Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
Аннотация к работе
В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти. Самыми древними осадками, вскрытыми на месторождении, являются породы бавлинской свиты, вскрытые скважинами 2, 3, 4, 50 и 76 и представленные пестроцветными песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и глин. К песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-I и Д-II; пласт Д-I на рассматриваемой площади является промышленно нефтеносным. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В1 турнейского яруса, С-II и C-III радаевского, С-I и С-Іа бобриковского горизонтов). Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин.Проектом предусматривалось расположить скважины на залежи рядами с плотностью сетки 350х400 м. В 1992 г. предприятием «Нефтеотдача» выполнена технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта СІ Радаевского месторождения с применением метода комплексного воздействия на пласт химреагентами по Сергиевскому и Студено-Ключевскому куполам. Фонтанный период добычи отмечен в 21 скважине и продолжался, в основном, до 1957 г., в отдельных скважинах - до 1959 г. Всего фонтанным способом отобрано 489,6 т.т нефти, максимальный отбор приходится на скв. В эксплуатационном фонде на 01.01.2009 г. числятся 11 скважин, из них 9 скважин - под закачкой, 2 - в бездействии, ликвидированы 3 скважины. В бездействующем фонде добывающих скважин пласта CI в целом числятся 35 скважин, из них: 8 пребывают в ожидании подземного или капитального ремонта, 27 - находятся в бездействии по причине высокого содержания воды в добываемой продукции.Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании. Процесс обводнения залежей происходил хаотически изза растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.
План
Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 Количество исследованных Диапазон изменения Среднее значение
Введение
пласт скважина нефть
Анализ показателей разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.
Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.
Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д.)
Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого - технических мероприятий (ГТМ).
1. Геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов
1.1 Условия залегания основных продуктивных пластов (характеристика, месторождения и климатические условия, тектоника и стратиграфия, нефтегазоводоносность, геологический разрез)
Радаевское нефтяное месторождение расположено в Сергиевском районе Самарской области в 12 км к западу от районного центра с. Сергиевска и в 15 км от конечной станции железнодорожной ветки Кротовка - Сургут. Вблизи месторождения расположены населенные пункты: с.с. Чекалино, Нероновка, Радаевка, Студеный Ключ и др.
Месторождение открыто в 1948 году первой поисковой скважиной №1, пробуренной в своде поднятия, выявленного структурно-геологической съемкой масштаба 1:25000. Промышленная нефть была получена из отложений бобриковского горизонта, позднее (в 1951 г.) - из отложений терригенного девона.
Район месторождения находится в переходной зоне от степи к лесостепи.
В пределах площади широко развиты карстовые процессы, проявляющие себя в образовании многочисленных воронок. Глубина их достигает 10-15 м, диаметр-до 50 м. Образование карстовых воронок, вероятно, связано с выщелачиванием неглубоко залегающих гипсов казанского яруса и последующим обрушением вышележащих пород.
Климат района континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура 3.5°С, среднегодовое количество осадков 426 мм.
Сергиевский район промышленно-сельскохозяйственный. Здесь на базе открытия и разработки нефтяных месторождений (Радаевского, Якушкинского, Козловского, Серноводского, Обошинского и др.) ведущую роль играет нефтедобыча.
На территории района имеется несколько глинокарьеров, обеспечивающих сырьем производство глинистых растворов для бурения глубоких скважин.
Площадь месторождения связана с районным центром с. Сергиевск автодорогой с покрытием. В 12 км к юго-востоку от месторождения проходит автомагистраль Самара - Уфа, а также нефтепровод «Дружба».
Радаевское месторождение введено в разработку в 1950 году. На 1.01.2006 г. накопленная добыча в целом по месторождению составила 34906 тыс. т., что составляет 86,27% от начальных извлекаемых запасов, числящихся на балансе.
Стратиграфия
В геологическом строении Радаевского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной и пермской систем, а также осадки неогенового и четвертичного возраста. Породы кристаллического фундамента на месторождении не вскрыты. Самыми древними осадками, вскрытыми на месторождении, являются породы бавлинской свиты, вскрытые скважинами 2, 3, 4, 50 и 76 и представленные пестроцветными песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и глин. В наиболее глубокой скважине №50 (3745 м) вскрытая толщина бавлинских осадков составила 1505 м.
Девонская система
Отложения нижнего девона на месторождении отсутствуют. Средний девон представлен отложениями эйфельского и живетского ярусов. Разрез эйфельского яруса сложен песчаниками, алевролитами, глинами, а также карбонатными породами (афонинские слои), к пористым разностям которых приурочен водоносный пласт Д-V. Толщина отложений яруса 10-13 м.
Живетский ярус в нижней части сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин воробьевского горизонта, в средней - песчано-глинистой пачкой ардатовского горизонта, среди которой выделяется 3-4-метровый карбонатный прослой (репер «остракодовый известняк»). С пропластками песчаника связаны водоносные пласты Д-III и Д-III?. Верхняя часть яруса представлена отложениями муллинского горизонта, которые подразделяются на две пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - алевролитово-глинистую.
Верхний девон
Франский ярус. В нижней части представлен терригенными отложениями пашийского горизонта: песчаниками, алевролитами, глинами. К песчаникам пашийского горизонта приурочены пласты Д-I и Д-II; пласт Д-I на рассматриваемой площади является промышленно нефтеносным. Толщина горизонта 60-75 м.
Залегающие выше отложения тиманского горизонта представлены преимущественно алевролитово-глинистыми породами, в верхней части - карбонатно-глинистыми. Толщина горизонта 101-125 м.
Остальная часть франского яруса и фаменский ярус верхнего девона сложены карбонатными породами: известняками, мергелями, доломитами.
Каменноугольная система
Нижний карбон
Турнейский ярус сложен известняками с редкими прослоями доломитов. С проницаемыми разностями в верхней части яруса связан продуктивный пласт В1. Толщина яруса 227-380 м.
Визейский ярус. Нижняя часть яруса сложена терригенными породами косьвинского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов: песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники кварцевые, тонко- и разнозернистые, слабо сцементированные. К песчаникам этой части разреза приурочены основные продуктивные пласты месторождения - от С-1 до С-IV. Толщина терригенных отложений изменяется от 55 до 160 м.
Верхняя часть яруса сложена преимущественно карбонатными породами окского надгоризонта: доломитами, реже - известняками. Толщина карбонатных отложений 193-246 м.
Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами. Отмечаются редкие прослои глин, включения гипса и ангидрита. Толщина яруса 112-190 м.
Средний карбон
Башкирский ярус представлен известняками пелитоморфными и кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, местами кавернозными, реже - доломитами. Толщина 32-53 м.
Московский ярус. В основании яруса залегают отложения верейского горизонта, представленные преимущественно глинистыми породами, в нижней части - с прослоями карбонатных пород. Толщина горизонта 53-60 м. Остальная часть разреза московского яруса сложена карбонатными породами каширского, подольского и мячковского горизонтов: известняками и доломитами с прослоями глин. Толщина каширского горизонта 60-86 м., подольского -133-158 м., мячковского -106 -142 м.
Верхний карбон
Разрез представлен известняками и доломитами, иногда загипсованными, с включениями кремня. Толщина 219-361 м.
Пермская система
Нижняя пермь на месторождении представлена ассельским и сакмарским ярусами.
Ассельский ярус сложен доломитами с прослоями органогенно-обломочных известняков. Толщина 40-100 м.
Сакмарский ярус в нижней части представлен известняками с прослоями доломитов, местами разрушенных до состояния доломитовой муки, в верхней части - гипсами и ангидритами. Толщина яруса 25-43 м.
Верхняя пермь представлена отложениями казанского яруса, которые залегают на размытой поверхности сакмарского яруса и сложены доломитами, ангидритами и гипсами. Толщина яруса до 120 м.
Неоген
Отложения неогена по площади распространены не повсеместно. По данным крелиусного бурения толщина осадков местами достигает 74 м. Представлены они глинами известковистыми, плотными.
Четвертичные осадки представлены суглинками и глинами толщиной до 35 м
Тектоника
В региональном тектоническом плане Радаевское месторождение расположено в пределах Волго-Сокской палеовпадины, в прибортовой части Серноводско-Абдулинского авлакогена. По отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к восточному борту, а Малиновский купол - к осевой зоне Камско-Кинельской впадины. Радаевская структура расположена на Елховско-Боровском валу, который образован цепочкой поднятий, протягивающихся на восток - северо-восток. На оси вала располагаются (с запада на северо-восток): Филипповское, Кирилловское, Авралинское, Елховское, Горько-Овражное, Ивановское, Малиновское, Радаевское, Успенское, Боровское, Артамоновское локальные поднятия. С некоторыми из них связаны месторождения нефти.
