ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.06.2020
Просмотров: 481
Скачиваний: 6
2.2.
Основные параметры пласта
2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
Деление пород на группы проводилось по величине пористости. Нижней границей пород-коллекторов являлось значение пористости равное 11 %. Породы, слагающие горизонты Д0 и Д1, по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевритовые, являющиеся коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют не коллекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами.
Породы - коллекторы дифференцировались на две группы: первая -высокопродуктивные коллекторы (песчаники) с пористостью более 0,16; вторая - малопродуктивные коллекторы с параметрами более низкими, чем для коллекторов первой группы. Дифференциация на группы осуществляется по двум параметрам: проницаемости и глинистости. За нижнюю границу принято предельное значение проницаемости, при котором пласт может обводниться пластовой водой, равное 0,025 мкм2.
Коллекторы разделены на две группы: высокопродуктивные с К >0,1 мкм2 и малопродуктивные с 0,025 мкм2 <К< 0,1 мкм2 .
В первой группе коллекторов выделяются две подгруппы, критерием для деления которых служит величина глинистости, равная 2%. Первая подгруппа имеет глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивными неглинистыми коллекторами». Вторая подгруппа с глинистостью более 2% называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы
Во второй группе пород-коллекторов с проницаемостью,
изменяющейся в пределах от 0,025 мкм2 до 0,1 мкм2, преобладают разности с глинистостью более 2%, но встречается и небольшая доля пластов с глинистостью меньше 2%. Пласты, сложенные коллекторами второй группы, пресной закачиваемой водой не заводняются.
В
соответствии с принятой классификацией
коллекторов в таблице 2 приведены
их емкостно-фильтрационные параметры.
Таблица 2
Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
|
Пласт |
Группы коллекторов |
||||
|
1 |
(1) |
2 |
|||
|
До |
К, мкм2 |
0,707 |
0,199 |
0,059 |
0,187 |
|
m, % |
21,4 |
18,7 |
15,7 |
17,6 |
|
|
Кн, % |
84,8 |
76,9 |
66,3 |
73,6 |
|
|
"а" |
К, мкм2 |
0,621 |
0,268 |
0,058 |
0,291 |
|
m, % |
20,3 |
18,9 |
14,3 |
17,4 |
|
|
Кн, % |
85,9 |
79,3 |
71,4 |
78,8 |
|
|
"б1" |
К, мкм2 |
1,513 |
0,308 |
0,06 |
0,558 |
|
m, % |
23,1 |
19,1 |
14,7 |
18,6 |
|
|
Кн, % |
88,9 |
81,2 |
70,8 |
80,8 |
|
|
"б2" |
К, мкм2 |
0,9 |
0,367 |
0,051 |
0,463 |
|
m, % |
21,7 |
19,5 |
14,7 |
18,9 |
|
|
Кн, % |
87,8 |
81,2 |
67,9 |
80,9 |
|
|
"б2" |
К, мкм2 |
1,018 |
0,388 |
0,059 |
0,369 |
|
m, % |
21,9 |
19,2 |
14,9 |
19,3 |
|
|
Кн, % |
88,2 |
81,9 |
68,3 |
81,9 |
|
|
"в" |
К, мкм2 |
1,131 |
0,294 |
0,072 |
0,944 |
|
m, % |
21,8 |
18,3 |
15,2 |
21,1 |
|
|
Кн, % |
90,1 |
81,7 |
73,9 |
88,2 |
|
|
"г1" |
К, мкм2 |
1,075 |
0,204 |
0,065 |
0,887 |
|
m, % |
21,5 |
18,2 |
14,6 |
20,6 |
|
|
Кн, % |
88,1 |
78,9 |
70,7 |
86,1 |
|
|
"г2+3" |
К, мкм2 |
0,880 |
0,234 |
0,063 |
0,753 |
|
m, % |
21,3 |
18,1 |
15,2 |
20,6 |
|
|
Кн, % |
87,4 |
81,2 |
69,6 |
85,8 |
|
|
"д" |
К, мкм2 |
0,980 |
0,172 |
0,062 |
0,777 |
|
m, % |
2261 |
18,4 |
15,6 |
21,4 |
|
|
Кн, % |
86,6 |
76,9 |
69,0 |
84,1 |
|
|
По горизонту в целом |
К, мкм2 |
0,998 |
0,304 |
0,060 |
0,716 |
|
m, % |
21,6 |
18,8 |
14,9 |
20,3 |
|
|
Кн, % |
88,2 |
80,6 |
70,1 |
84,6 |
|
Рассматривая
характер изменения абсолютной
проницаемости по разрезу, можно отметить,
что достаточно хорошо выявляется
закономерность ее
увеличения по направлению сверху вниз.
