Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

 

Рисунок 1.1- Сводный литолого- стратиграфический разрез Туймазинкой площади

Из изложенного видно, что Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты Д1, Д2, Д3,  Д4, песчаники пашийского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса. Глубина залегания до 1.68, нефтенасыщенная толщина пласта до 9.9 м.

2. Основные параметры пласта

Согласно принятой для коллекторов Туймазинского месторождения классификации, породы по емкостным свойствам подразделяются на 1  и 2 группы коллекторов. Высочайшими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллекторы. В общем по горизонту средние значения пористости ( в д.ед.)  по группам коллекторов составляет 0,21 – по высокопродуктивной неглинистой группе.

Среднее значение проницаемости по горизонту  0,479 мкм2. Наибольшее значение составляет 0,675 мкм2, наименьшее - 0,025 мкм2 [3].

По нефтенасыщенности пород коллекторы также делятся на группы. Наиболее высокими значениями нефтенасыщенности характеризуются высокопродуктивные коллекторы – 0,889; самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов – 0,719. В целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности – 0,824 [3].

Максимальное пластовое давление 18,19 МПа, минимальное пластовое давление 12,49 МПа. Среднее значение пластового давления 15,79 МПа [3]

Основные параметры продуктивных объектов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Основные параметры продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Показатели	Объекты
	Д4	Д3	Д2	Д1	С 1t	С 1вв
1	2	3	4	5	6	7
Глубина залегания, км	1.68	1.64	1.63	1.60	1.12	1.10
Площадь нефтеносности, км2	14.6	9.0	84.6	393.0	226.9	237.9

Тип коллектора	Песчаник				Известняк	Песчаник
Нефтенасыщенная толщина пласта, м	2.7	2.0	9.9	5.8	3.5	2.5
Пористость	0.19	0.19	0.22	0.22	0.1	0.225
Проницаемость, мкм2	-	-	0.411	0.522	0.024	0.676
Нефтенасыщенность	0.8	0.83	0.88	0.89	0.72	0.83

Продолжение таблицы 1.1

1	2	3	4	5	6	7
Коэффициент песчанистости	-	-	0.94	0.82	-	-
Коэффициент расчлененности	-	-	1.5	1.9	-	1.5
Начальное пластовое давление, МПа	18.1	17.7	17.2	17.2	12.5	12.5
Начальная пластовая температура, °С	30.0	-	30.0	30.0	18.0	18.0

У геологической модели Туймазинской  площади неоднородное строение коллекторов.  Наибольшая глубина залегания составляет  1,68 км, наименьшая – 1,10 км. Площадь нефтеносности в среднем 161 км, средняя проницаемость 0,19%, пористость 0,825 мкм2.

 

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Основные параметры пластовых нефтей не везде одинаковы и могут варьироваться в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к перифирии залежи пласта Д1 происходит изменение давления насыщенной нефти газом от 9,4 до 8,2 МПа и отмечается некоторое увеличение плотности от 792 до 799 кг/м3 и вязкости нефти от 2,09 до  2,58 мПа*с.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют различные параметры. Так, давление насыщенной нефти газом изменяется от 2,5 до         6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа разгазированной и пластовой нефтей выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8-1,4 %. Начальное газосодержание изменяется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем 22 м3/т. В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона высоковязкие (12,4 мПа*с), тяжёлые (884-980 кг/м3), смолистые (13,2% масс) и парафинистые (3,2-3,5%).

Характеристика поверхностных нефтей приведена в таблице 1.3 [3].

 

Таблица 1.3 - Характеристика поверхностных нефтей Туймазинской площади 

Показатели	Объекты
	Д4	Д3	Д2	Д1	Фамен-ский (D3fm)	Турней-ский (C1t)	Бобри-ковский (C1bb)
Плотность при 200С	849	850	856	856	904	904	886
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	10,0	17,0	10,0	10,6	85,0	20,0	20,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	3,0	-	2,3	2,3	-	14,2	14,2
Газовый фактор, м3/т	55	-	64	62	-	21	21,5
Давление насыщения, МПа	8,8	-	8,4-9,6	8,4-9,6	5,2	5,5	5,6
Серы	1,5	1,1	1,5	1,5	3,7	2,8	2,8
Смол	6,6	13,9	8,1	9,5	13,6	17,2	12,4
Асфальтенов	3,2	2,6	4,1	2,5	4,5	5,1	5,1
Парафинов	3,2	5,4	5,0	5,0	2,9	4,1	3,4

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальцевые рассолы. Общая минерализация их  составляет 275 г/л,  а   плотность   достигает            1190  кг/м3.  Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т.

Таблица 1.4 - Свойства пластовой нефти и воды Туймазинской площади.

Показатели	Пласты
	Д1	Д2	С1вв	С1t	Д4
1	2	3	4	5	6
Нефть   Давление насыщения, МПа	9,12	9,56	6,3	2,0	8,62

 

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4	5	6
Газосодержание, м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа*с Пластовая температура,                                            градус Вода Газосодержание, м3/т Общая минерализация, г/л Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа*с	61,9 847 2,55       2,73 275 1190	64,4 854 2,82       2,73 275 1190	22 864 12,4 18,3       1171 1,6	10,4 868 17,4 18     244,9 1166	55,4 800 3,05 30

        Характеристика нефтяного газа приведена в таблице 1.5 [1].

Таблица 1.5 - Характеристика нефтяного газа Туймазинского месторождения

Показатели	Пласты
	Д4	Д2 и Д1	Бобриковский (C1bb)
Относительная плотность	-	1.0521	1.191
Ср. молекулярный вес	28,9	29.9	35.7
Содержание в газе
Углекислоты	-	-	5.10
Сероводорода	-	-	0.70
Азота	0.7	12.3	20.70
Метана	44.3	40.4	23.62

Анализируя можно сказать что нефть на Туймазинском месторождении по своему физико- химическому составу является легкой и маловязкой.

 

 

 

 

 

3   АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1  Характеристика  показателей разработки

Из всех продуктивных толщ Туймазинского месторождения  в начальных балансовых запасах числится 678,7 миллиона тонн, извлекаемых - 352,8 миллиона тонн. Запасы нефти по объектам приведены в таблице 2.1 [2].

 Как видно из таблицы, самым крупным по величине запасов является пласт Д1, запасы по которому составляют 68,3 % от запасов месторождения. В продуктивном пласте Д2 сконцентрировано около 18 % начальных извлекаемых запасов,  10,7 % запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

Таблица 2.1 - Запасы нефти по объектам

Показатели	Запасы нефти по объектам, миллион тонн
	Д4	Д3	Д2	Д1	Фамен-ский (D3fm)	Турней- cкий (C1t)	Бобрико-вский (C1bb)
Балансовые  запасы, всего	1.9	1.8	117.9	395.3	6.6	39.7	94.4
В  нефтяной зоне	-	-	55.6	288.6	6.6	20.2	77.0
В водонефтяной  зоне	1.9	1.8	62.1	106.6	-	19.5	17.4
Из них: активные	1.9	1.8	117.9	395.3	-	-	94.4
Трудноизвлекаемые	-	-	-	-	6.6	39.7	-