Расчёт технологических показателей разработки Северо-Альметъевского месторождения
Содержание
|
Введение.................................................................................................................
|
4
|
|
1.Общие сведения о месторождении...................................................................
|
5
|
|
2.Геолого-физическая характеристика месторождения....................................
|
7
|
|
2.1.Характеристика геологического строения..................................................
|
7
|
|
2.2.Основные параметры пласта..........................................................................
|
10
|
|
2.2.1.Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность .…..…...
|
10
|
|
2.2.2.Толщина пластов…......................................................................................
|
12
|
|
2.2.3.Показатели неоднородности пластов.........................................................
|
14
|
|
2.3.Физико-химические свойства пластовой нефти и газа …………………
2.3.1. Физико-химические свойств пластовой воды ...…………………….
|
17
|
|
3.Анализ текущего состояния разработки..........................................................
|
21
|
|
3.1.Общая характеристика реализованной системы разработки
на месторождении.….....................................................................................
|
21
|
|
3.1.1.Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождени21
3.1.2.Характеристика система заводнения на данном объекте разработки...
3.2. Анализ выработки пластов………………………………………………
|
24
|
|
3.2.1 Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте........
|
32
|
|
3.2.2. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти……………
3.3.Характеристика показателей разработки…………………………………
|
32
|
|
3.4.Характеристика фондов скважин и текущих дебитов…………………
3.5.Обоснование исходный данных для расчетов технологический показателей………………………………………………………………………
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Расчет технологических показателей разработки..........................................
|
56
|
|
4.1.Методика расчета............................................................................................
|
56
|
|
4.2.Исходные данные расчета...........................................................................
|
62
|
|
4.3.Результаты расчета и их анализ.................................................................
|
63
|
|
5. Выводы, рекомендации по совершенствованию разработки Северо-
Альметьевской площади……….………………………………………….....
|
71
|
|
6. Список литературы...........................................................................................
|
72
|
|
7. Графическая часть…………………………………………………………….
|
73
|
|
7.1.Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………..
|
73
|
|
7.2.Графики технологических показателей разработки по
промысловым данным………………………………………………………
|
80
|
Введение
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.
До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при этом коэффициент нефтеизвлечения был незначительным.
В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения является заводнение. Цель заводнения - вытеснение нефти водой из пластов и поддержание при этом пластового давления на заданном уровне. Вид заводнения должен выбираться в зависимости от геологического строения, коллекторских свойств пласта и флюидов. При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем по мере роста объёма закаченной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.
Расчёт технологических показателей разработки - очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование изменений технологических показателей разработки во времени. В настоящее время создано несколько десятков методик расчётов технологических показателей разработки, которые могут быть применены для Северо - Альметьевской площади.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Северо-Альметъевская площадь расположена в северо-западной части Ромашкинского месторождения. Границами, отделяющими Северо- Альметьевскую площадь на севере от Березовской и на юге от Альметьевской площадей, являются разрезающие ряды, на западе естественный контур нефтеносности, на востоке - условная линия, отделяющая ее от Алькеевской площади. Площадь занимает территорию, равную 15558 га.
В административном отношении Северо-Альметьевская площадь находится на территории Альметьевского района.
В пределах площади протекает с юго-востока на северо-запад река Степной Зай. В геоморфологическом отношении площадь представляет собой среднепересеченную местность с многочисленными оврагами и балками,
местами покрытыми лесом. Абсолютные отметки уровня поверхности земли колеблются в пределах от 90 до 230 м.
Климат района резко континентальный: суровая холодная зима и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - юго-западное.
На территории площади находятся г.Альметьевск и ряд населенных пунктов.
Северо-Альметьевская площадь разрабатывается НГДУ "Альметьевнефть" объединения "Татнефть". На площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения.
2. ГЕОЛОГО–ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Характеристика геологического строения
Северо-Альметьевская площадь расположена на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения.
Разрез Северо-Альметьевской площади сложен образованиями девонской, каменноугольной и пермской системы палеозоя.
К основному эксплуатационному объекту относятся пласты кыновских и пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют общий структурный план.