Радаевская структура по отложениям каменноугольного возраста представляет собой крупную линейную складку, вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток. Складка имеет асимметричное строение: южное крыло крутое (углы падения до 11°), северное - пологое (до 1° 25 ?).
По поверхности отложений бобриковского горизонта, основного нефтевмещающего объекта, в строении структуры прослеживаются осложняющие ее локальные купола (с юго-запада на северо-восток): Малиновский (2-й и 1-й участки), Радаевский, Студено-Ключевской, Сергиевский и несколько обособленно - Успенский. Установленные амплитуды куполов в границах внешнего контура нефтеносности основного пласта С-1, принятого в интервале абс. отметок -1189-1201 м, составляют: Малиновский 2-й-37.4 м, Малиновский 1-й-41 м, Радаевский-44 м, Студено-Ключевской-59 м, Сергиевский-57 м. Размеры структуры 21х3.5 км.
По кровле пласта Д-1, содержащего залежь нефти на Радаевском куполе, размеры купола по замкнутой изогипсе - 1910 м составляют 7х2.2 км, амплитуда 31 м.
По более молодым горизонтам среднего карбона и перми складка сохраняет свои основные особенности. В целом, отмечается совпадение структурных планов по различным маркирующим горизонтам карбона и девона.
Нефтегазоводоносность
Радаевское месторождение является многопластовым. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В1 турнейского яруса, С-II и C-III радаевского, С-I и С-Іа бобриковского горизонтов). Залежь нефти пласта С-I
Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин. Пласт залегает на средней глубине 1400 м, на 1.01.2006 г. вскрыт 281 скважиной.
Залежь нефти простирается узкой полосой с юго-запада на северо-восток до 20 км, объединяя единым контуром нефтеносности все купола структуры. Гипсометрическое положение водонефтяного раздела обосновано при подсчете запасов в пределах абс. отметок -1189-1201 м, причем отмечается его закономерное погружение с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением регионального напора пластовых вод. Ширина залежи изменяется от 3 км на Сергиевском и Радаевском куполах до 1 км на 2-м участке Малиновского купола.
Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов.
Пласт характеризуется значительной неоднородностью. Его общая толщина изменяется в широких пределах: от 12-13 м в северо-восточной части площади (скважины 25, 26, 31 и др. Сергиевского купола) до 68.8 м в юго-западной (скв. 319 Малиновского купола). Увеличение толщин происходит по мере приближения к осевой зоне Камско-Кинельской впадины (Малиновский купол).
Значения эффективных толщин пласта также изменяются в широких пределах: от 2.1 м (скв. 13) до 61.9 м (скв. 319), что связано как с вариациями общих толщин, так и с изменчивостью фациального состава отложений, количеством и толщиной глинисто-алевролитовых прослоев в разрезе пласта. В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом (скв. 13,14, 23, 25 и др. Сергиевского купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студено-Ключевского купола), в других - разделен непроницаемыми глинистыми перемычками на серию (до 11-13) проницаемых пропластков (скв. 340, 348 Малиновского купола).
Подсчет запасов нефти залежи пласта С-I [2] производился по участкам, границы которых проведены с учетом многокупольного строения структуры: Сергиевский, Студено-Ключевской и Радаевский купола, 1-й и 2-й участки Малиновского купола
1.2 Коллекторские свойства пласта
Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).
В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 - проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.
Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.
Пласт СІ
Залежи нефти пласта СІ отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.
Пласт СІ расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.
Песчаники пласта бурые и коричневые с различными оттенками, неравномерно нефтенасыщенные. Состав песчаников кварцевый с включением единичных чешуек мусковита, зерен полевого шпата и циркона. Структура мелкозернистая. Текстура массивная, тонкослоистая, реже пятнистая. По данным гранулометрического анализа преобладают зерна фракции 0,25-0,1 мм. Зерна кварца угловатые, полуокатанные, реже окатанные. Часть зерен катаклазирована или корродирована вторичными минералами. Цемент в основном контактовый и поровый, частично базальный и пойкилитовый. В контактовом и поровом цементе содержится тонкослюдистый материал и пелитоморфный карбонат с органическим веществом. Пойкилитовый тип цементации представлен эпигенетическим кальцитом. Коллектор поровый. Пористость межзернового типа. Диаметр пор от 0,01-0,15 до 0,2-0,3 мм (поры выщелачивания). Каверны размером 1-1,5 мм. Поры сообщаются между собой микроканальцами и тонкими трещинами. В порах содержится пирит и битум. Наблюдаются трещины извилистые, прерывистые, развитые параллельно напластованию. К ним приурочено образование пор щелевидных, открытых.
