Разработка месторождений (стр. 2 из 9)
Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная – 1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости – 0,071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части – 0,631. Коэффициент расчлененности равен 4,067.
Выше по разрезу на глубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д0-в. Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллектора поровый.
Пласт Д0-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д0-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.
Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количество пропластков 1 4, коэффициент расчлененности – 1,852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 – 0,62 м, средняя равна 2,2 м.
2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов).
Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 – 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 – 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.
Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 – 20,4%, проницаемость 118,3 – 644,5*10-3мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость – от 9,6 до 109,9*10-3мкм2.
Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.
Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части – 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная – 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.
Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.
Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости – 19,6%, нефтенасыщенности – 74,3%, проницаемости – 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная – 2,2 м, эффективная – 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью – расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости – 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.
Наличие водонасыщенных прослоев среди хорошо нефтенасыщенных подтверждается добычей воды вместе с нефтью в скважинах, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2).
Рис. 2. Схематический профиль нефтеносной пачки каширско-подольских отложений Арланской площади. а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины
Для оценки эффективной нефтенасыщенной мощности продуктивных пластов в этих случаях недостаточно использовать традиционный метод установления нижнего предела пористости, при котором породы становятся непроницаемыми и утрачивают коллекторские свойства. Эта граница для составляет 9-11%. Определяющим здесь служит минимальное значение нефтенасыщенности. При выяснении характера насыщенности пластов использовались материалы исследований НГК, БК (лучше на высокоминерализованной воде) и грунтов по общепринятой методике. На основании полученных распределений удельных сопротивлений (rп) пластов, залегающих в заведомо нефтяной и водоносной частях залежи, и распределений комплексного параметра Кп2 rп для этих же пластов были выявлены их критические значения для нефтеносных пластов (rп = 7 Ом-м и Кп2 rп rп =0,41). Используя конкретные зависимости rп=f(kп) и рп = f(Кн), полученные по данным исследования образцов керна, нижний предел коэффициента нефтенасыщенности (Кн) устанавливается от 0,62 до 0,67. Эти величины хорошо согласуются с результатами испытаний скважин, т.е. ни в одном из опробованных интервалов, из которых были получены промышленные притоки нефти, не выделяются пласты с нефтенасыщенностью менее 67%. Таким образом, по изложенной методике для каждого продуктивного прослоя были определены следующие параметры: hэф, rп, Kп и Кн. В отдельных случаях для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались материалы ИННК, подтверждающие установленную величину нефтенасыщенности по rп. Сложная картина гипсометрического распространения нефтеносности в разрезе при наличии водонасыщенных прослоев часто создает видимость резкого колебания ВНК. Границей залежи нефти или контуром нефтеносности в этих условиях служит линия замещения промышленно нефтеносных коллекторов непроницаемыми породами. По характеру распространения нефтенасыщенных пластов в пределах всей площади месторождения выделяются обширные, средние и малые по величине и изолированные друг от друга участки нефтеносности. Выявленные особенности распространения нефтеносности и строения залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона Бухарского месторождения позволили выделить объекты подсчета, площади с различными категориями запасов, определить подсчетные параметры, установить для различных участков залежи ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи, подсчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного в ней газа по промышленным категориям А, В и С1. Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов.
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в аналитической лаборатории БКУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».