Курсова робота
на тему: Застосування соляно-кислотних обробок свердловин в НГВУ Ішімбайнефть
1. Геолого-промислова характеристика карбонатних об'єктів, що розробляються НГВУ Ішімбайнефть
Розглянемо характеристику карбонатних об'єктів НГВУ Ішімбайнефть на прикладі Алкінского родовища.
Алкінское родовище нафти розташоване в південно-західній частині Благовіщенській западини. Поклади нафти приурочені до невеликих пологим структурам на тлі моноклінального загального підйому на південний захід. З північного заходу поклади екрановані Демський-Сергіївської грабенообразних прогином.
Промислово-нафтоносними горизонтами Алкінского родовища є теригенні відклади нижнього карбону - пласти CVI 1 і СVI 3 Бобриковського-радаевского горизонтів, карбонатні відклади турнейского ярусу - продуктивна пачка СТКЗ Кизеловского горизонту і теригенні відклади девону - пласт Dкин киновского, пласт Dпаш пашійского і пласт Dмул муллійского горизонтів.
Теригенні товща нижнього карбону (ТТНК) на Алкінском родовищі представлена ??відкладеннями Бобриковського-радеевского горизонту. Літологічних теригенні відклади нижнього карбону представлені чергуванням пісковиків, алевролітів, аргілітів, і углисто-глинистих сланців. По пласту CVI - 1 відкрито дві поклади нафти, за типом вони відносяться до пластовим литологически екранованим. Продуктивний пласт представлений 1-2 прошарками пісковика. Коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,16, піщанистого - 0,92, розповсюдження - 0,52. Товщини прослоев змінюються від 0,8 до 5,4 м, переважають товщини 0,8-2,4 м. Продуктивний колектор пласта CVI 3 представлений 1-2 прошарками пісковика, коефіцієнт розчленованості склав 1,31, піщанистого - 0,91, поширення- 0,53. Середня нефтенасищенная товщина по пласту CVI 3 в нафтовій зоні становить 3,4м, в водонефтяной зоні - 6,3 м. Пористість пластів-колекторів 0,18%, проникність 0,258 мкм2. Щільність нафти становить 885 кг/м3, в'язкість пластової нафти - 5,17 мПа? С. Тиск насичення в середньому - 8, 73 МПа.
Малюнок 1 - Алкінское родовище. Карта контурів покладів в Д1. Геологічний профіль
Відкладення турнейского ярусу представлені карбонатними відкладеннями, серед яких зустрічаються як щільні, так і проникні різниці. На площі родовищ промислова нафтоносність продуктивної пачки Сткіз встановлена ??на двох ділянках - поклади 1 і 2. У продуктивної пачці виділяють від 1 до 4,5 пористих прослоев. Коефіцієнт розчленованості склав 2,13, розповсюдження - 0,75, частка проникних прослоев в пачці - 0.31. Товщини прослоев-колекторів змінюються від 0,8м до 3,4 м, переважають товщини 0,8-1,6 м. Середня нефтенасищенная товщина по пачці СТкіз в нафтовій зоні становить 2,7 м, в водонефтяной зоні - 2,9 м. пористість пластів-колекторів 12%, проникність 0,035мкм2. Щільність нафти становить 852 кг/м3, в'язкість пластової нафти 6,93 мПа? С. Тиск насичення в середньому - 5,7 МПа.
Пласт Dкин складний 1-2 прошарками, великим числом прослоев пласт складний всього в шести свердловинах. Коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,36, піщанистого - 0,71, розповсюдження - 0,66. Товщини прослоев колекторів змінюються 0т 0,8 до 8,0 м. Середня нефтенасищенная товщина в нафтовій зоні дорівнює 2,2 м, водонефтяная зона свердловини не розкрити. По пласту Dкин встановлено п`ять покладів, дві з них знаходяться в межах грабенообразних прогину. Пористість пластів-колекторів 17,1%, проникність 0,140 мкм2. Щільність нафти становить 848 кг/м3, уязкость пластової нафти - 9,6 мПа? С. Тиск насичення в середньому - 5,7 МПа
За пласту Dпаш відкрито трьох поклади, пласт складний переважно 1-2 прошарками, рідко - великим числом. Коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,46, розповсюдження - 0,87, піщанистого - 0,76. Товщини піщаного пласта змінюються від 0,8 м до 12,2 м. Середня нефтенасищенная товщина в нафтовій зоні становить 3,3 м, в водонефтяной - 2,7м. Пористість пластів-колекторів 17,1%, проникність 0,091 мкм2. Щільність нафти становить 847 кг/м3, в'язкість пластової нафти - 7,7 мПа? С. Тиску насичення в середньому - 9,13 МПа.
Пласт Dмул розвинений локальними ділянками на півночі і півдні площі, відкрито сім покладів нафти. Пласт складний 1-3 прошарками, коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,66, розповсюдження - 0,58, піщанистого - 0,77.Толщіни прослоев-колекторів змінюються від 0,8 м до 19,6 м. Середня нефтенасищенная товщина в нафтовій зоні становить 3 , 2 м; в водонефтяной - 4,4 м. Пористість пластів-колекторів 15,1%, проникність 0,059 мкм2. Щільність нафти становить 843 кг/м3, в'язкість пластової нафти - 7,6 мПа? С. Тиск насичення в сер...
