Технологии повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти

 

 

1.3 Нефтеносность

 

На Вишнево-Полянском месторождении залежи нефти открыты в отложениях нижнего и среднего карбона. На отложениях карбонатного и терригенного  девона пробурено 16 разведочных скважин (№№ 606, 677, 678,  679, 681, 682 ,684, 694, 921, 922 ,930, 931, 942 ,970, 991 и 992) и 4 скважины из числа эксплуатационных (№№ 8033, 8046, 8083 и 8091). Ни в одной из них нефтеносных пластов не встречено, нефтепроявления также отсутствуют. Это, скорее всего, обусловлено тем, что по отложениям девона  на территории месторождения – моноклинальный склон, на котором если и есть отдельные локальные ловушки (поднятия), но они малых размеров и поэтому не выявляются редкой сеткой разведочных скважин.

На всей обширной территории восточного борта Мелекесской впадины залежь нефти в терригенных отложениях девона выявлена  и эксплуатируется только на Нурлатском месторождении, на других, соседних с Вишнево-По-лянским, месторождениях таковых залежей не выявлено.

В карбонатах турнейского яруса достоверных залежей нефти не обнаружено. Только в двух скважинах (№ 970 и № 8063) отмечаются признаки нефтенасыщения. В скважине № 8063 по керну из верхней части черепетского горизонта отмечается неравномерное нефтенасыщение. Это зона предбобриковского вреза (кизеловские отложения и частично черепетские здесь размыты), где на эродированной поверхности карбонатов залегают интенсивно нефтенасыщенные песчаники (пласты бб-1 и бб-2). Нефтенасыщение карбонатов в данном случае связано с пропиткой (просачиванием) их из песчаников в зоне контакта. В скважине № 970 по данным геофизических исследований в кизеловском горизонте отмечается интервал повышенного сопротивления, что можно расценить как признак нефтенасвщения. Западнее скважины № 970 отмечается размыв турнейских отложений и вполне возможно, что и в данном случае имеет место пропитка нефти из залежей бобриковского горизонта. Другой информации о нефтеносности карбонатов турнейского яруса пока нет.

В бобриковском горизонте доказаны залежи нефти в терригенных пластах бб-2 и во врезовых зонах – бб–1. Залежи нефти бобриковского горизонта являются основными по объему запасов нефти.

В тульском горизонте также выявлены залежи нефти, приуроченные к терригенным пластам Тл-2, 3 и 4.

В кровле отложений нижнего карбона выявлены залежи в карбонатах серпуховского яруса. Эти залежи массивного типа и практически составляют единые залежи с таковыми по карбонатам башкирского яруса среднего  карбона.

В отложениях среднего карбона промышленные запасы выявлены также в карбонатах верейского горизонта (пласты Вр-2, 3 и 5) и каширского (пласты Кш-1 и 3) горизонтов.

Добыча нефти в настоящее время осуществляется, кроме залежей бобриковского горизонта, из карбонатов верейского горизонта и башкирского яруса.

Залежи нефти каширского и тульского горизонтов в разработку не введены.

Все выявленные залежи нефти приурочены к региональным промышленным нефтеносным горизонтам на территории всего юго - востока республики Татарстан.

В вышележащих отложениях среднего карбона залежей нефти не обнаружено, не выявлено и залежей битумов пермских отложениях[2]. 

 

 

 

 

 

 

1.4 Физико-химические свойства пластовых  флюидов

 

1.4.1 Физико-химический состав подземных  вод

 

Изучение физико-химических свойств пластовых вод проводилось отдельно по горизонтам.

Дебиты скважин, давших при испытании пластовую воду из песчаников бобрковского  горизонта  изменятся от 6 до 30 м3/сут  при  снижении   уровня  до  750 м.  Плотность     воды,   в   среднем,      составляет  1155 кг/ м3,   вязкость

1,68 мПа·с. по химическому составу  пластовые воды – это крепкие рассолы хлор-кальциевого типа (по В.А.Сулину) с общей минерализацией 213 - 261 г/л. Растворенный в воде газ по составу преимущественно азотный, содержание углеводородных газов составляет до 25 %. Газонасыщенность вод за контурами нефтяных залежей составляет 0,1 - 0,2  м3/т. Содержание сероводорода достигает 200 - 300 мг/л. Режим залежей в бобриковском горизонте судя по быстрому восстановлению уровня после откачки воды (1 - 5 суток, иногда в течение суток), упруговодонапорный.

Дебиты скважин, давших при опробовании воду из карбонатных отложений башкирского яруса, составляют 1 –2  7 м3/сут при снижении уровня

до 750 - 1090 м (чаще 5 - 25 м3/сут). В верейском горизонте дебиты скважин составляют 1 - 4 м3/сут. Плотность пластовых вод из верей-башкирских отложений равна 1146 кг/м3, вязкость 1,56 мПа·с. По химическому составу воды этих отложений – это крепкие рассолы хлор-кальциевого типа  с общей минерализацией 188 - 249 г/л. Газонасыщенность вод за контуром нефтеносности составляет 0,1 - 0,13 м3/т. Растворенный в воде газ по составу преимущественно азотный. Присутствует сероводород. Из микрокомпонентов в незначительной количестве присутствуют:

  - бром – 209 - 380 мг/л;

  -  йод – 0,28 - 17,22 мг/л;

  - аммоний – 86 - 101 мг/л;

  - железо – 8 - 70 мг/л.