Аналогично закономерность просматривается
и в изменении нефтенасыщенности
пластов-коллекторов.
Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отличаются пласты «бз», «в», «г2+3» (1,0321 - 1,089 мкм2), а самыми низкими -пласт До, где проницаемость практически в два раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Среди «высокопродуктивных глинистых коллекторов» более высокой проницаемостью обладают пласты «бг», «бз» и «в» (0,322 - 0,391 мкм2). Более низкими значениями пористости характеризуются пласты До и «а» подгруппы «высокопродуктивных песчанистых коллекторов».
Оценивая фильтрационную характеристику групп коллекторов в целом по блокам, можно отметить их достаточную близость (за исключением блока №5).
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и Д1 приведены в таблице 3.
Таблица №3.
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и Д1.
|
Метод определения |
Наименование |
Проница- емость, К, мкм2 . |
Пористость, m, доли ед. |
Начальная нефтенасыщенность, доли ед. |
Насыщен-ность связанной водой. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Лабораторные исследования |
Количество скважин, шт. |
33 |
33 |
6 |
6 |
|
Количество определений, шт. |
400 |
477 |
222 |
222 |
|
|
Ср.значение |
0,547 |
0,21 |
0,375 |
0,125 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,37 |
0,21 |
0,18 |
|
|
|
Интервал изменения. |
Н/опр-3,395 |
0,037-0,24 |
0,304-0,969 |
0,301-0,696 |
Продолжение
табл.3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Геофизические исследования |
Количество скважин, шт. |
624 |
629 |
634 |
- |
|
Количество определений, шт. |
2773 |
3528 |
2736 |
|
|
|
Ср. значение |
0,657 |
0,201 |
0,843 |
0,157 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
1,169 |
0,161 |
0,108 |
|
|
|
Интервал изменения. |
0,03-3,64 |
0,135-0,249 |
0,55-0,945 |
|
|
Принятые при анализе |
0,656 |
0,201 |
0,843 |
0,157 |
2.2.2. Толщина пластов
Верхний из них, пласт До, коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трех. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2 м. и в среднем составляет 1,7 м. От ниже залегающего пласта "а" горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0 - 16,8 м., являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах). По направлению к Алтунино-Шунакскому прогибу ее толщина уменьшается.
Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 32,2 м. до 56,0 м., а средние значения по блокам изменяются от 39,2 м до 43,0 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6 м до 41,2 м и от 1,0 м до 37,2 м.
Наименьшими толщинами характеризуются 5 и 7 блоки.
Разделы между выделенными в разрезе горизонта Д пластами сложены в основном глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов.
Пласт "а" коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом "б1", коэффициент связанности составляет 0,171. Средняя толщина пласта "а" равна 1,9 м, от пласта " б1" он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0 м при коэффициенте вариации 61,3%.
Пласт
"
б1"
является наименее выдержанным по
площади, вероятность вскрытия
коллектора по блокам изменяется от
0,150 до 0,312, в среднем по площади
составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают
в виде небольших полос
и лина. Толщина пласта по бокам в среднем
колеблется от 1,4м до 2,8 м.
Пласт в 62,1% скважин залегает совместно
с пластом "а" и в 48,2% скважин
совместно с пластом "б2".
Коэффициент связанности с нижележащим
пластом меняется от 0 до 0,579 соответственно
на 5 и 7 блоках.
