ИСПЫТАНИЯ МЕТОДИКИ БАШНИПИНЕФТЬ НА АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОРИСТОСТИ, ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО КЕРНУ - Студенческий научный форум

XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2020

ИСПЫТАНИЯ МЕТОДИКИ БАШНИПИНЕФТЬ НА АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОРИСТОСТИ, ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО КЕРНУ

Исхакова Г.Р. 1
1ТИУ филиал в городе Нижневартовск
 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Арланское месторождение (рисунок 1) открыто в 1955 году и введено в разработку в 1958 году. Находится на северо-западе Республики Башкортостан и частично на юго-востоке Удмуртской Республики. Залежи на глубине 0,8-1,3 км. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75% начальных запасов) на глубине 1400-1450 м. [1]

Рисунок 1 – Расположение Арланского месторождения на карте

Физико-химические свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях приведены таблице 1. [3]

Таблица 1

Физико-химические свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях

Параметры

Средний карбон

ТТНК

Турнейский ярус

Пластовые нефти

Плотность г/см3

0,845-0,868

0,869-0,887

0,886-0,899

Вязкость, мПа

12,3-13,7

15,4-20

25

Газосодержание, м3

7,3-21,1

18,1-21,7

8,3

Давление насыщения, МПа

5

6,6-8,5

3,9

Поверхностные нефти

Плотность г/см3

0,857-0,89

0,882-0,920

-

Вязкость, мПа

17,2-20,5

24,7-79,6

41,75

Содержание,%

Смол

Асфальтенов

Парафина

Серы

-

2,9-5

0,3-3,7

2,7-2,9

13,2-16,3

3,2-16,2

1,7-4,6

1,8-3,49

-

3,96

2,9

2,47

Выход фракций до 300°С, %

20,6-67,5

29-67

34,8

Арланское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки. Пласты терригенной толщи нижнего карбона, особенно основные, разрабатываются в условиях высокой обводненности. Это является одной из причин недостаточно высокого выноса керна при бурении скважин и извлечения керна в нарушением виде (в виде песка и обломков). За последние 5 лет из 16 принятых скважин с отбором керна (по терригенной толще), в 9 из них керн извлечен в дезагрегированном состоянии. В связи с этим возникают проблемы коллекторских свойств по керну. [2]

С этой целью проведены испытания методики БашНИПИнефть по определению пористости, остаточной нефтенасыщенности по керну, извлеченному в дезагрегированном состоянии.

В БашНИПИнефть разработана методика определения пористости, остаточной нефтенасыщенности по нарушенному керну за 2006 г. Найдена статистическая взаимосвязь между пористостью образцов и отношением
массы остатка нефти к массе сухого образца.

В НГДУ “Арланнефть” опробована методика БашНИПИнефть. Накоплен достаточно большой фактический материал. 

В данной работе предпринята попытка сопоставить данные, полученные двумя методами. С этой целью, с учетом правила геологической однородности пород в генетическом, стратиграфическом и петрографическом отношениях были подобраны 2 скважины. Керн в обеих скважинах представлен кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками. Часть керна и в той, и в другой скважине извлечена в дезагрированном состоянии, часть представляет собой цельный керн. По цельному керну определения производились по принятым методикам (2,3). Пористость определялась по методу Преображенского, остаточная нефтенасыщенность методом сушки. По нарушенному керну определения производились расчетным методом БашНИПИнефть. [4]

На рисунке 2 изображен график зависимости пористости от отношения массы остатка нефти к массе сухого образца. Так как указанные коэффициенты зависят от многих переменных то по керну занимают определенную площадь, большая часть которой находится рядом с линейно-расположенными точками по песку, т.е подтверждается гипотеза о близости средних значений пористости по песку и керну. [5]

Рисунок 2 - Зависимость величины пористости от отношения массы остатка нефти к массе сухого образца по данным скважины № 7160, 7672

Таблица 2

Данные пористости, остаточной нефтенасыщенности по песку и их квадраты

№ СКВ, интервал отбора керна, м

пласт

№ пробы

Пористость, хli

х2li

Остаточ

ная нефтенасы

щенность Yli, %

Y2li

7160

1290,5 – 1296,5

Сп

1

23,7

561,69

30,5

930,25

   