 

1.4.2 Физико-химические свойства  нефти, растворенного в нефти  газа и содержание сопутствующих  компонентов

 

По Вишнево-Полянскому месторождению нефть изучалось по пробам из трех подсчетных объектов: верейского и бобриковского горизонтов и башкирского яруса. Из каширского горизонта глубинные и поверхностные пробы (ГПП) не отбирались, так как по горизонту опробована всего одна скважина (№ 681), которая в настоящее время ликвидирована, а вопросы опробования объекта в других скважинах не находят решения.

В сравнении с первым подсчетом запасов (1976 г.) степень изученности улучшилось  незначительно.  За  период  1976 - 1994 гг. ГПП отобраны  всего  из  6 скважин (таблица 1.4). Нефть в поверхностных условиях изучалось по 24 пробам (на  1976 год было 14 проб).

Результаты анализа ГПП, отобранных в 1989-1993 гг, приводятся в таблице 1.3.Средние параметры физико-химических свойств пластовой, поверхностной нефти , растворённого газа приведены в таблицах 1.5 и 1.6.

Нефти всех обьектов нижнего и среднего карбона по технологической

классификации (ГОСТ 912 - 66) относятся к третьему классу: высокосернистые, парафиновые, высокосмолистые. Несколько худшими свойствами обладает нефть башкирского яруса  – вязкость в пластовых  условиях выше, чем у нефтей верейского и бобриковского горизонтов, несколько выше газосодержание и газовый фактор, но в растворенном газе больше содержание азота и меньше легких компонентов. Это связано с массивным строением залежи – большая поверхность контакта нефти с подошвенными и контурными водами.

 

 

 

 

      Таблица1.4 - Результаты  анализов ГПН по скважинам 

Вишнево-Полянского месторождения

1. Скважина	8280	8257	8288	8291	8049	8056
2. Горизонт, ярус	Вр	Вр	Вр	Бш	бб	бб
3. Дата отбора	6,91	9,92	9,92	7,89	8,91	11,93
4. Давление насыщения, МПа	3,0	8,0	25,0	6,0	3,0	25,0
5. Газосодержание, м3/т	1,58	4,48	8,78	2,5	2,47	8,79
6. Объемный коэффициент	1,014	1,022	1,019	1,017	1,023	1,03
7. Вязкость, пл.усл., мПа·с	36,85	93,78	175,0	160,1	61,9	54,56
8. Коэффициент сжимаемости, 10-5 1/МПа	6,3	7,7	9,1	5,3	6,6	5,0
9. Плотность пл.усл., кг/м3	880	884	905	900	887	,814
10. Относительная плотность газа	1,641	1,356	1,403	1,217	1,666	1,266
11. Сероводород, %	0,12	0,06	0,09	воды 4 %	0,08	0,2
12. СО2, %	0,17	0,04	0,24		0,45	8,74
13. Азот, %	18,4	41,83	53,37		28,58	29,42
14. Метан, %	4,56	16,07	10,71		1,09	27,39

 

 

Таблица 1.5 - Средние параметры физико-химических свойств пластовых нефтей  и растворенного в нефти газа  Вишнево-Полянского месторождения.

Параметр	Верейс-кий горизонт	Башкирс-кий ярус	Бобри-ковский горизонт
1	2	3	3
Количество ГПП пробы / скважина                                                                                       1979 г.                                                                1994 г.	2 / 2 8 / 5	5 / 3 6 / 4	5 / 4 9 / 6
2. Пластовое давление, МПа	9,5	9,8	12,0
Продолжение таблицы 1.5
1	2	3	4
3.  Давление насыщения, МПа	2,85	2,8	2,74
4. Газосодержание, м3/т	7,8	9,5	6,4
5 .Газовый фактор, м3/т	4,9	6,0	4,0
6. Объемный коэффициент	1,031	1,031	1,03
7.  Вязкость, пл. усл., мПа·с	62,1	88,2	79,2
8. Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа	7,5	5,3	5,8
9. Плотность нефти, пл.усл., кг/ м3	893	883	891
10. Содержание в газе, % об.: сероводород СО2 азот метан этан пропан бутан	0,09 0,15 37,87 10,45 21,10 19,81 9,86 1,467	0,06 0,04 41,83 16,07 16,41 15,62 8,21 1,217	0,15 4,17 28,61 27,39 16,76 16,85 6,05 1,417

 

 

Таблица 1.6 - Средние параметры физико-химических свойств поверхностных нефтей    Вишнево-Полянского месторождения.

Параметры	Верейс-кий горизонт	Башкирс-кий ярус	Бобри-ковский горизонт
1	2	3	4
1. Количество проб       1976 / 1994 гг.	7 / 2	3 / 6	4 / 8
2. Плотность нефти, кг/м3	937	936	930
Продолжение таблицы 1.6
1	2	3	4
3. Вязкость кинемат-                    при 20 °С  матическая, 10-6 м2/с                   при 50 °С	308 110,7	308 166,2	140 36,2
4. Температура застывания, °С	менее  минус 15	менее  минус 18	менее  минус 18
5. Содержание парафина, % вес.	2,1	2,6	3,6
6. Температура плавления парафина, °С	51	51	51
7. Содержание серы, % вес.	4,6	4,5	3,2
8. Содержание асфальтенов, % вес.	9,8	9,7	8,81
9. Выход смол сернокислот. % вес	60	60	60
10. Выход кокса, % вес.	10,5	10,2	10,1
11. Фракционный состав по ГОСТ-66      Начало кипения, °С     Выход фракций           до 100        об. %                        100-150                                          150-200                                         200-300	72 1,5 5,0 5,7 27,0	76 1,6 5,4 5,8 31,0	80 2,0 4,0 5,0 39,0