Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании — КиберПедия 

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании



Свойства Верейский Башкирский Визейский Турнейский (Ct-II+III) Турнейский (Ct-IV)
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 910.8
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 1.134 1.196 1.422 1.538 1.538
Сжимаемость воды, 1/МПа × 10-4 4.577 4.574 4.634 4.531 4.531
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1.334 1.333 1.402 1.320 1.320
Объемный коэффициент нефти, м33 1.018 1.018 1.0105 1.0225 1.0111
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 78.7 149.6 55.9 309.7 309.7
Сжимаемость пор породы, 1/МПа × 10-4 0.54 0.54
Газосодержание нефти, м33 6.9 4.75 3.79 2.65 2.77
Давление насыщения нефти, МПа 3.37 3.69 4.38 9.8 9.8

 

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры Объекты разработки
верейский башкирский визейский турнейский
Средняя глубина залегания, м 1395, 1407
Тип залежи Пластвая сводовая Пластово-массивная Пластовый сводовый Пластовая сводовая, литологич. ограниченная
Тип коллектора Поровый Поровый Поровый Поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м 14,1 71,2 24,1 12,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,0 23,4 6,8 2,3
Пористость, доли ед. 0,17 0,18 0,20 0,13
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед. 0,71 0,86 0,68 0,76
Проницаемость, мкм2х10-3 152*
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,25 0,65 0,46 0,26
Расчлененность, ед. 2,70 17,13 8,52 3,51
Начальная пластовая температура, 0С 27,3 31,5*
Начальное пластовое давление, МПа 11,29 11,83 14,5 15,2*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 78,7 149,6 55,9 309,7*
Плотность нефти        
в пластовых условиях, т/м3 0,9106 0,907 0,9061 0,917*
в стандартных условиях, т/м3 0,915 0,921 0,911 0,926*
Абсолютная отметка ВНК, м -971 -974 -998 -1007 -1212 -1237,5 -1233 -1261
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,018 1,018 1,0105 1,02*
Давление насыщения нефти газом, МПа 3,37 3,69 4,38 9,8*
Газосодержание нефти, м3/ м3 6,90 4,75 4,16 2,88*
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,334 1,333 1,402 1,36*
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,1735 1,1738 1,1811 1,18*
Коэффициенты сжимаемости, 10–5 1/МПа        
Нефти 6,79 6,7 6,62 -
Воды 4,577 4,574 4,634 4,531*
пористой среды 5,76 7,67 11,53 0,54*
Коэффициент вытеснения нефти , доли ед.** 0,509 0,480 0,528 0,358

Запасы нефти, газа и КИН продуктивных отложений Гремихинского



Месторождения нефти

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С190482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;

– по категории C2 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С132304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;

– по категории C258 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С1в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.

 

 

Вывод

Основные продуктивные отложения Гремихинского месторождения , которые разрабатываются в промышленном масштабе , в основном приурочены к четырём геологическим объектам : турнейскому ярусу, башкирскому ярусу , визейскому ярусу , верейскому горизонту.

Средние проницаемости различны и варьируются в широких пределах. Самой низкой проницаемостью обладают отложения турнейского яруса ( k= 0.152 мкм2 ), а самой высокой проницаемостью обладают отложения верейского яруса (k=0.658мкм2 ) .

Коэффициенты вытеснения варьируются от 0.3 до 0.55 д. ед .

Большое количество запасов приурочено к Башкирскому ярусу около 83%. Отложения башкирского яруса и являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти. Средняя нефтенасыщенная часть пласта составляет 23.4 метра .

Нефть всех продуктивных отложений характеризуется как высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов, смол, парафинов и других тяжёлых углеводородов . Вязкость варьирутся в широких пределах и составляет 78.7 мПа , 149.6 мПа, 55.9мПа. Стоит отметить что нефть башкирского яруса имеет вязкость 149.6 мПа , что является самой большой вязкостью.



Средняя плотность нефтей варьируется в маленьких пределах и в среднем

составляет 908кг/м3 .

Газосодержание изменяется от 4 м3/т до 7 м3/т.

Среднее давление насыщения составляет 4 МПа .

Начальное пластовые давление верейского и башкирского объектов мало различается и в среднем величина составляет 11.5 МПа. Величины давлений турнейского и визейского объектов выще и составляют : 15.2МПа и 14.5МПа.

 

II Технологический раздел






Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...





© cyberpedia.su 2017-2020 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.006 с.