Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 49
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
результатам обработки геофизических исследований скважин - проницаемость по 158 определениям и 59 скважинам в среднем составила 1,196 мкм2. Средняя пористость по 160 определениям и 59 скважинам составила 0,230 доли единиц. Начальная нефтенесыщенность по 146 определениям изменяется от 0,521 до 0,916 доли единиц, в среднем составило 0,73 доли единиц. Объем исследований по керновым образцам значительно уступает объему геофизических исследований скважин. Данные проницаемости по 42 образцам керна, отобранным из четырех скважин, изменяются от 0,727 до 15,02 мкм2 и в среднем составляют 5,48 мкм2, начальная нефтенасыщенность по 18 образцам, отобранным из трех скважин, достигает 0,933 доли единиц. Пористость по 43 образцам керна, отобранным из четырех скважин, в среднем составила - 0,256 доли единиц.
Гидродинамические исследования были проведены в 39 скважинах и были получены 102 определения, при этом коэффициент проницаемости в среднем составил 1,324 мкм2.
Пласты-коллектора бобриковского горизонта по результатам приведенных результатов можно отнести к высокоемким, достаточно проницаемым коллекторам порового типа.
Залежи нефти бобриковского горизонта на Актанышском месторождении наиболее вырабатываемые и характеристики коллекторских свойств продуктивных отложений горизонта достаточно хорошо изучены по данным геофизических исследований скважин, поэтому учитывая представительность материала для проектирования, рекомендуется принять результаты геофизических исследований скважин.
Отложения тульского горизонта представлены пластами (снизу-вверх): Стл-1, Стл-2, Стл-3, Стл-4. Пласты сложены песчаниками серовато-белыми, кварцевыми и алевролитами. Общая толщина горизонта, в среднем, составляет 27,2 м.
В пластах Стл-3 и Стл-4 нефтенасыщение не отмечено ни в одной скважине, коллектора в большинстве скважин водонасыщены или замещены глинистыми алевролитами.
Коллекторские характеристики продуктивных отложений тульского горизонта по результатам обработки кернового материала были определены по трем скважинам (проницаемость и пористость) и двум скважинам (нефтенасыщенность). Среднее значение пористости по семи определениям составило 0,182 доли единиц, проницаемости – 0,102 мкм2. Начальная нефтенасыщенность равна 0,705 доли единиц. Имеющийся керновый материал и результаты анализа фильтрационно-емкостных свойств продуктивных проницаемых разностей песчаников, характеризует их как высокоемкими, среднепроницаемые коллекторы порового типа.
Более существенный объем выборки получен при обработке материалов геофизических исследований скважин и по ним коллектора имеют достаточно высокие фильтрационные возможности. В результате 54 определений средняя величина проницаемости составила 0,496 мкм2, средняя величина пористости - 0,196 доли единиц (по 58 определениям), начальной нефтенасыщенности – 0,691 доли единиц (количество определений – 49).
Гидродинамические исследования по определению проницаемости коллекторов тульского горизонта проведены по пяти скважинам. Средняя величина проницаемости по 13 определениям равна 0,041 мкм2.
С учетом объемов исходной информации предлагается принять для проектирования данные, полученные по результатам обработки материалов геофизических исследований скважин.
Смачиваемость определялась по ОСТ 39-180-85 “Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород”. Определения показателей смачиваемости выполнены на 14 образцах верхнетурнейского подъяруса скважины № 8, 38, 42, 60, 94, на 7 образцах бобриковского горизонта скважинах № 8 и 84 и на 6 водоносных образцах тульского горизонта скважина № 102 (таблица 1.4).
Таблица 1.4 - Характеристика смачиваемости пород
| Горизонт | Распределение образцов по величине показателя смачиваемости, доли единиц | |||||||||
| 0 - 0,2 | 0,21 - 0,4 | 0,41 - 0,6 | 0,61 - 0,8 | 0,81 - 1,0 | ||||||
| шт. | % | шт. | % | шт. | % | шт. | % | шт. | % | |
| Турнейский | 10 | 71,5 | 1 | 7,1 | 2 | 14,3 | 1 | 7,1 | - | - |
| Бобриковский | 1 | 14,3 | - | - | - | - | 1 | 14,3 | 5 | 71,4 |
| Тульский | - | - | - | - | - | - | 2 | 33,3 | 4 | 66,7 |
Анализируя характеристики смачиваемости исследованных пород, приведенные в таблице 1.4, можно отметить, что среди исследованных пород верхнетурнейского подъяруса преобладают гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Обратная картина наблюдается для пород бобриковского и тульского горизонтов. Здесь преобладают породы гидрофильные и преимущественно гидрофильные.
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа
На месторождении выявлено всего 11 залежей нефти, приуроченных к структурам III порядка: Кабановское, Актанышское, Казкеевское.
Оконтуривание залежей нефти выполнялось по структурным картам, построенным по кровле продуктивной части каждого объекта. Структурные построения по всем объектам скорректированы с учетом результатов сейсморазведки. В целом, отмечается хорошая корреляция результатов сейсморазведки с данными глубокого бурения. Залежи на Кабановском и Казкеевском поднятиях отсекаются административной границей Татарстана-Башкортостана.
В пределах месторождения по пластам турнейского яруса установлено три залежи нефти, контролируемые поднятиями III порядка – Казкеевским, Актанышским и Кабановским. Размеры залежей не превышают 7,2 км на 2,3 км, этаж нефтеносности изменяется от 18,7 м до 20,7 м, водо-нефтяной контакт (ВНК) меняется по залежам от минус 1242,8 м до минус 1248,0 м. Нефтеносность залежей подтверждена эксплуатацией скважин, опробованием и материалами ГИС. Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат непроницаемые алевритово-глинистые породы визейского яруса, плотные известняки и доломиты из кровельной части турнейского яруса. Общая толщина отложений турнейского яруса колеблется от 5,0 м до 62,0 м, в том числе общая нефтенасыщенная толщина в среднем равна 33,2 м, общая водонасыщенная – 16,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,4 м до 16,8 м и в среднем равна 5,4 м.
Коэффициент расчлененности, показывающий среднее количество проницаемых пропластков в толще турнейских отложений, равен 4,5, доля коллектора в общей толщине разреза равна 48%. Статистические показатели характеристик неоднородности показаны в таблицах 1.5 и 1.6.
Таблица 1.5 - Статистические показатели характеристик неоднородности
| Горизонт | Количество скважин используемых для определения | Коэффициент песчанистости | ||||
| Среднее значение | Коэффициент вариации, доли единиц | |||||
| по горизонту | по прод. части | по горизонту | по прод. части | по горизонту | по прод. части | |
| Тульский | 71 | 16 | 0,231 | 0,101 | 0,448 | 0,361 |
| Бобриковск. | 80 | 34 | 0,711 | 0,716 | 0,250 | 0,246 |
| Радаевский | 79 | 1 | 0,775 | 0,747 | 0,262 | |
| Турнейский | 77 | 60 | 0,514 | 0,476 | 0,479 | 0,408 |
Таблица 1.6 - Статистические показатели характеристик неоднородности
| Горизонт | Количество скважин используемых для определения | Коэффициент расчлененности | ||||
| Среднее значение | Коэффициент вариации, доли единиц | |||||
| по горизонту | по прод. части | по горизонту | по прод. части | по горизонту | по прод. части | |
| Тульский | 71 | 15 | 2,0 | 1,125 | 0,467 | 0,294 |
| Бобриковский | 79 | 53 | 2,759 | 2,66 | 0,476 | 0,526 |
| Радаевский | 79 | 74 | 2,772 | 2,743 | 0,544 | 0,526 |
| Турнейский | 77 | 73 | 4,610 | 4,507 | 0,497 | 0,494 |
Залежь I Кабановского поднятия установлена по 15 скважинам. ВНК на залежи не установлен. Отметка нижнего нефтенасыщенного прослоя по ГИС минус 1248,4 м (скважина № 12), совпадает с положением нижних дыр интервала перфорации минус 1247,7 м, поэтому за подошву залежи принята отметка, взятая округленно минус 1248 м.
Залежь II расположена в центральной части Актанышского месторождения, контролируется Актанышским поднятием и имеет наибольшую площадь. На залежи установлен непосредственный ВНК. За подошву залежи принята абсолютная отметка ВНК - минус 1242,8 м.
