Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении (стр. 4 из 25)
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 | 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 |
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.
Запасы нефти категории С2 сосредоточены лишь в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% – к пласту К4. По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.
Всего начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 38,0 млн. т, по категории С2 – 6,5 млн. т. /1/.
Распределение геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом
Распределение геологических запасов нефти по поднятиям
на Ельниковском месторождении
Рис.5
Распределение геологических запасов нефти по объектам
на Ельниковском месторождении
Рис.6
Таблица 5
Распределение геологических запасов категории С2 по пластам и
поднятиям Ельниковского месторождения
| Запасы по пластам | Поднятия | Всего по пластам | ||
| Соколовское | Ельниковское | Апалихинское | ||
| П1, тыс.т. | 45 | - | - | 45 |
| П2, тыс.т. | 34 | 125 | - | 159 |
| П3, тыс.т. | - | - | - | - |
| П4, тыс.т. | 181 | 279 | - | 460 |
| К1, тыс.т. | 1178 | 2112 | - | 3290 |
| К2 + 3, тыс.т. | 9366 | 3653 | 7714 | 20733 |
| К4, тыс.т. | - | 1985 | 4280 | 6265 |
| Всего, тыс.т. | 10804 | 8154 | 11994 | 30952 |
| Всего, % | 34,90 | 26,30 | 38,80 | |
В нижнем карбоне основные запасы приурочены к пластам CIII (50,2%) и CV (28,1%) визейского яруса, причем 49,8% запасов нефти – на Соколовском поднятии, 28,3% и 21,9% - на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, соответственно. /1/.
Распределение запасов нефти по продуктивным пластам
визейского яруса на Ельниковском месторождении