Таблица №1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Параметры пласт СІ
Сергиевский купол
Категория запасов А Средняя глубина залегания, м 1380
Тип залежи пластовый
Тип коллектора терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 10387
Объем нефтегазоносности, тыс. м3 110143
Средняя общая толщина, м 20,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 14,1
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м 10,6
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 5,4
Пористость, доли ед. 0,24
Ср. нефтенасыщенность доли ед. 0,95
Проницаемость, мкм2 2,313
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,77
Коэффициент расчлененности, доли ед. 2,8
Начальная пластовая температура, ОС 26,5
Начальное пластовое давление, МПА 14,00
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПА?с 27,83
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,878
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,897
Абсолютная отметка ВНК, м -1189
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,055
Пересчетный коэффициент доли ед. 0,948
Содержание серы в нефти, % 2,83
Содержание парафина в нефти, % 6,65
Давление насыщения нефти, МПА 5,88
Газосодержание нефти м3/т 27,69
Газовый фактор м3/т 25,63
Вязкость воды в пластовых условиях, МПА?с 1,42
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,155
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 1,161
Коэффициент вытеснения доли ед. 0,707
Нач. баланс. запасы нефти млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») 21,240 в том числе: по категории АВС1/С2 21,240/-
Нач. извл. запасы нефти, млн. т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП «Росгеолфонд») 11,724 в том числе: по категории АВС1/С2 11,724/-
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. 0,552
Плотность газа по воздуху доли ед. 1,064
1.3 Состав и физико - химические свойства пластовых жидкостей и газа
Характеристика нефти, газа Радаевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом КНИИ НП, ЦНИЛОМ объединения «Куйбышевнефть» и институтом «Гипровостокнефть».
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования шести глубинных из скважин №16, 23, 31, 211 и 41 поверхностной пробы из шестнадцати скважин.
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти - 878,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 5,88 МПА, газосодержание - 27,69 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 27,83 МПА·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м3, газовый фактор - 25,63 м3/т, объемный коэффициент - 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти - 125,38 МПА·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - 0,80%, углекислого газа - 2,07%, азота - 22,86%, гелия - не определяли, метана - 27,65%, этана - 20,18%, пропана - 20,52%, высших углеводородов (пропан высшие) - 26,44%. Относительная плотность газа по воздуху - 1,064, а теплотворная способность газа - 46528 КДЖ/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,83%), высокосмолистая (15,26%), высокопарафиновая (6,65%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 33,0%.
Таблица №2 Свойства пластовой нефти и воды
Наименование Пласт СІ(Б2) Сергиевского купола
Количество исследованных Диапазон изменения Среднее значение скв. проб а) Нефть
Давление насыщения газом, МПА 4 6 5,29 - 6,37 5,88
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= 0,275 МПА Т1= 20 °С 4 6 - 21,25
Р2= 0,108 МПА Т2= 18 °С 4 6 - 2,16
Р3= 0,098 МПА Т3= 20 °С 4 6 - 0,29
Р4= 0,118 МПА Т4= 40 °С 4 6 - 1,06
Р5= 0,098 МПА Т5= 40 °С 4 6 - 0,87
Суммарное газосодержание, м3/т 4 6 - 25,63
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях 4 6 - 1,055
Плотность, кг/м3 4 6 869,0 - 887,0 878,0
Вязкость, МПА?с 4 6 22,00 - 33,10 27,83
Температура насыщения парафином,°С б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, МПА
Плотность, кг/м3
Вязкость, МПА с
Содержание стабильного конденсата, г/м3 в) Стабильный конденсат
Плотность, г/см3
Температура застывания, 0С
Вязкость при 20 0С, МПА с г) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость, МПА с1,42
Общая минерализация, г/л 251,3
Плотность (в пл. условиях), кг/м3 1,155
Таблица №3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Пласт СІ (Б2) Сергиевского купола
Наименование При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть
Объемный до 150°С 12 14 10,0 - 14,0 11,0 выход фракций, % до 200°С 12 14 13,0 - 20,0 17,0 до 250°С 4 6 22,5 - 27,0 25,0 до 300°С 12 14 24,0 - 38,0 33,0
Классификация нефти Высокосернистая, высокопарафиновая, высокосмолистая
Воды продуктивных пластов CI, CIA, CII, CIIA, СІІБ, СІІІА, СІІІБ, В1 и ДІ Радаевского месторождения изучались по данным глубинных и, в основном, поверхностных проб лабораториями ВОИГ и РГИ, Гипровостокнефть, НГДУ «Сергиевскнефть».