2

22,9

524,41

30

900

   

3

24,4

595,36

30,9

954,81

   

4

22,5

506,25

29,2

852,64

   

5

21,3

453,69

27,5

756,25

   

6

26,7

712,89

32,7

1069,29

   

7

27,4

750,76

33,1

1095,61

   

8

26,4

696,96

29,9

894,01

   

9

27,4

750,76

33,3

1108,89

   

10

27,4

750,76

33

1089

   

11

27,3

745,29

33

1089

   

12

22,7

515,29

29,2

852,64

   

13

28,7

823,69

33,2

1102,24

   

14

25,9

670,81

32,2

1036,84

7692

1485-1490

Сп

15

28,7

823,69

33,8

1142,44

   

16

26,9

723,61

32,9

1082,41

   

17

27,3

745,29

33,1

1095,61

   

18

29,2

852,64

33,8

1142,44

   

19

28,7

823,69

33,7

1082,41

   

21

27,3

745,29

33,1

1095,61

   

22

27,6

761,76

33,2

1102,24

   

23

31

961

34,5

1190,25

   

24

29,8

888,04

34,5

1190,25

   

25

29,7

882,09

34,1

11,62,81

Сумма:

 

25

558,2

18011

807,4

30554,17

Примечание: Определения выполнены по методике (1) БашНИПИнефть в группе физики пласта лаборатории разработки ЦНИПР НГДУ «Арланнефть»

Таблица 3

Данные пористости, остаточной нефтенасыщенности по песку и их квадраты

№ СКВ, интервал отбора керна, м

пласт

№ пробы

Пористость, хli

х2li

Остаточ-

ная нефтенасы-

щенность Yli, %

Y2li

7160

1290,5 –1296,5

Сп

1

23,9

571,21

40,6

1648,36

   

2

23,7

561,69

30,4

924,16

   

3

24,3

590,49

37,5

1406,25

   

4

24,2

585,64

35,2

1239,04

   

5

23,6

556,96

39,7

1576,09

   

6

24,6

605,16

38,2

1459,24

   

7

27,1

734,41

24,2

585,64

   

8

24,7

610,09

34,3

1176,49

   

9

24,6

605,16

31,9

1017,61

   

10

21,3

453,69

27,6

761,76

   

11

25,1

630,01

36,3

1317,69

   

12

27,9

778,41

33,3

1108,89

   

13

26,3

691,69

36,9

1363,61

   

14

27

729

36,3

1317,69

7692

1485-1490

Сп

15

25,1

630,01

39,9

1592,01

   

16

26,9

723,61

37,0

1369

   

17

27,4

750,76

23,4

547,56

   

18

28,2

795,24

35,1

1232,01

   

19

27,9

778,41

38,7

1797,69

   

20

23,3

542,89

34,8

1211,04

Сумма:

 

20

507,1

12924,5

691,3

23349,83

Примечание: Определения выполнены по методике (2) БашНИПИнефть в группе физики пласта лаборатории разработки ЦНИПР НГДУ «Арланнефть» [5]

Таким образом, результаты исследований и анализ полученных данных подтверждают возможность практического использования методики по определению пористости, остаточной нефтенасыщенности по керну, извлеченному в дезагрегированном состоянии. В ходе проверки гипотезы о равноценности двух методик пришли к выводу, о том, что нельзя по корреляционной зависимости точно оценить пористость и остаточную нефтенасыщенность каждой навески песка.

Список литературы

http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/bashkortostan_respublika/arlanskoe/23-1-0-240 - Описание Арланского месторождения.

Лисовский Н. Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии// Нефтяное хозяйство – 2008.№3. – С. 22-25.

Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. - Уфа: Скиф, 2012. – С. 10-101

Михайлов Н.Н. Доразработка заводненных пластов на основе исследования структуры и подвижности остаточной нефти // Вестник ЦКР Роснедра. 2008. № 2. С. 33-37.

Соавторы Коробов К.Я., Шутихин В.И. Остаточная нефтеводонасыщенность и коэффициенты вытеснения нефти водой известняков среднего карбона Арланского месторождения по керну // Тр./ Башнипинефть.- 2007.- Вып.92.- С.150-158

Просмотров работы: 20