Залежь III Казкеевского поднятия установлена по 20 скважинам. Нефтеносность залежи подтверждена эксплуатацией скважин и опробованием. Подошва залежи принята по материалам геофизических исследований скважин на абсолютной отметке минус 1242,4 м, округленно – 1243,0 м.
Отложения радаевского горизонта распространены на всей площади Актанышского месторождения. Общая толщина горизонта составляет, в среднем - 19,0 м. Коэффициент песчанистости по продуктивной части горизонта равен 0,747 доли единиц, коэффициент расчленности по горизонту в целом и по продуктивной части горизонта совпадают и равен 2,7.
Пласт-коллектор представлен, в основном, слабо-сцементированными песчаниками кварцевыми, светло-серыми до темно-коричневых; в
подавляющем большинстве случаев - насыщен водой. Нефтенасыщенность установлена в кровельной части скважины № 37 Актанышского поднятия и скважины № 84 Казкеевского поднятия. Таким образом, нефтепроявления радаевского горизонта на Актанышском месторождении установлены в виде небольших локальных залежей. Залежь I контролируется Казкеевским поднятием и имеет размеры 0,5 км на 0,4 км. Залежь II приурочена к Актанышскому поднятию и имеет размеры 0,8 км на 0,3 км. Залежи пластовые сводовые. Нефтенасыщенная толщина коллекторов Актанышского и Казкеевского поднятий, выявленных единичными скважинами, составляет, соответственно, 3,0 м и 3,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по горизонту – 3,1 м. Водо-нефтяной контакт на Актанышском поднятии принят на абсолютной отметке минус 1177 м. За подошву нефти на Казкеевском участке принята абсолютная отметка нижнего нефтенасыщенного прослоя – минус 1170 м.
В отложениях бобриковского горизонта установлены три залежи нефти, выявленные на Кабановском, Актанышском и Казкеевском поднятиях.
Залежь I нефти, приуроченная к Казкеевскому поднятию, выявлена по 25 скважинам. В скважинах № 124 и № 125 пласты, в силу низкого гипсометрического положения, обводнены абсолютные отметки кровли воды, соответственно, минус 1176,4 м и минус 1178,0 м. ВНК установлен на абсолютной отметке минус 1175,2 м скважиной № 103. Подошва залежи принята округленно на абсолютной отметке – минус 1176 м. Залежь пластовая, сводовая.
На Актанышском поднятии расположена залежь II. Выявлена залежь нефти 22 скважинами. Имеет размеры 5,6 км на 1,8 км, этаж нефтеносности достигает 18,5 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1177,8 м, которая совпадает с абсолютной отметкой ВНК установленной в скважине № 49. Залежь пластовая сводовая. Нефтеносность залежи подтверждена опробованием и эксплуатацией скважин.
Залежь III расположена на северо-западе Актанышского месторождения и контролируется Кабановским поднятием. Залежь нефти установлена по данным девяти скважин. ВНК принят по подошве нижнего нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке минус 1192,5 м. Залежь имеет размеры – 2,5 км на 1,1 км. Этаж нефтеносности достигает 18,4 м. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная.
Залежи в отложениях тульского горизонта связаны с песчано-алевролитовыми пластами Стл-2 и Стл-1. Нефтенасыщенность пласта Стл-2 установлена в нескольких скважинах (13% от всего пробуренного фонда), в основном пласт Стл-2 заглинизирован или замещен глинистыми алевролитами, нефтенасыщенная толщина его - 1,0 м - 2,0 м. Пласт Стл-1 выдержан по площади, вероятность вскрытия коллектора 99,2%. Нефтенасыщенность пласта Стл-1 установлена в 36 скважинах, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м до 4,0 м. В нескольких скважинах пласт Стл-2 слит с пластом Стл-1. Все это позволило рассматривать их, как единую залежь. Общая толщина тульского горизонта достигает 44,2 м, в среднем составляя 27,4 м. Средняя эффективная толщина горизонта равна 4,3 м, в том числе эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,8 м до 4,0 м и в среднем составляет 1,5 м, эффективная водонасыщенная в среднем равна 4,0 м. Коэффициент расчлененности по продуктивной части горизонта равен 1,125, коэффициент песчанистости – 0,101 доли единиц.