Северо-Альметьевскую площадь по различному гипсометрическому положению кровли пашийского горизонта (подошва “верхнего известняка”) разделили на три части: западную (1 блок), центральную (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание подошвы “верхнего известняка ” отмечается в центральной части площади (абсолютная отметка 1450-1460 м). В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок 1465-1475 м. На западной части происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения. Различное гипсометрическое залегание пластов-коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках.
Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород.
Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. Их толщина составляет 3,6 м.
На восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты, средняя толщина равна 2,7 м. На фоне сплошного развития пластов - коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков (Кр = 1,2). Коллектора пласта Д0 изолированы от верхне - пашийских отложений Д1 пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 до 10,0 м.
Средняя глубина залегания горизонта Д1 равна 1750 м. Залежь нефти горизонта Д1 относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные.
В пределах горизонта Д1 выделяется семь пластов: “а”, “б1”, “б2+3”, “в”, “г1”, “г2+3”, “д”.
Пласт “а” является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта “а”. На западном и центральном участках песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пласта “а” составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м.
Пласты пачки “б” имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88. Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты “б1” и “б2+3”. Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв = 0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пластов “б1 ” и “б2+3” соответственно, равна 2,4 м и 3,8 м, а алевролитов – 1,6 м и 1,9 м.
Коэффициент литологической связанности песчаников пласта “в” c выше и нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках.
Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания. На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.
Песчаники зонального интервала “гд” развиты, практически, на всей площади. Зональный интервал “гд” расчленен на три части: “г1” ,“г2+3” ,“д”.
Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59.
В силу структурных особенностей площади, пласт “гд” в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина песчаников пластов “г1”, “г2+3” и “д”, соответственно, равна 3,3м, 4,6м и 3,2м. Пласт “д” на Северо-Альметьевской водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор.
Распространение контактных зон отмечается на центральной части площади. Водонефтяной контакт прослеживается главным образом по пластам “гд”. Отметки ВНК колеблются - 1480,7 м до 1489,9 м, составляя в среднем - 1486,2 м.
По пласту “в” водонефтяная зона встречается в виде узких полос вокруг нефтеносных полей на восточном участке, с отметками ВНК – 1485,7 - 1487,7 м.
Средние абсолютные отметки ВНК представлены в таблице 1.
Таблица 1
Средние абсолютные отметки ВНК
Наименование
|
ВНК по данным геофизических исследований и опробованию скв.
|
|
Количество скважин с ВНК
|
170
|
|
Интервал изменения отметок ВНК, м
|
1480,7 – 1489,9
|
|
Средняя отметка ВНК по горизонту, м
|
1486,2
|
2.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА
2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
Коллекторские свойства эксплуатационного объекта приведены в таблице 2. Они получены на основании исследования кернового и геофизического материалов. Средние значения, определенные по керну и геофизическим данным, имеют некоторое расхождение.
Были подсчитаны средние значения пористости и нефтенасыщенности геофизическими методами по каждому пласту горизонтов Д0 и Д1. Значения проницаемости по данным геофизических исследований изменяются в широких пределах (от 0,05 до 1,000 и более мкм2), что свидетельствует о неоднородности фильтрационных свойств горизонтов.
Горизонт Д1 расчленяется на 6 пластов, но в разрезах скважин число пластов колеблется от двух до шести. Наиболее прерывистый характер имеют пласты «б» площадное распространение имеют пласт «в» и «гд», которые встречаются во всех скважинах, вскрывших полный разрез.