Район Радаевского месторождения характеризуется весьма сложной гидрогеологической обстановкой, что связано с приуроченностью месторождения к погребенной Камско-Кинельской впадине, нижнекарбоновые осадки которой (особенно в районе Малиновского купола) представлены мощной толщей песчано-глинистых пород.
Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности этого района, воды пластов CI, CIA, CII, CIIA, СІІБ, СІІІА, СІІІБ, В1 относятся к зоне затрудненного водообмена, а воды пласта ДІ - к зоне застойного режима. Зона сероводородных вод с затрудненным водообменом имеет нижнюю границу в кровле тиманского горизонта. В пределах площади распространения Камско-Кинельской впадины района Мухановского, Дмитриевского и других соседних месторождений, указанная граница располагается стратиграфически выше, в подошве терригенного пласта бобриковского горизонта, где пластовые воды радаевского и косьвинского горизонтов приобретают облик вод терригенного девона. В районе Радаевского месторождения пластовые воды радаевского горизонта по химсоставу незначительно отличаются от пластовых вод бобриковского горизонта (немного повышается содержание кальция, брома, уменьшается первая соленость, увеличивается метаморфизация).
Характеристика химического состава вод пласта СІ приводится по результатам, полученным при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на всех разрабатываемых куполах месторождения.
Залежь нефти пласта СІ на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах с 1970 года разрабатывается с заводнением попутной водой этого же пласта. Результаты большого количества проведенных анализов показывают, что химический состав вод пласта постоянен.
Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,161 г./см3 (в пластовых условиях 1,155 г./см3), минерализация 251,29 г./л. Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,40-1,42 МПА·с, в поверхностных условиях - 1,68 МПА·с. В составе воды содержится 8,56 г./л ионов кальция, 2,54 г./л магния, 1,08 г./л сульфатов. Первая соленость 85,3%-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (RNA/RCL=0,86).
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH4-11,2%, C2H6 высшие - 3,2%, N2-59,8%. Газонасыщенность - 165 см3/л, общая упругость газа - 3,39 МПА. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
Водообильность бобриковского горизонта изменяется в широких пределах от 0,35 м3/сут (скв. 14 Студено-Ключевской купол), 4,2 м3/сут (скв. 82 Успенский купол) до 53 м3/сут (скв. 28 Сергиевский купол).
Статический уровень в скважине 39 (Радаевский купол) установился на абсолютной отметке 42 м.
В пределах Радаевского месторождения, как и на обширной территории Самарского Заволжья, воды бобриковского горизонта (пласт СІ) обладают удивительно устойчивым химическим составом. Они имеют высокую первую соленость и низкую метаморфизацию. В водорастворенном газе преобладает азот.
Таблица №5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде пластов СІ СІА Сергиевского купола
Вывод
1. Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании.
2. Процесс обводнения залежей происходил хаотически изза растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Динамика обводнения чрезвычайно осложнена нестабильностью проявления того или иного источника попутной воды.
3. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.
Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи
Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (очистка ПЗП) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос. Выполнил расчет технологических показателей разработки пласта для оценки эффективности разработки пласта С1.
Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.
Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.
Список литературы
1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Радаевского месторождения. НПУ «Сергиевскнефть», г. Куйбышев, 1966 г.
2. Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области. «Гипровостокнефть», г. Самара, 1991 г.
3. Баланс запасов месторождений ОАО «Самаранефтегаз» за 2004 год.
4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.
5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.
6. Временное методическое руководство по приведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. М., Министерство геологии СССР, 1980.
7. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Миннефтепром. М., 1986.
8. Анализ разработки Радаевского месторождения, 1975 год.
9. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.: «Недра», 1979. с. 247.
10. Отчет «Уточнение газовых факторов по ступеням сепарации для нефтей месторождений Самарской области». ООО «САМАРАНИПИНЕФТЬ», Самара, 2004.