Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек Малодушинского месторождения
Саргаевская залежь.
С отбором керна по саргаевскому горизонту пройдено 317 м (скв. 2, 4, 7, 14, 17, 18, 26, 55, 61s1, 9060) , вынос керна по скважинам по всем скважинам составил 164,83 м (52%). Все указанные выше скважины расположены за пределами нефтяных частей залежи, хотя и дают некоторые представления о петрофизических параметрах пластов. Поэтому значения проницаемости, открытой пористости и других физических параметров по лабораторным исследованиям керна в пределах трех участков саргаевской залежи не определены.
По данным ГИС нефтенасыщенные пласты-коллекторы в саргаевских отложениях выделены в скважинах 12s2, 35, 35s2, 40, 52, 54, 57, 58, 61s3, 9060s2 западного блока и в скважине 37 восточного блока. Средняя пористость по ГИС коллекторов западного блока составляет 6%, значения колеблются от 5 до 12%, нефтенасыщенность - в среднем 84%. Коллектора в скважинах 37, 61s3, 9060s2, 57 распространены локально, промышленного значения не имеют. Характеристика параметров по ГИС, средневзвешенные величины открытой пористости, нефтенасыщенности, принятые по трем участкам залежи при подсчете запасов, приведены в таблице 2.2.1.
Семилукская залежь.
С отбором керна по семилукскому горизонту пройдено 230,8 м (скважины 2, 3, 4, 7, 14, 17, 18, 26, 38, 9060), вынос керна по скважинам по всем скважинам составил 67,87 м (29%).
С целью изучения физических свойств пород-коллекторов семилукской залежи отобран керн в скважинах западного блока 17, 26, 9060, восточного блока - в скважине 38, остальные скважины расположены за контуром нефтеносности.
|
|
|
В лабораторных условиях изучался комплекс свойств, включавший в себя определение проницаемости, пористости, глинистости, карбонатности, остаточной водонасыщенности.
Восточный блок. По данным 13 определений образцов керна в скважине 38 Малодушинской, параллельная проницаемость пород (вдоль напластования) составила 0,41 мД.
Параметры проницаемости изменялись в пределах 0,003-3,69 мД. Измерение открытой пористости проводилось на 10 образцах керна скважины 38. Среднее значение составляет 1,5%, интервал изменений -0,5-5,2%.
По результатам интерпретации данных ГИС скважин 32,38 открытая пористость нефтенасыщенных пород коллекторов составила в среднем 8,5 %, значения колеблются в пределах 8-9%. Начальная нефтенасыщенность коллекторов составляет 89% .
По результатам гидродинамических исследований в скважине 32 проницаемость удаленной зоны пласта– 0,1532 мкм2, призабойной- 0,1529 мкм2 (таблица 2.2.1).
Западный блок. По данным 38 определений керна (скв. 26,9060) параллельная проницаемость (вдоль напластования образцов) составила 2 мД. Таким образом, можно сказать, что образцы являются низкопроницаемыми. Измерение полной пористости про-водилось на 46 образцах керна (скв. 17, 26, 9060). Среднее значение составляет 3,98%, интервал значений изменяется от 0,7 до 14,5%. Определение открытой пористости проводилось на 60 образцах керна указанных скважин. Среднее значение открытой пористости составляет 3,1%, интервал изменения - 0,4-14%.
|
|
|
По результатам интерпретации данных ГИС (25 скважин) открытая пористость нефтенасыщенных пород- коллекторов составила в среднем 9 %, значения колеблются от 5 до 14%. Начальная нефтенасыщенность коллекторов составляет в среднем 88% (78-93%). При подсчете запасов приняты величины средневзвешенные по площади: открытой пористости- 10% и нефтенасыщенности – 88.6 %.
По данным гидродинамических исследований (17 скважин) определена проницаемость пород удаленной и призабойной зоны пласта и составляет 0,135 и 0,263 мкм 2 соответственно.
Воронежская залежь.
По воронежским отложениям с отбором керна пройдено 370,4 м (скважины 16, 17, 18, 2, 24, 26, 3, 37, 42, 9060), вынос керна составляет 173,97 м (47%). В скважинах 2, 24, 26, 9060 керн отобран в птичских слоях, в скважинах 17,18, 2, 24, 3, 37,42,9060 - в стреличевских (в скважине 16 отложения не расчленены). Нефтеносность пород воронежского горизонта связана с нижней пачкой - стреличевскими слоями. В пределах залежи, из вышеперечисленных скважин, расположены скважины 9060 и 37.
|
|
|
По лабораторным исследованиям керна скважин 9060, 37 определены физические свойства коллекторов стреличевских слоев. По скважине 9060, по трем определениям, проницаемость пород вдоль напластования в среднем составляет 0,013 мД, по скважине 37 имеется одно значение - 0,4мД.
Параметры полной пористости коллектора по скважине 9060 составляет 2,2%, открытой - 0,93%, по скважине 37- 3,17% и 2,24% соответственно (таблица 2.2.1).
По данным ГИС нефтенасыщенные коллекторы на западном блоке выделены в скважинах 30, 33, 35, 36, 37, 55, 9060, на восточном - в скважине 32.
В скв. 9060 выделен нефтенасыщенный пропласток мощностью 1,2 м. Открытая пористость составляет 3,8%, нефтенасыщенность - 64,2%.
Основная часть залежи западного блока (не вкл. район скв. 9060) характеризуется следующими параметрами коллекторов по ГИС: нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 м (скв.30) до 12,2 м (скв.37), в среднем составляют 4,5 м, параметр открытой пори-стости -6 % (значения изменяются от 4 до 7%), нефтенасыщенности -73%, (от 70 до 74%).
При подсчете запасов воронежской залежи параметр открытой пористости по западному блоку составляет 6% ,восточному-5%, на участке скважины 9060 - 4,3%; параметр нефтенасыщенности по блокам -72%, 73%, 77,5% (участок скважины 9060) соответственно.
|
|
|
Рисунок 2.3.1- Изменение плотности попутно добываемых вод в скважине 40 Малодушинского месторождения
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При выполнении данного курсового проекта была дана общая характеристика малодушинского месторождения.
Курсовая работа выполнена по следующим разделам:
1. Стратиграфическая и литологическая характеристика
малодушинского месторождения
2. Тектоническая характеристика малодушинского месторождения
3. Нефтегазоностность малодушинского месторождения
4. Гидрогеологическая характеристика малодушинского месторождения
5. Построение геологических профилей
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 274; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!