Анализ энергетического состояния месторождения
Изучение многих месторождений и данного в частности, показала, что кроме вышеуказанных факторов режим залежей в значительном степени зависит и от тектонических особенностей структуры, к которой приурочены залежи нефти. Тектоника существенно влияет на направление движения воды и ее напор, что затрудняет гидродинамическую связь законтурной области с залежами, где некоторые блоки оказываются… Читать ещё >
Анализ энергетического состояния месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Энергетическая характеристика залежей
Региональное представления о строении водонапорной системы к которой приурочено Карагачи, в совокупности с геолого-промысловыми параметрами позволяет оценить гидродинамическую часть законтурной области с залежами и обосновать естественный режим их работы.
Запас упругой энергии в водонапорной системе зависит от ее пространственных границ. Чем больше размеры водонапорной системы и разница превышении отметок пластов на выходах и в законтурной области по сравнению с отметками внутри залежи, тем больше потенциальная энергия законтурной области.
Гипсометрические высокое положение области питания (1600 м) по сравнению с отметками залежей (-1280 — 1500), удаление их в значительном расстоянии от источников питания и огромные размеры водонапорной системы создают предпосылки для проявления в естественной форме упруговодонапорного режима при разработке залежей.
Гидрогеологические условия определяющие режим залежей, зависит во многом от проницаемости коллекторов продуктивной части разреза и законтурной области.
Водопроницаемость коллекторов по характеру притоков неравномерно в пределах месторождения. Залежи нефти палеогена подпираются контурными водами. По мере обработки пластового давления в палеогеновых залежах при упруговодонапорном режиме происходит постепенное разрастание воронки депрессии внутри залежи и вокруг нее.
Неоднородность фильтрационных свойств водовмещающих пород в большинстве случаев низкие, их значение свидетельствуют о слабой динамичности контурных вод, а следовательно, затрудненной связи законтурной области с залежами углеводородов.
Таким образом, слабая активность контурных вод не компенсирует во времени постепенно снижающегося давления в залежах. Дальнейшие снижения пластового давления в залежах палеогена в какой-то мере предотвращено за счет внутриконтурного нагнетания воды.
Однако вплоть до настоящего времени пластовое давление в залежах палеогена остается выше давления насыщения.
Сохранение этого условия при разработке залежей обеспечивает однофазность фильтрационного потока и определяет длительную работу залежей на упруговодонапорном режиме. Давление насыщения определено в начальной стадии разработки залежи IV горизонта только по двум пробам нефти в скважине № 12 (Рнас = 65 кгс/см2) и в скважине (Рнас = 66,2 кгс/см2) при температуре 81 С. Сходство гидродинамических условий залегания продуктивных горизонтов палеогена и их гидродинамическое сообщаемость в вертикальном разрезе, позволяет принять для всех залежей среднее значение давлении насыщения равное 65,5 кгс/см2.
Изучение многих месторождений и данного в частности, показала, что кроме вышеуказанных факторов режим залежей в значительном степени зависит и от тектонических особенностей структуры, к которой приурочены залежи нефти. Тектоника существенно влияет на направление движения воды и ее напор, что затрудняет гидродинамическую связь законтурной области с залежами, где некоторые блоки оказываются изолированными частично или полностью между собой и от общей водонапорной системы.