Таблица 2
Коллекторские свойства горизонтов Д0+Д1
|
Пласты
|
Тип коллектора
|
Пористость, %
|
Нефтенасыщен-ность, д.ед
|
|
Д0
|
Песчаник
|
20,52
|
0,836
|
|
|
Алевролит
|
13,15
|
0,691
|
|
а
|
Песчаник
|
20,22
|
0,828
|
|
|
Алевролит
|
13,62
|
0,664
|
|
б1
|
Песчаник
|
21,26
|
0,85
|
|
|
Алевролит
|
13,47
|
0,649
|
|
б2+3
|
Песчаник
|
21,03
|
0,846
|
|
|
Алевролит
|
13,77
|
0,665
|
|
в
|
Песчаник
|
20,29
|
0,835
|
|
|
Алевролит
|
13,29
|
0,64
|
|
г1
|
Песчаник
|
20,42
|
0,837
|
|
|
Алевролит
|
13,69
|
0,635
|
|
г2+3
|
Песчаник
|
20,68
|
0,838
|
|
|
Алевролит
|
13,29
|
-
|
В таблице 3 приведены статистические ряды распределения проницаемости
Таблица 3
Распределение проницаемости по статистическим рядам
|
|
|
Прони-
цаемость,
мкм2
|
Порис-
тость,
%
|
Начальная
|
Насы-
щенность связанной воды,д.ед.
|
|
|
|
|
|
Нефте-
насыщен-
ность,д.ед.
|
Газо-
насыщен-
ность, д.ед.
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
Лаборатор-
ные иссле-
дования керна
|
Количество скважин
|
3
|
3
|
3
|
-
|
1
|
|
|
Количество определений
|
84
|
89
|
45
|
-
|
68
|
|
|
Среднее значение
|
0,947
|
22,7
|
0,896
|
-
|
0,104
|
|
|
Коэффициент вариации
|
0,547
|
0,096
|
0,074
|
-
|
63,5
|
|
|
Интервал измерения
|
0,022-20239
|
12,2-26,3
|
0,641-0,984
|
-
|
0,016-0,359
|
|
Геофизи-
ческие исследо-вания
|
Количество скважин
|
439
|
448
|
417
|
-
|
-
|
|
|
Количество определений
|
1560
|
1604
|
1337
|
-
|
-
|
|
|
Среднее значение
|
0,269
|
18,7
|
0,802
|
-
|
-
|
|
|
Коэффициент вариации
|
0,58
|
0,14
|
0,14
|
-
|
-
|
|
|
Интервал измерения
|
0,009-1,000
|
10,0-27,0
|
0,450-0,960
|
-
|
-
|
|
Гидродина-
мические исследова-
ния скважин
|
Количество скважин
|
136
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Количество определений
|
149
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Среднее значение
|
0,269
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Коэффициент вариации
|
1,25
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Интервал измерения
|
0,0179-
1,29
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Принятые
для проекти
рования
|
Среднее значение
|
0,35
|
19,1
|
0,805
|
-
|
-
|
|
|
Коэффициент вариации
|
0,58
|
0,2
|
0,12
|
-
|
-
|
2.2.2. Толщина пластов
Толщина пласта Д0 кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом Д0 и пластом “а” пашийского горизонта является самым выдержанным по площади. Средняя толщина его около 15м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 20 до 50м и в среднем составляет 34м. В горизонте Д1 выделяется 6 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов. К отличительной особенности Северо-Альметьевской площади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами “б2+3” и “в”, который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1 до 30м, среднее значение 11,8м. В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой величиной от 2,5 до 4,5м. Наибольшая толщина характерна для песчаников 5 – 12м в условиях слияния 2 – 4 пластов в разрезе.
Средние значения толщин пластов и интервалы их изменения приведены в таблице 4.
Таблица 4
Толщины пластов
|
Толщина
|
Наименование
|
Зоны пласта (горизонта)
|
По пласту в целом
|
|
|
|
нефтяная
|
водонефтяная
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Общая
|
Средневзвешенное
значение, hоб
|
24,2
|
10,8
|
34
|
|
|
Коэффициент вариации
|
0,23
|
0,46
|
0,13
|
|
|
Интервал
Изменения, м
|
5-45
|
0-30
|
20-50
|
|
Нефтена-
сыщенная
|
Средневзвешенное
значение hн
|
8,9
|
5,3
|
11,8
|
|
|
Коэффициент
Вариации
|
0,61
|
0,69
|
0,52
|
Продолжение таблицы 4
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Нефтена-
сыщенная
|
Интервал
изменения, м
|
1-30
|
1-15
|
1-30
|
|
Эффектив-
ная
|
Средневзвешенное
значение, hэф
|
8,9
|
9,3
|
17,4
|
|
|
Коэффициент
вариации
|
0,61
|
0,54
|
0,33
|
|
|
Интервал
изменения, м
|
1-30
|
1-25
|
5-40
|
2.2.3. Показатели неоднородности пластов
Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупнозернистые алевролиты.
Статистические показатели по коэффициентам песчанистости и расчлененности представлены в таблице 5.
Таблица 5
Статистические показатели
по коэффициентам песчанистости и расчлененности
|
Количество скважин
|
Коэффициент песчанистости
|
Коэффициент расчлененности
|
|
|
Среднее
значение
|
Коэфф.
вариации
|
Среднее
значение
|
Коэфф.
вариации
|
|
662
|
0,50
|
0,346
|
4,86
|
0,359
|
Статистическая обработка 662 скважин показала, что средняя расчлененность объекта составляет 4,86 пропластка на одну скважину. Коэффициент песчанистости показывает долю коллекторов в разрезе горизонта. Эта величина по скважинам меняется в довольно широких пределах от 0,20 до 0,86. Высокий коэффициент песчанистости связан с участками, где пласты сливаются в единый монолитный пласт.
Все вышеуказанное свидетельствует о неоднородном строении эксплуатационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения, на данной площади показатели неоднородности имеют лучшую характеристику.
Для изучения литологической изменчивости пластов были использованы карты распространения коллекторов. Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты. На фоне сплошного развития пластов-коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д0 довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д0 изолированы от верхне-пашпйских отложений ДI пачкой кыновских глин.
Средняя глубина залегания горизонта ДI равна. 1750 м. Залежь нефти горизонта ДI относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные. В пределах горизонта выделяется семь пластов: «а», «б2+3», «в», «гI», «г2+3» и «д». Расчленение и корреляций осуществлялась с использованием геолого-статистического разреза.
Пласт "а" является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта "а". На западе и центральном участие песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин.
Пласты пачки "б" имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними
увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88.
Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты «бI» и «б2+3». Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади.
Коэффициент литологической связанности песчаников пласта "в" с выше и нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания. На восточной части площади преобладают алевролиты и зоны неколлектора, среди которых находятся небольшие линзы песчаников.
Песчаники зонального интервала "гд" развиты, практически, на всей площади. Согласно принятой индексации, зональный интервал «гд» расчленили на три части «гI», «г2+3» и «д». Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59, т.е. в половине скважин между ними отсутствует непроницаемый раздел.
В силу структурных особенностей площади пласт "гд" в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок.
2.3. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов Северо-Альметьевской площади по кыновскому и пашийскому горизонтов проводился в течении I967-I982 г.г. Все глубинные пробы были отобраны из скважин при пластовом давлении, т.е. выше давления насыщения.
Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппаратуре с применением (в качестве рабочей жидкости) водного раствора хлористого натрия на установках УИПН-2, АСМ-300. Свойства поверхностных нефтей исследованы по существующим ГОСТам.
Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах типа УХ-2, ЛХМ – 8МД. В настоящее время исследование пластовых нефтей проведено по 62 скважинам или по 73 пробам.
Анализы выполнены силами лаборатории пластовых нефтей “TaтНИПИ нефть”, НГДУ "Альметьевнефть" и ЦНИПРа объединения “Татнефть”. Bce пробы нефти, как пластовые, так и поверхностные являются представительными.
В табл.5 приведены средние значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения: давления насыщения, газовый фактор I и П ступеней сепарации, пластовый газовый фактор, объемный коэффициент, плотность, вязкость.
Газовый фактор I и П ступеней сепарации определён при среднегодовой температуре на промыслах Татарстана равной +90 С.
Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,8МПа до 9,8МПа, пластовый газовый фактор колеблется от 37,2 м3/т до 72,6 м3/т, объемный коэффициент от 1,077-1,196, вязкость от 2,34мПа·с до 3,55мПа·с.
В табл.6 приведены средние значения состава газа, разгазированной и пластовой нефти. Азота в газе содержится 8,34% объемных, метана 33,14% объемных, пропано-бутановых фракций- 39,78% объемных.
