта "в" пласт " б3" отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой ("аргиллит"), толщиной около 4м. Основные зоны слияния пластов "б3" и "в" выделены на 1 и 4 блоках. На остальной части площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет (2, 4 блоки); либо они вскрыты в единичных скважинах.
Пласт "в" в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в пределах 1,2,3,6,7 блоков. На 4 и 5 блоках он залегает в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлен коллектором в 76,5% скважин, в 51,5% залегает совместно с пластом "б3" и в 63,9% скважин с "г1". Средняя толщина пласта составляет 2,9 м. От нижележащего пласта " г1"отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах.
Пласт " г1" сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65, в 83,3% и 93,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами "а" и "г2+3". Коэффициент связанности с пластом "г2+3"изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом "г2+3" составляет 1,9м.
Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт "г2+3" (Р=0,939), зоны отсутствия коллекторов выделяются, в основном, в пределах 1 блока. От пласта "д" отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты "г2+з" и "д", их коллекторы находятся в слиянии. Средняя толщина пласта "г2+3" составляет 3,5м.
Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт "д", в центральной и южной частях площади имеет близкое к площадному распространение, в северной части (1 блок) залегает в виде полос различного направления. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8м, практически на всей площади распространения перекрывается коллекторами пласта "г2+3".
Подошвой горизонта Д1 является пачка "муллинских глин", толщиной в среднем равной 6,0м. На Миннибаевской площади она достаточно выдержана, зоны слияния пласта "д" горизонта Д1 с коллекторами горизонта Ди выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта Д1 и Д2.
Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую (за исключением 1 и 7 блоков) связанность коллекторов верхнее-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов "гд" нижнепашииских коллекторов является пласт "в". Коллекторы пластов "гд" в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов, как правило, вскрыта двумя и более скважинами, т.е. рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой.