1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофи­зи­ческим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

 Визейский ярус: породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи­зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате­риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных ма­териалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа вы­деляются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонат­ность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Це­ментация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участ­ками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип це­мента – поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуще­ствляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.

Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве при­сутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществ­ляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.

Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.

В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известня­ками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и по­доль­ского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов до­ломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечива­нию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутст­вием исследований по керну с определением процентного содержания доломи­тов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для опреде­ления доломитизации – достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.

Таблица 2

Характеристика вытеснения нефти водой

Объект, продук­тивные пласты	Прони-цае-мость, мкм2	Вяз-кость нефти, мПа×с	Соде-ржание свя­занной воды, д.ед.	Начальная нефтенасы-щенность, д.ед.	Коэффи-циент остаточной нефтенасы­щенности, д.ед.	Коэффи-ци­ент вытесне-ния нефти, д.ед.	Относительная про­ницаемость, д.ед.
							для воды при оста­т нефтена­сыщ	для нефти при оста­т водона­сыщен-ности
Визейский ярус (Апалихин-ское и Ельнико-вское под­нятия)	0,776	16,3	0,104	0,896	0,351	0,608	0,0330	0,4367
Визейский ярус (Соколовс-кое под­нятие)	0,856	16,3	0,101	0,899	0,348	0,613	0,0335	0,4403

Таблица 3

Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения

Месторожде-ние	Возраст	Продук­тивный пласт	Прони­цаемость по газу, мкм2	Вязкость нефти, мПа∙с	Квт экс­пер., д.ед.	Квт расч., д.ед.	Отклоне­ние от Квт экс­пер., %
Ельниковское	C1v	СII– CVI	0,269	22,2	0,577	0,537	-7,0
			0,0424	22,2	0,443	0,440	-0,7
			0,886	23,5	0,587	0,596	1,6
			0,877	21	0,587	0,601	2,5
	C1t	C1t	0,08	23	0,467	0,491	5,2

 

 Таблица 4

Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным

Возраст	Пласт	Количество определений	Диапазон изменения значения
			индекс Амотта-Гервея	Краевой угол смачи­вания
С2pd		1	0,265	74,6
С2ks	К1, K2	3	0,096 ... 0,133	82,3 ... 84,5
	K4	4	0,361 ... 0,765	40,1 ... 68,8
С1v	CIV, CVI	32	-0,033 ... 0,288	73,3 ... 91,9
	CII, CIII	12	-0,03 ... 0,089	84,9 ... 91,7
С1t	С1t	10	0,138 ... 0,227	76,9 ... 82,1

1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

 Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктив­ных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.

По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вяз­кие в пластовых условиях (10,3 мПа∙с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.

Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в коли­честве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установ­лено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства би­тумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классифика­ции: турнейского пласта – III Т2М4И2П3, тульского – III Т2М3И1П3, каширо-по­дольского пластов – III Т1М2И1П2.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводо­родно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, про­пана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Су­лина эти воды относятся к хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском – 275,1 г/л и 1,178 г/см3, на Апалихинском – 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском – 245,4 г/л и 1,161 г/см3. /1/.

1.5. Запасы нефти и газа

Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изучен­ности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).

После разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (прото­кол №10819 ГКЗ СССР от 28.03.1990 г).

Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с уче­том состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторожде­ния, распределение запасов нефти по категориям представлено на рисунке.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26

Голосование

Как вы оцениваете работу нашего сайта? Отлично Хорошо Нормально Плохо Результаты