Данные по фракционному составу разгазированной нефти сведены в табл.7, из которой видно, что содержание серы, согласно ГОСТа 912-66, составило – 1,68% вес, парафина – 5,11% вес, асфальтенов – 4,22% вес, смол селикагелевых 15,49% вес. Следовательно, нефти Северо-Альметьевской площади (горизонт кыновский+пашийский) сернистые, парафиновые.
Таблица 6
Среднее значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения
|
Наименование
показателя
|
Диапазон, изменение
|
Среднее значение
|
|
Давление насыщения газом, (МПа)
|
7,6-9,8
|
8,8
|
|
Газосодержание,
Rн (м3/ т),
|
37,2-72,6
|
63,6
|
|
Газовый фактор при условии сепарации,
(м3/ т), приТ=90
при P1=0,5 МПа
при P2=0,1 МПа
|
21,4-48,1
6,9-11,6
|
39,9
9,6
|
|
Объемный коэф, Вн
|
1,077-1,196
|
1,1607
|
|
Плотность, н г/см3
|
0,783-0,870
|
0,808
|
|
Вязкость н , мПа ·с
|
2,34-3,55
|
3,05
|
|
Температура насыщения парафином, С0
|
8,3-13,4
|
11,3
|
Таблица 7
Средние значения состава газа в разгазированной и пластовой нефти
|
Наименование
компонента
|
Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях, %
|
Нефть, разгазированная
однократно в стандартных условиях,%
|
Содержание газа
в
пластовой
нефти,%
|
|
Углекислый
газ
|
0,42
|
0,72
|
0,07
|
|
Азот
|
8,34
|
8,67
|
0,51
|
|
Метан
|
33,14
|
44,56
|
1,52
|
|
Этан
|
23,79
|
24,97
|
1,84
|
|
Пропан
|
20,52
|
15,41
|
2,6
|
|
Изобутан
|
2,57
|
1,49
|
0,66
|
|
Н-бутан
|
6,69
|
2,91
|
1,69
|
|
Изопентан
|
1,78
|
0,54
|
0,98
|
|
Н-пентан
|
1,58
|
0,41
|
0,96
|
|
С6 + высшие
|
1,17
|
0,31
|
89,17
|
2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды.
Подземные воды горизонта Д1 Северо-Альметьевской площади по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 254-276 г/л (в среднем 265 г/л). Вязкость подземных вод в среднем составляет 1,89 мПас. Газонасыщенность вод в среднем не превышает 0,312 м3/м3, а объемный коэффициент 4,410-5 . Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод приведен в табл.8
Таблица 8
Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод
|
Наименование
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
|
Газосодержание, м3/т
|
0,280-0,418
|
0,312
|
|
Объемный коэф.,
|
4,4·10-5
|
4,4·10-5
|
|
Вязкость, мПа·с
|
1,38-1,195
|
1,89
|
|
Общая минерализация, г/л
|
254,2682-276,0721
|
265,1701
|
|
Плотность, г/см3
|
1,1754-1,1879
|
1,1816
|
|
Содержание ионов
|
Cl-, мг/л
|
158468-171785
|
165127
|
|
|
SO 2-4, мг/л
|
13,1-20,0
|
16,5
|
|
|
HCO-3, мг/л
|
0-9,4
|
4,7
|
|
|
Ca2+, мг/л
|
21894-21950
|
21922
|
|
|
Mg2+, мг/л
|
4252-4408
|
4330
|
|
|
K+, Na+, мг/л
|
69567-77970
|
73768
|
3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
По состоянию на 1 января 2010 года на площади пробурено 1014 скважин, из них по назначению 753 добывающая и 261 нагнетательная - или 73,4 % от проектного уровня, плотность сетки составила 16,7га на скважину (без учета дублеров).
3.1.1.Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
а) Добывающий фонд.
На 1.01.2010 года на площади работает 425 добывающих скважин. В течение 2009 г. из бурения введены 2 скважины. Бездействующий фонд скважин составляет 31 скважину; 3 скважины переведены в пьезометрический фонд, 3 скважины переведены в ППД (1 из них их пьезометрического фонда), 1 скважина переведена на верхний горизонт и 1 скважина на ликвидацию.
Таблица 9