Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Геологическая характеристика продуктивного пласта

Объектом разработки является верхняя часть II пласта, сложенного кварцевыми, преимущественно мелкозернистыми хорошо от­сортированными песчаниками и прослоями тонкозернистых глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая средняя толщина пласта около 35 м (максимальная 71,2м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в контуре нефтеносности 8,5 м (максимальная 30,4м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в границах кондиционной трёхметровой толщины 10,9 м. Средняя проницаемость песчаников 1,9 мкм². Водонефтяная зона занимает 70 % площади. Пласт содержит нефть плотностью в стандартных условиях 948 кг/м3. Вязкость пласто­вой нефти при изменении температуры с 8 (начальная) до 100 °С уменьшается о 12000 до 49 мПа*с. Содержание смол в нефти около 20 % , асфальтенов 1,2-3,8 % , серы 0,9-1,4 %, парафинов 0,4 %. Содержа­ние газа в нефти до 10 м3/т. Начальное пластовое давление на боль­шей части площади 0,9-1,0 МПа. Балансовые запасы нефти на Лыаельской площади в пределах трехметровой кондиционной толщины 51,3 млн.т, извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 0,35) около 18 млн. т.

Опытно-промышленный участок (блок уклона 22) расположен у юж­ной границе шахтного поля 2 на расстоянии 1,2 км от подъёмного ствола нефтешахты№ 2. Он граничит с блоками уклонов 20, 102, 201, 202 и 2, ранее разработанных шахтным методом на естественном режиме по уклонно-скважинной системе (рис.1  - план поверхности).

План поверхности Ярегского нефтетитанового месторождения

Рис.1 План поверхности Ярегского нефтетитанового месторождения 

Сводный литолого-стратиграфический разрез пород представлен на рис.2. Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделя­ется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещинова­тыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего переги­ба.

Сводный литолого-стратиграфический разрез

Рис.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез 

Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделя­ется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещинова­тыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего переги­ба. Карта равных эффективных толщин представлена на рис.3.

Карта равных эффективных нефтенасыщенных толщин в контуре опытного участка

 Рис. 3. Карта равных эффективных нефтенасыщенных толщин в контуре опытного участка

Структурная карта по кровле нефтенасыщенного песчанника

Рис. 4. Структурная карта по кровле нефтенасыщенного песчанника

Структурная карта по подошве нефтенасыщенного песчанника

Рис. 5. Структурная карта по подошве нефтенасыщенного песчанника 

Параметры продуктивного пласта блока

Площадь блока 86,0 тыс.м2
Средняя глубина залегания кровли пласта 205,0 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина 22,9 м.
Коэффициент открытой пористости 0,26 доли ед.
Проницаемость 2,5 мкм2.
Коэффициент объёмной нефтенасыщенности 0,67 доли ед.
Плотность дегазированной нефти 945,0 кг/мЗ
Начальная температура пласта 6,0 град. С
Вязкость нефти при: пластовой температуре 15000,0 мПа.с
40 С 650,0 мПа.с
70 С 100,0 мПа.с
100С 30,0 мПа.с
Плотность продуктивного пласта 2000,0 кг/мЗ
Теплоёмкость пласта 1,05 кДж/кг.град
Теплоповодность пласта 12,6 Кдж/м.ч.град
Температуропроводность пласта 0,006 м/ч

Начальные балансовые запасы блока подсчитаны объёмным спосо­бом по формуле:

Qн = Р * h * Кп * Кн * Q * Rо , где: Qн - балансовые запасы нефти,

Р - площадь блока,

h - эффективная нефтенасыщенная толщина,

Кп - коэффициент открытой пористости,

Кн - коэффициент объёмной нефтенасыщенности

Q - коэффициент учитывающий усадку нефти, 0,96,

Rо - плотность нефти.

Qн = 86 * 22,9 * 0,26 * 0,87 * 0,98 * 945 = 412,56 тыс.т

При первичной разработке шахтным способам на естественном ре­жиме было добыто 15,36 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти - 397,2 тыс.т.

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: