Обоснование методов снижения влияния реологических свойств высоковязких нефтей на продуктивность месторождений

Министерство образования и науки российской федерации

			Российский государственный университет нефти и газа	

(национальный исследовательский институт)

имени И.М. Губкина

Факультет: Разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра: Нефтегазовой и подземной гидромеханики

Направление: 21.04.01. Нефтегазовое дело

Программа: 21.04.01.10 Гидродинамическое моделирование разработки



               Оценка

    __________________

«____» ____________ 2018г.

   __________________

     (подпись секретаря ГАК)

«К защите»

Заведующий кафедрой

 _____________ (Кадет В. В.)

        «____» _____________ 2018 г.



МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

на тему «Обоснование методов снижения влияния реологических свойств высоковязких нефтей на продуктивность месторождений»



Научный руководитель



доц.,к.т.н   Хайдина М.П.

(должность, степень, фамилия, инициалы)



_______________________________

(подпись)







Студент гр. ВНМ-15-04



Сабирова Камила Альбертовна

(фамилия, имя, отчество)





_______________________________

(подпись)



_______________________________

(дата)











Москва 2018



Министерство образования и науки Российской Федерации

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина



Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра: Нефтегазовой и подземной гидромеханики

Направление: 21.04.01. Нефтегазовое дело

Программа: 21.04.01.10 Гидродинамическое моделирование разработки



Календарный план
подготовки магистерской диссертации



Студент Сабирова Камила Альбертовна

                                                 (фамилия, имя, отчество)

Тема:

Обоснование методов снижения влияния реологических свойств высоковязких нефтей на продуктивность месторождений

Период подготовки диссертации с 01.09.2017 г. по 09.01.2018 г.

Хайдина М. П., доцент кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)



Тема диссертации и научный руководитель утверждены 
приказом № 109-м от «24» октября          2017 г.















Заведующий
кафедрой й                      Кадет В.В.                              а      «___»  20__ г.







№ п/п

Перечень 
разделов  синего диссертации 

Срок 
выполнения

Отметки о выполнении

1

Определение  данным цели и задач  нефти работы, подбор  подошве источников информации. Введение.

01.09.-15.09.2017

Выполнено

2

Анализ  нижнего геолого-промысловой информации  рисунках по месторождению.

15.10.-31.10.2017

Выполнено

3

Аналитический обзор  валов литературы по исследуемой  вязкости тематике.

01.11.-15.11.2017

Выполнено

4

Проведение расчетов  ключев и лабораторных исследований.

15.11.-30.11.2017

Выполнено

5

Анализ  дебит полученных результатов.

01.12-.15.12.2017

Выполнено

6

Заключение. Список  дебит литературы.

15.12.-09.01.2018

Выполнено



     



     Составлен «___» _____________________ 20___ г.

	        ________________________________________________________

				         (Подпись  года научного руководителя)        (Подпись  высоковязкой студента)





























Аннотация



Сабирова К.А. Обоснование  может методов снижения  парафинисты влияния реологических  anton свойств высоковязких нефтей на  графиках продуктивность месторождений,  технологи магистерская диссертация, 92 страниц, 41 рисунков, 10 таблиц. 
Руководитель  Хайдина М. П.,  пластовой доцент кафедры  проведении разработки и эксплуатации  более газовых и газоконденсатных  если месторождений «РГУ  линия нефти и газа (НИУ) имени  части И.М. Губкина».

Объектом  раза исследования являются  растворение реологические свойства  части высоковязких нефтей месторождений Самарской  температура области.

Цель работы: Повышение  увеличивает эффективности разработки  можно залежей высоковязких нефтей  пласта с адаптированными  скважины параметрами рабочего  двига агента (пара).

Научная  ивается новизна: Предложено комплексное  пределах воздействие на нефтяной  может пласт, подразумевающее сочетание пароциклической обработки (ПЦО) с  рисунках применением реагента-растворителя  этого с целью увеличения  обладающи выработки запасов  зоне высоковязкой нефти на  можно месторождениях Самарской  систем области;

Выбор оптимальных  яруса рабочих параметров  ндпи при закачке  кривая пара произведен  представляет по геолого-физическим характеристикам  способах продуктивных пластов  проектирования рассматриваемых месторождений;  лузановский проведено сравнение  предложены эффективности растворителей,  твенн основанных на результатах  мелекесской лабораторных исследований,  тиче ранее не проводившихся  фальтенов для месторождений  кпрод Самарской области.

Основные  образцов результаты работы:

	Данная  достаточно научная работа  скин является научно-исследовательской  температуры работой. 

	1. В  после работе выполнен  компания анализ результатов  лузановский применения тепловых  уменьшается МУН на месторождениях  тиксотроп высоковязкой нефти России  акачка и мира;  уменьшается 

	2. Проведены  фронта исследования реологических  скважину свойств нефти  снижению с месторождений: Легкое,  сдвига Северное, Сахаровское, Шуховское и Склодовское АО «РИТЭК»;

	3. Исследовано  бобриковский влияние основных  ндпи реагентов-растворителей на реологические  движение свойства нефтей месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»;

	4. Разработана комплексная технология по  пециальные обработке призабойной зоны  результаты скважин с применением  месторождения реагента-растворителя совместно  отложениях с циклической закачкой  рисунок пара, позволяющая значительно  технология снизить градиенты  онну давления при  полости движении высоковязких нефтей  нутренняя в  хода ПЗП и увеличить МРП глубиннонасосного оборудования.

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

Оглавление

	Введение	8

		1.	Анализ текущего состояния разработки месторождений высоковязкой нефти Самарской области	11

		1.1	Легкое месторождение	17

		1.2	Северное месторождение	20

		1.3	Сахаровское месторождение	23

		1.4	Склодовское месторождение	27

		1.5	Манское месторождение	28

		1.5.1	Геолого-промысловая характеристика	29

		2.	Анализ мирового опыта разработки высоковязкой нефти	32

		2.1	Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов с ВВН	32

		2.1.1	Технология SAGD	34

		2.1.2	Циркуляционная закачка пара	36

		2.1.3	Закачка воды	38

		2.1.4	Внутрипластовое горение	39

		2.1.5	Термощелочное заводнение	41

		2.1.6	Технология циклическои? закачки пара	43

		2.2	Процесс разработки трещинно-кавернозного коллектора	45

		2.3	Комбинированная закачка в пласт тепловых агентов	45

		3.	Подбор реагент-растворителя	47

		4.	Лабораторные исследования реологических свойств ВВН	51

		4.1	Описание прибора	52

		4.2	Подготовка прибора к работе.	53

		5.	Изучение влияния реагента-растворителя на упругую и вязкую компоненты вязкости аномальной нефти	73

		6.	??мпле??ная техн?л?гии ?браб?т?и ?З? на залежах ВВН	77

		7.	Математическая модель закачки пара в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи пласта	80

		7.1	Результаты расчетов закачки ПЦО.	83

		8.	Оценка экономической эффективности	87

	Выводы	91

	Список литературы	92






Список  группы сокращений



ВВН	Высоковязкие нефти

ВГВ	Водогазовое  геотермический воздействие

ВНК	Водонефтяной контакт

ГНО	      Глубинное  движение насосное оборудование

ИДТВ     Импульсно-дозированное  тогда тепловое воздействие

КИН	  Коэффициент  аблиц извлечения нефти

МПР	   Министерство  чищая природных ресурсов

МУН	   Метод  аронефтяно увеличения нефтеотдачи

НГЗ	Начальные геологические  данная запасы

НКТ	Насосно-компрессорные трубы

ОПР	Опытно-промышленные  разработке работы

ОПУ	Опытно-промышленный участок

ПАВ	  Поверхностно-активное  ождени вещество

ПГУ		Парогенерирующая установки

ПЗП		Призабойная зона  езультат пласта

ПИП	Паспорт инвестиционного  плотность проекта

ПЦО		Пароциклическая обработка

СНГ	Содружество  компонентном независимых государств

ТЭН	Термоэлектрический  счет нагреватель

ХМАО   Ханты-Мансийский автономный  вывод округ

ШГН	    Штанговый глубинный  проявляются насос

ЭЦН	   Электрический центробежный  увеличивает насос

SAGD    	Steam-assisted  контуре gravity drainage

	ВМС  	Внутримолекулярное  высокая соединение

	

	


	

Введение



Цель работы:  пласта Повышение эффективности  нижнего разработки залежей  снижение высоковязких нефтей с адаптированными  ртир параметрами рабочего  нефт агента (пара).

Важнейшей  нафта составляющей сырьевой  тивн базы нефтяной  были отрасли России  еверн и ряда других  нефти нефтедобывающих стран  асфальтенов мира являются  значительный запасы высоковязких  манское тяжелых нефтей и природных  тиксотропной битумов. По разным  нижение оценкам их запасы  различных составляют от 790 млрд.т. до 1 трлн.т.,  сплуат что в 5–6 раз  свойств больше остаточных  ароматических извлекаемых запасов нефтей малой  нагнетани и средней вязкости,  запасы составляющих примерно 162 млрд.т.  высота  На  представлены территории Самарской  остывании области содержится  капита до 9,5% российских  бываем ресурсов высоковязкой  расход нефти (ВВН) и  метода природных битумов (ПБ) (около 1,7 млрд.т.)

Промышленная  еверн добыча нефти  проявляются в Самарском регионе  коэффициент ведется уже  ввода на протяжении 75 лет. Основные  скважину объемы бурения  типа пришлись на 60-70–е  значение гг. прошлого  необходимы века, причем  варьируется приоритет отдавался  месторождения наиболее крупным  результаты по объему запасов  чего нефтяным месторождениям,  дренирования а именно Мухановскому, Кулешовскому, Радаевскому и др. 

На  пределах текущий момент  рисунок добыча в регионе,  повышением как и на территории  нефть всей Волго-Уральской  сложной нефтегазоносной провинции,  проницаемые находится на стадии  пример естественного падения,  примеси однако за счет  песчаниками применения передовых  рисунок технологий на протяжении  вязкость последних лет  критериев в Самарской области  тиксотропность удается поддерживать  жидкости уровень добычи. Особое  создаваемых значение приобретает  нефти задача продления «промышленной  параметры жизни» разрабатываемых  бладает месторождений за счет  терм современных технологий  четыре увеличения нефтеотдачи, а также  снижения добычу ранее  высота не разрабатываемых запасов  обработк высоковязких нефтей.

Изучением реологических  самарской свойств нефтей в России начали заниматься В.И. Грайфер,  части И.М. Аметов, В.В. Демликамов,  срок А.Х. Мирзаджанзаде, Л.М. Рузин,  аблюдае З.А. Хабибулин и другие известные ученые. Однако в  газа силу нестабильных цен  контура на нефть, проведение исследований периодически  резкий приостанавливалось. В  зменение связи с этим  вание возникло некоторое  объект отставание в области  пластовая исследований высоковязких нефтей. Наименее  счет изученными на сегодняшний  меньше день являются  месторождения нефти обладающие тиксотропными свойствами.

Комплексное  зону воздействие на нефтяной  вода пласт, подразумевает  образцов сочетание пароциклической обработки (ПЦО) с  скорости применением реагента-растворителя  монийных с целью увеличения  группы выработки запасов  забит высоковязкой нефти  солевые на месторождениях с высоковязкой  услуги нефтью в Самарской  цементометри области.

Были подобраны  выпадению оптимальные рабочие  важин параметры для  контура закачки пара,  результатам подбираемые по геолого-физическим  пространстве характеристикам продуктивных  региональном пластов рассматриваемых  промышленная месторождений.  Также  парогазовой сравнение эффективности  нутренняя растворителей основаны  омоле на результатах лабораторных  аключительн исследований, ранее  двигателя не проводившихся на данных  вязкости месторождениях, по итогам которых  различными были установлены  вращение температурные зависимости  жидкости изменения тиксотропных свойств  можно исследованных образцов  температура нефти. Высоковязкие  месторождений нефти при  горение низких температурах  проведения склонны к формированию  валов и разрушению высокомолекулярных  запас пространственных структур  пласт коагуляционно- кристаллизационного  типа типов, что  нефтеотдачи обуславливает применение  месторождения комплекса технологий,  легкое воздействуя на призабойную зону  процентная пласта циклической  установленные закачкой пара  таблица и растворителем. Растворитель  удлинитель необходим для  толщина улучшения реологических  мамыковское параметров ВВН, 

снижения вязкости,  бобриковский за счет диспергирования  проницаемости сложных высокомолекулярных  данных структур, образованных асфальтенами,  месторождений смолами и парафинами.  проницаемости 

Научная  зави новизна: Предложено комплексное  корпус воздействие на нефтяной  промышленная пласт, подразумевающее сочетание пароциклической обработки (ПЦО) с  меньше применением реагента-растворителя  нцентраци с целью увеличения  пористость выработки запасов  проектирования высоковязкой нефти  график на месторождениях Самарской  состоянию области;

	Выбор оптимальных  выравнивания рабочих параметров  формирует при закачке  растворитель пара произведен  структуре по геолого-физическим характеристикам  норма продуктивных пластов  хода рассматриваемых месторождений;  месяцев проведено сравнение  обработки эффективности растворителей, основанных  термометри на результатах лабораторных  эффективная исследований, ранее  растворители не проводившихся для  объем месторождений Самарской  пьезопров области.


Анализ текущего  разрушения состояния разработки  табл месторождений высоковязкой нефти  скважин Самарской  демонстрир области

		Залежи высоковязкой  имеет нефти карбонатного коллектора трещино-порового  площадь типа характеризуются сложным строением [3] пустотного  компонентном пространства коллектора, данные  коэффициент характеристики необходимо  венных учитывать в разработке  склодовское такого типа  геотермический объектов. Согласно различным  ароматические литературным источникам,  азотсодержащих крупные поры  залежь в карбонатных и терригенных  время коллекторах соединяются между  компонентом собой более мелкими каналами  закачка и разветвленной сетью трещин  ряду  [8].   смоло Коллекторы -  сдвига это  жидкости сложная пространственная  полости структура макро- и микротрещиноватостей с  кривой большим количеством  сахаровского вертикальных и горизонтальных  метод трещин, в которых  карбонатными может изменяться раскрытость за  проницаемости счет изменения  закачки пластового и порового  пласта давлений [3,5].  пластовых Растущая  предложены доля вовлеченной нетрадиционной нефти  тиксотропность способствует увеличению  зависимость операционных и капитальных  бавлении затрат, что демонстрирует  которые график на рисунке  скважины 1.

	

	

	Цена,  таблица тыс. руб.

	Год

Рисунок 1 - Индекс  диспергир стоимости услуг  образцов в нефтегазовой отрасли,  ласт %

	

	Проведенный  основные анализ геолого-промысловых  образовываться испытаний демонстрирует, что 52 %  омплекснои запасов, разрабатываемых  высота нефтяных месторождений  исследования Самарской области  ждения относятся к классу среднепарафинистых  незначительным нефтей, 48 % запасов  данные относятся к  нефти парафинистым нефтям и  пакер 2 % сверхвысокопарафинистым  разрушения нефтям.

		Коллекторы высокопарафинистой нефти  высокое Самарской области  нефт представлены такими геологическими отложениями,  основе как: бобриковский, пашийский, мендымский горизонты, турнейский, фаменский, и  закачкой башкирский ярусы. На  проведения данных продуктивных  россии горизонтах добывающие скважины характеризуются непостоянными дебитами  рассмотрено и высокой обводнённостью добываемой  клапан смеси, по другим скважинам  сложен наблюдается снижение забойных  движение давлений ниже  рисунок давления насыщения  высоковязкой нефти газом. Опыт разработки  содержание указывает на неуклонное падение пластовой  составе температуры из-за применения  является системы поддержания  результаты пластового давления (особенно  пределах в призабойных зонах  набл нагнетательных скважин),  рисунок что может осложнять  течение эксплуатацию скважин. Количество механических  данно примесей в добываемой  погонныи смеси, представленные частичками  вывод пород, продуктами  оценки коррозии, солями, создавая благоприятные  влияющих условия для  высота стимулирования процессов  воспосаблении образования органических  необходимы и неорганических отложений  индекс в скважинном оборудовании,  принимая как продемонстрировано  радиус в таблице 1 [24].

	

	

	

	



	Таблица 1 – Выборочные  контура результаты ревизии  важину неисправного ГНО  бобриков по ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» за 2014-2016 гг.





Причина  ввода остановки 

Причина отказа

Отказавший  скорость узел

Результаты разбора  вязкости на устье

Детальный разбор

Осложняющие  ождени факторы













R-0

(короткое замыкание)

  таблица 

 

д/ж  параметры ЭЦН ВНН 5-30/1924 (2секции  терригенных насоса. 1г/защита. ПЭД) сб/клапан.(сбит+забит АСПО). Об/клапан  рассчитав забит 30% АСПО. на  своей приемной сетке  оличе солевые отложения. 

Не  заходит требуется

Парафинообразующий фонд

R-0

Высокая  розии потребляемая мощность

Кабель

Д/ж  йства ЭЦН-250/2744 -100% обрат/клапан  образцов (чистый) сбив/клапан (не  горении сбит) . вращение  бладает тугое, п/сетка  большим оторванная ПЭД  показатели R-100 каб. линия R-0.

ЭЦН:  график Следы нагрева  вязкости аппарата направляющего. Отложения  доводя АСПО на поверхности  также колеса рабочего. Опрессовку держит. Состояние  трубопроводам диафрагм-твердые. Масло  приспособить светлое. По всей  вязкости длине множественные  онну МПК и перекруты.

Высокое  техн содержание АСПО. Высокая  рисунок температура кристаллизации +360С.

R-0

  давления 

Удлинитель

В  типа верхней секции вращение свободное,  объем приемная сетка  необходимо чистая, обратный  раствореннои клапан забит  забит АСПО

Н.С. корпус  служат в норме. Вылеты  асфальтенов вала в соответствии  высоковязкие с ТУ. Вращение  легкого свободное. Р.К.-износ  разрушения текстолитовой на 50%. Состояние  если шайбы-хрупкое. Вылеты  счет вала в соответствии  циркуляционная ТУ.

Высокая вязкость  вода жидкости (354мПа*с)





Продолжение  например Таблицы 1



R-0

Коррозия

Гидрозащита

40 труб,  вращение АСПО проход  ширина отв. 20мм. Мех.  зону примеси  начальная на обратном клапане. КС-сбит.

Кабель:  скважины намотка на барабан  сегод удовлетворительная. Местами  дисп смятие брои без  карбонатными потери изоляции.

Высокое  данного содержание АСПО. Высокая  высоковязкои температура кристаллизации +280С. Коррозия.

R-0

Коррозия

ПЭД

Сбивной  можно клапан (сбит),обратный клапан (чистый) Вращение  разработки валов тугое, приемная сетка (разорвана)

Диаффрагмы эластичные. в  бываем полости пластовая  матичес жидкость отсутствует.  постепенно ТМС-коррозия. ГС-приемная  пласта сетка отсутствует. В  высота полости отложения  монийных АСПО. 

Высокое содержание  скин АСПО. Высокая  мпле температура кристаллизации +380С. Коррозия.

Парафин  варьируется пробка

Перегрев

ПЭД

40 труб,  него АСПО проход  скважины отв. 20мм. Мех.примеси на  всевозможными обратном клапане. КС-сбит. Вращение  настоящее установки в норме. Опресовка ПЭД+ГЗ  достаточно на 3 атм.  подается Герметично. Rпэд-0,  длительность Rкабель-100/100/100.

износ нижней тесколитовой шайбы  рисунке на 50%. Масло  счет темное с запахом  демонстрируе гари. Испытание  таблица масла на пробой 5.6кВт. Пакеты  став ротора имеют  ключев следы побежалости.  своей Вал  московского синего цвета.  парогазовой прогар  расстояние колодки токовода в верхней  индивидуальном части.





Высокое содержание  повышения АСПО. Высокая  манское температура кристаллизации +380С.

Высокая  компания вязкость жидкости (354мПа*с)

Парафин  предложены пробка

 

  ввода 

сб/клапан сбит. об/клапан  горении забит парафином. приемная  пород сетка чистая. вращение валов  свободное. ПЭД  доход R-100Мом. КПБП  выше R-100Мом. 40 НКТ  отложениями забиты парафином

Не  располагаясь требуется

Высокое содержание  сокской АСПО. Высокая  поверхности температура кристаллизации +280С.



Продолжение  воздействия Таблицы 1



R-0

Коррозия

ПЭД

Сб/клапан  тяжелых сбит. обратный  ссср забит. приемная  применимость сетка отсутствует. вращение  рисунок валов свободное. ПЭД  проводились R-0Мом. КПБП  может R-0Мом (коррозия).

В  выполнить полости пластовая  площадь жидкость. Прогар  валов в соединении секций  выбор двигателя в результате  цементн попадания пластовой  ярегского жидкости через  значительному сквозную коррозия  рисунок верхней секции  жения корпуса ПЭД. Множественная  месторождениях коррозия корпуса

Высокое  есть содержание АСПО. Высокая  виях температура кристаллизации +360С.

R-0

Перегрев

Удлинитель

д/ж ЭЦН 79/2835 : 3сек. насоса,  схема вращение валов свободное,г/защита,  степень приемная сетка  мелекесской чистая, об.клапан чист,  проведении сб. клапан  включить сбит, КПБП  которые R-0Мом, звезда  менд есть.

Состояние метизов-в  мелкие норме. Корпус  device насоса в норме.  Вращение  выше свободное. Вылеты  нефти вала в норме.   Колесо  основными рабочее: износ нижних  выбор текстолитовых шайб  чего до 20%,износ посадочного  закачкой места под  способов шайбу. Нагрев  работы наружной поверхности  контуре аппаратов направляющих. 

Высокое  эффективная содержание АСПО. Высокая  параметры температура кристаллизации +280С. Коррозия.



В  залежах данной работе  классификация проводится анализ текущего  после состояние разработки эксплуатационных  омплекснои объектов с высоковязкой нефтью на  радаевского следующих Самарских месторождениях: Легкое, Северное, Сахаровское, Шуховское  anton и Склодовское. Запасы  снижения этих месторождений  сетка являются трудно-извлекаемыми. Нефть  скважины относится к классу  связи тяжелых (0,932-0,969 г/см3),  асфальтены высоковязких (200-540 мПа*с),  нижней высокосернистых (до 2,5 % мас.) и  прибор высокосмолистых (до 23% мас.,  повышающих асфальтенов до 12% мас.) нефтей.  выравнивание Карты месторождений  расчлененность расположены на рисунках  остаточно 2,3.



Рисунок 2 – Карта  нефти нефтегазовых месторождений  ивают Самарской области



Рисунок 3 – Карта  помимо тектонического строения  закачка Самарской области





Легкое  высоков месторождение

	В  вытеснения тектоническом отношении Легкое месторождение  после приурочено к юго-восточному  горение борту Мелекесской впадины,  температуре располагаясь в зоне  прорывов сочленения ее с Сокской седловиной,  свойств примыкающей с юга  мелкие и Южно-Татарским сводом – на  технологии востоке, продемонстрировано  оличеств на рисунке 3.

	Промышленная  растворитель нефтеносность месторождения  карбонатными связана с карбонатными  открыть отложениями пласта  вязкости А2 верейского горизонта (С2vr) московского  метри яруса и пласта  парафинисты А4 башкирского яруса (С2b) среднего  россии отдела каменноугольной  иметь системы. 

	Всего выявлено  истики три залежи  относительно нефти, в том  нефти числе одна  твенн залежь нефти  самарской в пласте А2 в  пределах Западно- Легкого купола  и  скважины две залежи  различных нефти в пласте  силол А4 в пределах Западно- Легкого и  график Краснореченского куполов.

	Пласт  всех А4

	Литологически пласт  проникающии представлен известняками  вязкости органогенными, органогенно-обломочными,  эффекты выщелоченными, перекристаллизованными, доломитизированными. Коллектор  продукции порово-кавернозного типа. Покрышкой  залежь залежей в пласте  структура служат глинисто-карбонатные  продолжение породы башкирского  нефть и верейского ярусов. В  прорывов пласте выявлены  технологий две залежи  растворителя нефти в пределах Западно- Легкого  компания и Краснореченского куполов. 

	Контуры  одной нефтеносности залежей  манское обособлены и находятся  лабораторных на разных гипсометрических  движение уровнях. 

	Залежь нефти  представленны в пределах Западно- Легкого купола  пределах пластово-сводовая. Размеры  ождени залежи – 1,2 х 4,7 км,  результаты высота залежи – 35 м. Условный  детальный водонефтяной контакт  скважины принят на абсолютной  асти отметке минус 1045,2 метров. В нефтенасыщенной части разреза  канады выделяются от 4 до 10 нефтенасыщенных  терм пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина  ярегской варьируется по скважинам  кривая в пределах от 7,4 м до 13,9 м.

	Разработка  парафины месторождения начата  раствореннои в октябре 2012 года  таци вводом в пробную  основанных эксплуатацию на объект  напряжением А4 Западно- Легкого поднятия  вытесняющей скважины 6ГС  толщина механизированным способом  убрать с помощью ЭЦН-50-1700 с  данной начальным дебитом  наблюдается нефти 29,1 т/сут,  ловых жидкости – 49,5 т/сут при обводненности продукции – 41,3%.

	В  наиболее течение первого  двигателя года пробной  зонах эксплуатации скважины  объясняется отмечается снижение обводненности продукции  парафинисты до 0,4%. Среднесуточный  важинн дебит нефти  температура за первый год  содержание эксплуатации скважины  растворители составил 33,2 т/сут,  соответствии жидкости – 33,8 т/сут при обводненности продукции – 1,7%.

	Во  фонд второй год  карбонатном пробной эксплуатации  эксплуатацию среднесуточные дебиты  закачка скважины по жидкости  ывающим стабилизировались на уровне 14,5 т/сут при  структуры практически нулевой обводненности.

	За  температурах весь период  нефть пробной эксплуатации  средний дебит  эффекты нефти по действующей  скважине  снизился  индекс с 35,2 т/сут (2012 г.) до 2,9 т/сут (по  теплоту состоянию на 01.07.2016г.).

	По  нагнетаем состоянию на 01.07.2016 года  типа накопленная добыча  скорость нефти составила  12,577  кривая тыс.т,  поверхностно жидкости – 13,740  иметь тыс.т при  наблюдается текущей обводненности продукции – 19%.(здесь  манское рисунок с динамикой  типа скважины)

	Нефть Легкого месторождения  ахаровское тяжелая, высоковязкая,  период высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая (табл.2).

В  воды рамках научной  график работы были  продукции исследованы пробы  жидкости со скважины №6, эксплуатирующей  графиках объект А4 на рисунке  лщин 4.



 

Рисунок 4 – Динамические  располагаясь показатели работы  vapex скважины №6 Легкого месторожденя


	Таблица 2 – Геолого-физические  выжженая характеристики основных  повышающих эксплуатационных объектов Легкого месторождения

	

	

	Северное месторождение

	В  безразмерная региональном тектоническом  результате отношении Северное месторождение  перегонки расположено в пределах Усть-Черемшанского прогиба Мелекесской впадины,  разлагаются представлено на рисунках 5 и 6.

	Промышленная  типа нефтеносность на Северном месторождении  вание установлена в карбонатных  коэффициент отложениях фаменского яруса (пласт  проводились Д3f3-fm), заволжского  бствуют горизонта (пласт Длв) и  браб терригенных отложениях бобриковского (пласты  погружающихся CI, CIa) и радаевского (пласты  результаты CIII, CIV) горизонтов.

Пласт  радаевского CI представлен песчаниками  склодовской темно-бурыми, пористыми,  значение мелкозернистыми, прослоями  эфира разнозернистыми. Залежь  растворителя водоплавающая. Размеры 1,1?0,7 км,  тропные высота 15 м. Средневзвешенная  способы эффективная нефтенасыщенная толщина 5,7 м. Коэффициент песчанистости 0,8,  фронта расчлененность 5,8.

Коллекторские свойства  направлениях пласта изучались  составе на собственном керновом  процентная материале: (пористость - 36 определений,  коэффициент проницаемость – 16 определений).

Для  течение проектирования значения  содержание пористости, проницаемости  пласт и нефтенасыщенности приняты  площадь по ГИС.

Обоснование коэффициента  рисунок вытеснения нефти  кости выполнено на основе  график результатов исследований  месторождение собственного кернового  сдвига материала.

Относительные фазовые  пористость проницаемости приняты  скин по результатам исследований  таблица собственного керна.

Свойства  текущей нефти изучены  разлагаются по одной глубинной  нефти пробе.

Нефть тяжелая,  вязкую высоковязкая, высокосернистая,  нефть смолистая, парафиновая,  иметь смотреть таблицу.3.

В рамках  sagd научной работы  горение были исследованы  контуре пробы со скважины №703,  тогда эксплуатирующей бобриковский горизонт,  иметь обратить внимание  дебит на рисунок 5.







Рисунок 5 – Динамические  температуре показатели работы  образцов скважины №703 Северное месторождение 

	

	

	





Рисунок 6  ?  перед  Район  метод скважины №76 Северное поднятия,  бобриков объект А4



Таблица 3 – Геолого-физические  наиболее характеристики основных  рисунке эксплуатационных объектов Северного месторождения





Сахаровское месторождение

В  скважину региональном тектоническом  которые плане месторождение  движение приурочено юго-восточному борту Мелекесской впадины,  двигаясь располагаясь в зоне  месторождения сочленения ее с Сокской седловиной,  момент примыкающей с юга  манское - и  зависит Южно-Татарским сводом – на  лузановская востоке.

Промышленная нефтеносность  мамыковское на месторождении выявлена  выбор в терригенных отложениях  потока пластов Б2 (бобриковский горизонт),  вязкость Б0 (тульский горизонт) и  данного в карбонатных отложениях  оказывает А3 (верейский ярус) и  пласта А4 (башкирский ярус).

Пласт  выявлены А4 сложен известняками, литологически неоднородными:  котором пористые, проницаемые  эффективность разности переслаиваются  относительно с плотными, непроницаемыми. Пористые,  ртир проницаемые карбонаты,  риод которые служат  есторо коллекторами нефти,  химический представлены органогенными  менее и органогенно-обломочными известняками.

Выделены  пластовых четыре залежи  извлекаемых массивного типа,  влажном размеры – 1,7 х 4,8 км,  снижение высота 33,7 метра (Сахаровское поднятие), 1,0 х 2,3 км,  доли высота 28 метров (Ахметьевское поднятие), 1,0 х 1,2 км,  технологии высота 29 метров (район  ахметьевское скважины №86 Мамыковское поднятие), 0,8 х 1,3 км,  рисунках высота 14,8 метров (район  рудовани скважины №87 Мамыковское поднятие) рассмотрено  реологических на рисунках  осуществляется 7,8.







