Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,65%, азота – 13,09%, гелия – 0,066%, метана – 50,83%, этана – 13,86%, пропана – 14,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 21,51%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,942, а теплотворная способность – 46798 кДж/м3. >По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36%), смолистая (11,25%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 41,0%.

Пласт ДII эксплуатируется скважинами 10, 21, 22, 25.

Залежь нефти пласта ДI.

Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДII глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 – 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).

По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.

Пласт ДI опробован в добывающей скважине 24, где из интервала перфорации 2494-2501м (абс. отм. минус 2346,5- минус 2353,5 м) был получен фонтанный приток нефти. В скважинах 14, 20 и 23 пласт опробован и эксплуатируется совместно с пластом ДII.

Наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС в скважине 13 на абс. отм. минус 2354,9м. Наиболее высокое положение водонасыщенной части пласта на абс. отметке минус 2365,9м (скважина 12).

Водонефтяной раздел принят единым с пластами ДII и ДII на отметке минус 2363м.

Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25×1,5 км, высота -35,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.

В виду того, что пласты ДII и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 834,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) – 6,15 МПа, газосодержание – 31,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,19 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 883,0 кг/м3, газовый фактор – 26,67 м3/т, объёмный коэффициент – 1,091.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,54%, азота – 11,12%, гелия – 0,074%, метана – 50,99%, этана – 14,84%, пропана – 15,19%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 22,35%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,945, а теплотворная способность – 48092 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,46%), смолистая (10,19%), парафиновая (4,12%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 39,0%.

На 01. 01. 2003г. пласт ДI эксплуатируется скважинами 20, 23 – совместно с пластом ДII и скважиной 14 до 1998г. - совместно с пластами ДII и ДII.

Залежь нефти пласта ДII

Пласт ДII залегает на средней глубине 2475м в кровельной части пашийского горизонта и хорошо контролируется репером «кинжал», который залегает в

основании тиманского горизонта (приложение №13).

Нефтенасыщенность пласта ДII по данным ГИС установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14 и эксплуатационных – 20, 21, 23, 25. Нефтенасыщенным керном пласт представлен только в разведочной скважине 14.

Пласт ДII развит не повсеместно; в скважинах 11, 12, 17, 22 и 24 он замещается глинистыми породами, вследствие чего коллектор развит в виде полулинзы. Сложен пласт песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, не слоистыми. Общая толщина пласта, состоящего, в основном, из одного прослоя песчаника, составляет от 3,6м (скважины 10, 20, 25) до 1,0м (скважина 13).

Опробование пласта ДII в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.

Водонефтяной контакт пласта ДII ни по данным опробования, ни по данным ГИС не подсечен.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в скважине 25 на абсолютной отметке минус 2331,4 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважине 26 на абсолютной отметке минус 2372,4м.

Контур нефтеносности по залежи пласта ДII принимается единый с пластами ДII и ДI на абсолютной отметке минус 2363м.

Залежь пластово-литологического типа, размером 7,7×1,3 км, с незначительной водонефтяной зоной, высота залежи 47,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,95, а расчленённости - 1,1.

Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к тяжелым с плотностью 0,892 г/см3(пласт ДII) и к среднему типу с плотностью 0,883 г/см3(пласты ДII, ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПа×с до 50,34 мПа×с, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м3/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).

В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана – 13,86-14,84 % моль, азота – 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху – 0,942-0,945.

По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 – совместно пласты ДII и ДI.

С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.

5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на юго-западном куполе

В 2000 году была произведена доразведка Южно-Орловского месторождения по отражающим горизонтам карбона, девона и кристаллического фундамента. В результате чего был выявлен юго-западный купол. Новые данные, полученные в результате сейсморазведочных работ и несоответствие утвержденных ранее запасов с количеством добытой нефти, послужило основанием для повторного пересчета запасов нефти и газа. В 2002 году институтом «СамараНИПИнефть» данная работа была выполнена. В результате чего произошло значительное увеличение площади месторождения, в основном за счёт выделения категории С2. Юго-западный участок Южно-Орловского поднятия бурением не изучен.

 Скачать реферат