Характеристика продуктивных горизонтов
Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротю-меньнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол № 360) для пластов БС1 и БС10. С начала разработки добыто 476 445,766 тыс. т нефти, что составляет 68,35% от начальных извлекаемых… Читать ещё >
Характеристика продуктивных горизонтов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками и алевритами. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более низкую проницаемость. Наиболее сложными и низкопроницаемыми коллекторами представлены пласты ачимовской толщи (БС16-БС22) и юрских отложений (ЮС0-ЮС10).
От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге Федоровской и Моховой площадей пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники смотрите рисунок 1.
Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.
Таблица № 1.1 Характеристика продуктивных горизонтов Федоровского месторождения.
Параметры. | Пласт. | |||
БС10. | БС11. | АС5−8. | АС4−8. | |
Средняя глубина залегания пласта, м. | ||||
Площадь пласта, м2. | ||||
Средняя нефтенасыщенная толщина. пласта, м. | 10,1. | 13 1. | 8 1. | 6,8. |
Коэффициент пористости, %. | 24,8. | |||
Коэффициент проницаемости, мкм2(Дарси). | 0,265. | 0,254. | 0,532. | 0,278. |
Начальная нефтенасыщенность. | 0,72−0,64. | 0,2−0.64. | 0,72−0,64. | 0,72−0,64. |
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. | ||||
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3. | ||||
Вязкость нефти в пластовых условиях, м2/с. | 0,91. | 0,91. | 1,74. | 1,74. |
Начальное пластовое давление, МПа. | 23,5. | 23,5. | 23,5. | 23,5. |
Давление насыщения, МПа. | 16,6. | 16,9. | 14,9. | 14,9. |
Газовый фактор, т/м3. | 82,38. | 82,38. | 82,38. | 82,38. |
Начальная температура пласта, 0С. | ||||
Молярная масса. | ||||
Температура насыщения нефти, 0С. | 25,2. | 22,3. | 21,7. | 27,4. |
Массовое содержание, %. | ||||
Серы. | 1,1. | 1,0. | 1,2. | 1,1. |
Смол селикагелевых. | 9,6. | 7,6. | 9,7. | 8,7. |
Асфальтенов. | 2,8. | 3,0. | 3,1. | 2,7. |
Парафинов. | 2,0. | 2,2. | 2,0. | 3,0. |
Объемное содержание фракций, %. | ||||
150 град. С. | 6,5. | 7,6. | 10,3. | 5,8. |
200 град. С. | 13,4. | 15,0. | 17,0. | 12,8. |
300 град. С. | 32,3. | 30,3. | 32,7. | 31,8. |
Компонентный состав пластовой нефти. | ||||
Двуокись углерода. | 0,09. | 0,09. | 0,08. | 0,06. |
Азот + редкие. | 0,29. | 0,36. | 0,34. | 0,37. |
Метан. | 34,15. | 35,05. | 36,12. | 35,13. |
Этан. | 0,33. | 0,39. | 0,35. | |
Пропан. | 0,57. | 0,60. | О 6. | |
Изо бутан. | 0,52. | 0,54. | 0,51. | . 049'. |
Н-бутан. | 0,25. | 0,22. | 0,26. | 0,28. |
Изопентан. | 0,33. | 0,34. | 0,35. | 0,34. |
Н-пентан. | 0,19. | 0,22. | 0,20. | 0,25. |
Остаток С6+высшие. | 60,3. | 61,19. | 61,20. | 61,25. |
Химический состав пластовых вод. | . | |||
Сl. | 221,8. | 263,4. | 256,9. | 296,8. |
1,3. | ||||
НС03. | 7,0. | 11,2. | 6,4. | 7,6. |
СО. | 2,5. | 0,05. | ||
Са. | 13,0. | 10,2. | 11,9. | 14,6. |
Mg. | 3,35. | 2,2. | 3,4. | 3,8. |
Na + Ка. | 212,8. | 265,5. | 246,9. | |
Общая минерализация. | 16,72. | 13,42. | 15,51. | 17,96. |
Тип воды по В. А. Сулину. | Гидрокарбонатно ; | Хлоридно; | Хлоридно; | Хлоридно; |
Состояния разработки месторождения
Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротю-меньнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол № 360) для пластов БС1 и БС10.
Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983 г и составил 35 млн. т при темпе отбора 5,0% от начальных и 6,4% от текущих извлекаемых запасов нефти.
По состоянию на 01.01.2014 года эксплуатационный фонд по месторождению составил 1019 скважин, в том числе действующий — 977, в бездействии — 42, в освоении 0. Нагнетательный фонд составил 431 скважины, из них под закачкой 412.
Разбуренность месторождения составляет 60,43% размещенного фонда скважин по категории В+С].
С начала разработки добыто 476 445,766 тыс. т нефти, что составляет 68,35% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность на конец года составила 90,4%, уменьшилась на 0,41% по сравнению с прошлым годом, за счет ввода новых менее обводненных скважин и вывода высокообводненного фонда в другие категории.