Общие сведения о Южно-Шапкинском месторождении. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти и газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи. Добыча и дебиты нефти и жидкости.
Аннотация к работе
Призабойная зона пласта подвержена наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти. Для увеличении проницаемости призабойной зоны используются различные методы воздействия на ПЗП. Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. На Южно-Шапкинском месторождении этот метод воздействия на ПЗП является основным, так как продуктивные отложения представлены карбонатными породами. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Общие сведения о месторождении Южно-Шапкинское месторождение расположено в Ненецком национальном округе Архангельской области. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 1,3 - 6,8 °С, среднегодовое количество осадков 340 - 420 мм. Продолжительность светового дня в декабре - январе от 3 до 5 часов, апреле - июле от 18 до 22 часов. Зона массивно-островного распространения ММП занимает от 10% в южной до 40% северной части территории. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми. Газонефтяная залежь II в С2 3 - массивная сводовая. Размеры залежи 12 х 1,9 км. По результатам опробования скважин и данным ГИС водонефтяной контакт в целом по месторождению принят на отметке минус 1919 м, за исключением крайней северо-западной части (район скважины № 22), где по результатам опробования уровень контакта нефть - вода поднят до отметки минус 1900 м. Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 16,5% (7,2 - 29%), по ГИС -16,7%, газонасыщенных по ГИС - 13,8%. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 76 т/(сут*МПа). Общий этаж нефтегазоносности IV залежи составляет 109 м, в том числе по нефтяной части 30 м и газовой 79 м.