Толщина глинистой перемычки между
пластами "
б1"
и "б2"
равна 1,6м,
коэффициент вариации составляет 58,9%.
Таблица 4.
Характеристика толщин пластов горизонта Д
|
Наименование |
Блок |
В целом по пласту |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|||
|
Общая толщина, м |
|||||||||
|
Средневзвешенное значение, м |
39,2 |
41,9 |
42,6 |
42,7 |
39,8 |
43,0 |
39,9 |
41,8 |
|
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,066 |
0,086 |
0,067 |
0,087 |
0,081 |
0,059 |
0,077 |
0,082 |
|
|
Интервал измерения, м |
32,2 46,8 |
33,8 56,0 |
34,4 55,0 |
34,6 54,6 |
35,4 54,8 |
36,4 52,0 |
33,2 47,4 |
32,2 56,0 |
|
|
Heфтенасыщенная толщина, м |
|||||||||
|
Средневзвешенное значение, м |
13,3 |
19,2 |
15,6 |
17,1 |
12,4 |
20,3 |
11,2 |
16,5 |
|
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,456 |
0,323 |
0,376 |
0,356 |
0,381 |
0,280 |
0,416 |
0,385 |
|
|
Интервал измерения, м |
1,0 30,0 |
2,0 33,2 |
1,0 31,4 |
1,0 37,2 |
3,4 22,6 |
8,6 32,8 |
1,0 23,4 |
1,0 37,2 |
|
|
Эффективная толщина, м |
|||||||||
|
Средневзвешенное значение, м |
17,4 |
20,3 |
18,0 |
16,7 |
11,7 |
21,2 |
17,3 |
18,2 |
|
|
Коэффициен вариации, д.ед. |
0,321 |
0,320 |
0,292 |
0,370 |
0,358 |
0,271 |
0,357 |
0,332 |
|
|
Интервал измерения, м |
5,2 32,4 |
9,4 41,2 |
3,6 37,8 |
5,4 37,2 |
4,8 22,6 |
3,6 35,4 |
6,8 32,8 |
3,6 41,2 |
|
Пласт
"б2"
отличается от вышележащего несколько
большим распространением
по площади (Р=0,402) и залегает преимущественно
в виде достаточно
крупных полос и лина. Средняя толщина
пласта по площади равна
1,9 м. По характеру залегания по отношению
к смежным пластам, он в 26,2%
скважин вскрыт совместно с пластом "
б1"
и в 13,5% скважин совместно
с "б3".
Связанность с пластом "б3"
по блокам различна, изменяется от 0 (5
блок) до 0,722 (7 блок). Непроницаемый раздел
между пластами "б2"
и "б3"
характеризуется толщиной в среднем
равной 1,9 м.
Пласт "б3" сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом "б2" и в 67,4% с "в". По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт "б2". Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4 м. От нижележащего пласта "в" пласт " б3" отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой ("аргиллит"), толщиной около 4м. Основные зоны слияния пластов "б3" и "в" выделены на 1 и 4 блоках. На остальной части площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет (2, 4 блоки); либо они вскрыты в единичных скважинах.
Пласт "в" в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в пределах 1,2,3,6,7 блоков. На 4 и 5 блоках он залегает в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлен коллектором в 76,5% скважин, в 51,5% залегает совместно с пластом "б3" и в 63,9% скважин с "г1". Средняя толщина пласта составляет 2,9 м. От нижележащего пласта " г1"отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах.
Пласт " г1" сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65, в 83,3% и 93,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами "а" и "г2+3". Коэффициент связанности с пластом "г2+3"изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом "г2+3" составляет 1,9м.
Наиболее
выдержанным из всех пластов объекта
разработки является пласт
"г2+3"
(Р=0,939), зоны отсутствия коллекторов
выделяются, в основном, в
пределах 1 блока. От пласта "д"
отделен глинистым разделом с толщиной,
колеблющейся
в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин,
вскрывших пласты
"г2+з"
и "д", их коллекторы находятся в
слиянии. Средняя толщина пласта
"г2+3"
составляет 3,5м.
Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт "д", в центральной и южной частях площади имеет близкое к площадному распространение, в северной части (1 блок) залегает в виде полос различного направления. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8м, практически на всей площади распространения перекрывается коллекторами пласта "г2+3".
Подошвой горизонта Д1 является пачка "муллинских глин", толщиной в среднем равной 6,0м. На Миннибаевской площади она достаточно выдержана, зоны слияния пласта "д" горизонта Д1 с коллекторами горизонта Ди выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта Д1 и Д2.
Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую (за исключением 1 и 7 блоков) связанность коллекторов верхнее-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов "гд" нижнепашииских коллекторов является пласт "в". Коллекторы пластов "гд" в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов, как правило, вскрыта двумя и более скважинами, т.е. рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой.
2.2.3.
Показатели неоднородности
В таблице 5 приведены статистические показатели неоднородности объекта разработки по его разрезу, по блокам и площади в целом. В числителе показаны коэффициенты песчанистости и расчлененности в продуктивной части разреза, а в знаменателе по разрезу в целом.
Таблица 5
Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
|
№ блока |
Пласт |
Кол-во скважин исп. для определения |
Коэф-т песчанистости, Кп |
Коэф-т расчлененности, Кр |
|||
|
Среднее значение |
Коэф-т вариации |
Среднее значение |
Коэф-т вариации |
||||
|
1 |
Д0+Д1 |
131 |
0,294 0,397 |
0,50 0,348 |
3,9 4,4 |
0,401 0,356 |
|
|
2 |
161 |
0,408 0,439 |
0,305 0,296 |
5,3 5,5 |
0,311 0,285 |
||
|
3 |
199 |
0,352 0,409 |
0,355 0,281 |
4,5 4,7 |
0,407 0,381 |
||
|
4 |
166 |
0,392 0,426 |
0,351 0,312 |
4,4 4,5 |
0,361 0,342 |
||
|
5 |
70 |
0,305 0,329 |
0,358 0,316 |
3,9 4,1 |
0,370 0,357 |
||
|
6 |
170 |
0,405 0,468 |
0,248 0,266 |
4,9 5,0 |
0,350 0,350 |
||
|
7 |
36 |
0,275 0,404 |
0,381 0,319 |
3,3 4,1 |
0,489 0,361 |
||
|
В целом по площади |
933 |
0,373 0,417 |
0,374 0,315 |
4,5 4,7 |
0,386 0,358 |
||
Наибольшей песчанистостью характеризуется объект разработки на 6 блоке, где она достигает в продуктивной части 0,45 , а самая низкая в пределах 1 и 7 блоков, где пласты "гд" в части скважин являются водоносными. Песчанистость в целом по разрезу изменяется не столь значительно от 0,397 до 0,468 и в среднем по площади равна 0,417.
Расчлененность эксплуатационного объекта Миннибаевской площади в 1,5-2 раза выше, чем на краевых площадях Ромашкинского месторождения. По площади она также неоднозначна. Самый низкий коэффициент расчлененности в продуктивной части разреза отмечается на 1, 5 и 7 блоках, где пласты "г2+з" и "д" частично водоносны и наиболее высокий в пределах 2 и 6 блоков.
Высокие
коэффициенты расчлененности, неоднородность
объекта разработки
по песчанистости указывают на его
сложное геологическое строение.
2.3. Физико-химические свойства флюидов
2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов "ТатНИПИнефть" и ЦНИЛе объединения "Татнефть". Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.
Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах 6,7.
Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,20 МПа до 9,70 МПа, среднее значение 8,38 МПа; пластовый газовый фактор от 30,29 м3/т до 95,29 м3/т, среднее значение 62,30 м3/т; плотность пластовой нефти от 765,0 кг/м3 до 856,9 кг/м3, среднее значение 802,3 кг/м3; объемный коэффициент от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554; вязкость пластовой нефти от 2,20 мПа*с до 4,84 мПа*с, среднее значение 3,55 мПа*с.