- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Реферат.
- •Введение
- •Геологическая часть
- •1.1. Общие сведения о месторождении
- •Обзорная карта-схема территории месторождения
- •1.2. Орогидрография
- •1.3 Стратиграфия
- •Девонская система
- •Каменноугольная система
- •Пермская система
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •Характеристика толщины пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
- •1.6 Коллекторские свойства пласта
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласт д1
- •Геолого-физическая характеристика пласта д1
- •1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- •1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и воды
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав газа
- •1.7.2 Свойства и состав воды
- •Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
- •Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов.
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
- •Показатели разработки пласта
- •2.2.1 Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
- •Эффективность геолого-технических мероприятий
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.
- •2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
- •2.4.1. Характеристика фонда скважин
- •Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)
- •2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.
- •2.4.3 Анализ обводнения залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
- •Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.6 Определение эффективности разработки нефтяной залежи расчетными методами.
- •2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета кин с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.
- •Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
- •Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
- •2.8. Рекомендуемые мероприятия
1.7.2 Свойства и состав воды
Воды продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения изучались по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях НГДУ «Жигулевкснефть» и Волжского отделения института геологии и разработки горючих ископаемых - ВОИГиРГИ.
Воды пластов Дк и Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Дк и Д1 характеризуются плотностью 1185-1195 кг/м3, минерализацией 267,4-287,5 г/л, первой соленостью 57,3-61,2 %-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3-35,3 г/л), магния (3,53-4,13 г/л) и брома (более 1000мг/л). Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 м3/т (пласт Дк).
В таблице 1.8, 1.9 представлены сведения о содержании полезных компонентов в водах продуктивного пласта Д1, а также в используемой для заводнения воде фаменского яруса, в сравнении с кондиционным их содержанием. И как видно из таблицы, вода пласта Б2 некондиционна по всем микрокомпонентам. Наибольший интерес в качестве гидроминерального сырья представляют воды пластов Дк тиманского (кыновского) и Д1 пашийского горизонтов, в которых содержание брома и стронция в 5-5,5 и в 4 раза, соответственно, выше кондиционных значений. Однако, залежи нефти пластов Дк и Д1 разрабатываются с внутриконтурным заводнением, с применением в качестве вытесняющего агента пресной воды из р. Сок, а для пласта Дк и некондиционной воды фаменского яруса. Согласно «Требования» ГКЗ СССР от 1982 г., при разработке залежей нефти с искусственным заводнением запасы содержащихся в подземных водах полезных компонентов не подсчитываются в связи с разубоживающим влиянием закачиваемой воды.
Использование вод Белозерско-Чубовское месторождения в теплоэнергетических целях нецелесообразно, так как температура воды самого глубокого пласта Д1 не превышает 55 оС, а на устье скважины за счет теплопотерь она снижается почти вдвое.
Согласно правилам Всемирной организации здравоохранения и Европейского экономического сообщества, эти воды не пригодны как в качестве питьевой, так и для целей ирригации и животноводства.
Таблица 1.6
Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
|
Кондиционное содержание микрокомпонентов, мг/л |
Продуктивные пласты | ||||||
|
А2 |
А4 |
Б2 |
Дк |
Д1 |
Фаменский ярус | ||
|
Йод |
10 |
6 |
5 |
н/опр. |
9 |
11 |
3 |
|
Бром |
200 |
271 |
181 |
170 |
1120 |
1020 |
170 |
|
Окись брома |
250 |
45 |
35 |
8 |
29 |
15 |
56 |
|
Магний |
100 г/л |
1,9 |
2,1 |
1,8 |
4,2 |
3,9 |
0,9 |
|
Калий |
1000 |
650 |
735 |
970 |
750 |
960 |
840 |
|
Литий |
10 |
3,2 |
3,5 |
3,7 |
0,4 |
3,2 |
2,1 |
|
Рубидий |
3 |
1,1 |
0,6 |
0,2 |
0,1 |
1,1 |
н/обн. |
|
Цезий |
0,5 |
- |
- |
следы |
- |
следы |
н/опр. |
|
Стронций |
300 |
146 |
120 |
180 |
- |
1260 |
104 |
|
Германий |
0,05 |
- |
- |
- |
- |
- |
н/опр. |
|
Плотность воды, г/см3 |
- |
1,160 |
1,149 |
1,177 |
1,190 |
1,191 |
1,175 |
Таблица 1.7