Рисунок 7  ?  данной  Ахметьевское (слева) и Мамыковское (справа) структурные  течение поднятия



Состав и свойства  паровой нефти изучены  сахаровское по результатам исследований  зимет одной глубинной  работе и пяти поверхностных  части проб. Нефть  радаевского тяжелая, высокосернистая,  результаты смолистая, парафинистая, высоковязкая.

Пласт  образова Б2 приурочен к верхней  добыча части бобриковского горизонта,  фиксирует сложен мелкозернистым кварцевыми  горизонтальном песчаниками, реже  средне- и  месторождений крупнозернистыми песчаниками,  ярегско часто слабосцементированными,  секции до рыхлых, рассыпающихся  рисунок разностей, не выдержанных  азотсодержащих по простиранию.

Выделена одна  после залежь нефти  бобриковского массивного типа  представленны и 4 пластовые, сводовые. Размеры – 0,8 x 1,5 км,  поэтому высота 20 метров;  воздушный район  россии скважины №77 Сахаровского поднятия), 1,3 x 3,5 км,  вязкости высота – 45,6 метров (район  лабораторные скважины №76 Сахаровского поднятия,  яруса рис 1) , 0,9 x 2,2 км,  экономической высота 6,5 метров (Ахметьевское поднятие), 0,5 х 1,3 км,  были высота – 4,8 метров (район  пакер скважины № 87 Мамыковского поднятия),  сила рассмотрено  месторождении на рисунке 8,9.



Рисунок 8  ? Район  которые скважины №76 Сахаровское поднятия







Рисунок 9  сравнению  ?  ктически Ахметьевское (слева) и Мамыковское (справа) структурные  неньютоновские поднятия



Состав и свойства  температура нефти изучены по результатам  воздухом исследований двух  днои глубинных и девяти  пециальные поверхностных проб. Нефть  высота характеризуется как  составе средняя по плотности,  высокая высокосернистая, парафинистая, смолистая,  вычисляем высоковязкая.

Геолого-физические характеристики  рисунках пластов представлены  тяжелых в таблице 4.

В рамках  аблиц научной работы  область были исследованы  кпрод пробы нефти на устье  процесс из скважины №55,  температуре эксплуатирующей объект А2,А4.



Таблица 4 - Основные геолого-физические  области свойства эксплуатационных  растворитель объектов Сахаровское месторождения






Рисунок 10 – Динамические  доводя показатели работы  пара скважины №55 Сахаровского месторождения



Склодовское  износ месторождение

В  цена тектоническом плане Склодовское месторождение  коллектор располагается в центральной  месторождения части юго-восточного  рисунок борта Мелекесской впадины. Месторождение  ароциклическ представляет собой  распола группу малоразмерных  нефтеотдача поднятий, погружающихся  карта в юго-западном направлении

Промышленная  пределах нефтеносность связана  параметры с отложениями бобриковского горизонта (Б2) и турнейского яруса (В1). Всего  параметры выявлено 6 залежей  пример нефти.

Пласт Б2 сложен  нутренняя чередованием песчаников  быче и глин с прослоями  визейского алевролитов. Выделено  вязкость три залежи  движение нефти: Западно-Cклодовское, Лузановская, Люфляндская,  данной одноименными куполовидными  перегрев поднятиями. Залежи неполнопластового типа. Нефть  пласт тяжелая, высоковязкая,  критериев высокосернистая, смолистая, парафинистая,  проявляются изображено в  складовского таблице 5.

Таблица 5  ывающим ?   аключение Основные геолого-физические  вычисляем свойства бобриковского горизонта Склодовского  пластового месторождения

Купол 

(участок,  растворителя район)

Залежь (пласт)

  будет Кпр,

 мкм2

µн

мПа*с

Склодовской

Б2

А4

0,673

660,9

Лузановский



0,534

860,1

Лифляндский



0,318

660,9

  недостатки 

В  вычисляем рамках научной  происходит работы были  нефть исследованы пробы из скважины №6,  клапан эксплуатирующей объект А4 на рисунке 11.



Рисунок 11 – Динамические  иметь показатели работы  рисунке скважины №6 Склодовского  больше месторождения



Манское месторождение

Административно Манское месторождение  темпе расположено в Кошкинском районе  оложительный на северо-западе Самарской  разрушение области. Районный  едостаткам центр, пос. Кошки,  рисунок расположен в 5 км к западу.

В  различных региональном тектоническом  месторождения отношении Манское месторождение  возможности расположено на юго-восточном  видетель борту Мелекесской впадины,  расположения приурочено к одноименной  коэф структуре и осложнено  пределах двумя куполами Манс.......................