Общая характеристика продуктивных пластов
В основу принятой на Ватьеганском месторождении индексации пластов положена соответствующая индексация по другим месторождениям Нижневартовского свода, разрез которого хорошо коррелируется с разрезом изучаемого месторождения.
В неокомских отложениях Нижневартовского нефтегазоносного района выделяется 29 песчано-алевролитовых пластов или горизонтов (сверху вниз): 8 – с индексом АВ, 13 – с индексом БВ и номерами от 0 до 12 и 8 – ачимовской пачки с индексом БВ и номерами 15 – 22. Кроме того, на отдельных площадях эти горизонты нередко расчленяются на 2 – 4 пласта с добавочными номерами от 0 до 3.
В юрских отложениях выделяются горизонты ЮВ1 (верхняя часть васюганской свиты) и несколько горизонтов в отложениях тюменской свиты: на большей части территории района горизонт ЮВ2, в северо-восточной и южной (левый берег р. Обь) – горизонты от ЮВ3 до ЮВ11. В свою очередь горизонт ЮВ1 на большинстве месторождений разделяется на пласты ЮВ1-1 и ЮВ1-2, иногда выделяется еще пласт ЮВ1-3. На Ватьеганском месторождении основными объектами разработки являются пласты АВ1-2, БВ1, АВ8 (меловые отложения) и пласт ЮВ1 (верхняя юра). Промышленная нефтеносность доказана в пластах АВ1-2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, БВ2, БВ6, БВ7, БВ10 и в ачимовской толще (пачки 3 – 2 и 3 – 3 ).
Ватьеганское месторождение характеризуется промышленной нефтегазоносностью практически всего разреза юрских и меловых отложений и широким развитием структурно-литологических залежей, связанных с литологическим экранированием пород-коллекторов глинистыми толщами.
|
|
|
Залежи установлены в четырех группах резервуаров: горизонте Ю1, ачимовской толще, группе пластов БВ и группе пластов АВ. Каждая из этих групп делится на ряд пластов, в объеме которых выделяются подсчетные объекты (таблица 1.1).
В составе пласта Ю1 выделяется два пласта Ю1-1 и Ю1-2, отличающиеся по степени песчанистости и выдержанности коллекторов. Промышленная нефтеносность установлена только для пласта Ю1-1.
Пласт ЮВ1-2 имеет высокую прерывистость. Общая толщина пласта в зонах развития коллекторов равна 12-14 м, реже 15-16 м, толщина песчаников колеблется в пределах от 1,0 (скважина №191) до 13,4 (скважина №181). Песчанистость составляет 0,8, расчлененность - 2,5.
Пласт ЮВ1-1 выделяется в верхах васюганской свиты. Коллекторы характеризуются повышенным содержанием глинистого материала. Толщина пласта небольшая и не превышает 6 – 8 м. Эффективная толщина пласта колеблется в пределах 1,4-8,0 м. Песчанистость в целом по пласту равна 0,9, расчлененность - 1,9. Пласт Ю1-1 делится на две части (зональных интервала): Ю1-1а и Ю1-1б. На месторождении в пласте Ю1-1а выделено пять самостоятельных залежей: северная, южная, западная, восточная и залежь в районе скважин №155 и №185. Залежи структурно-литологические и сводовые, коллектора по площади и разрезу развиты неравномерно (серия узких линзовидных тел). В целом по пласту Ю1-1а среднее значение пористости составляет – 17%, проницаемости 20×103 мкм2. Среднее значение начальной нефтенасыщенности составляет – 0,65.
|
|
|
Пласт ЮВ1-0 выделяется в составе баженовской свиты. Коллекторы имеют локальное развитие и ограничиваются в своем распространении районом скважин №84, №85. Общая толщина пласта достигает 20 м. Из-за незначительной песчанистости разреза, толщина коллекторов не превышает 2,2 – 2,4 м. Коэффициент песчанистости в зоне развития коллекторов составляет 0,6, расчлененность – 2,5.
В отложениях ачимовской толщи выделяется две литологически экранированных залежи. Промышленная нефтеносность связана только с верхней песчано-алевролитовой линзой, в объеме которой выделяется подсчетный объект АЧ3.
Пласт АЧ3-3 залегает по разрезу на 18 – 20 м ниже пласта АЧ3-2. Коллекторы в виде полулинзы песчаников и приуроченная к ним залежь нефти выделяются в пределах юго-восточной части поднятия (скважины №1, №16, №168). В зоне развития залежи общая толщина пласта составляет 20-25 м, песчаных прослоев – 2,8 – 10,3 м. Песчанистость равна 0,7, расчлененность – 3,4.
|
|
|
Пласт АЧ3-2 представлен уплотненными песчано-алевролитовыми породами с невысокими коллекторскими свойствами. В зонах развития коллекторов толщина пласта существенно меняется и ограничивается значениями 15 – 31 м. Пласт имеет расчлененный характер строения. Общая эффективная толщина в пределах залежей достигает 8,4 – 9,3 м. В ряде законтурных скважин наблюдается ее аномальное увеличение до 24 – 25,5 м (скважны №29, №2745). Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,6, расчлененности – 3,9.
На Ватьеганском месторождении средняя пористость ачимовской толщи как по керну, так и по геофизике равна 20,1%, а диапазон изменения проницаемости по керну от 1,2 до 2,2×103 мкм2, а по ГИС 1 – 80×103 мкм2. Следовательно ачимовская толща характеризуется невысокими коллекторскими свойствами.
В группе пластов БВ нефтеносность установлена в пластах БВ10, БВ7, БВ6, БВ1.
Пласт БВ10 в песчаных фациях имеет весьма ограниченное распространение и вскрыт в 28 скважинах, пробуренных в западной и северо-западной части месторождения. К зоне развития песчаных коллекторов приурочена структурно-литологическая залежь. Размеры залежи 9×19 км, высота – 60 м. По пласту БВ10 выполнены 8 определений пористости и проницаемости, средние значения которых составляют, соответственно, 24% и 68×103 мкм2.
|
|
|
Пласт БВ7 разделяется на три песчано-алевролитовых линзы БВ7-1, БВ7-2 и БВ7-3. По данным каротажа и испытания нефтеносной является линза БВ7-1. Размеры залежи 9,7×5,5 км, высота 10 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически-экранированная. Средние значения коллекторских свойств установленых в результате ГИС для линзы БВ7-1 равны: пористость – 24% и проницаемость – 413×103 мкм2.
Пласт БВ6 делится на три линзы – БВ6-1, БВ6-2 и БВ6-3, разобщенных хорошо прослеживаемыми глинистыми разделами. Нефтеносность связана с пластами БВ6-1 и БВ6-2.
Пласт БВ6-2 выделяется в составе отложений нижней части ванденской свиты. Общая толщина пласта составляет 12 – 20 м. Суммарная эффективная толщина коллекторов колеблется в пределах 5,4 м (скважина №1362) – 12,3 (скважина №14). Средняя песчанистость по пласту составляет 0,8, расчленность – 4,1. В сводовой части залежь водоплавающая. На юго-востоке структуры залежь пластовая, сводовая. Пористость и проницаемость пласта приняты по ГИС и составляют, соответственно, 24% и 355×103 мкм2.
Пласт БВ6-1 приурочен к низам ванденской свиты. В зоне развития общая толщина составляет 10 – 15 м. Общая эффективная толщина пласта в зоне развития коллекторов достигает 12 – 16 м. В зоне развития коллекторов коэффициент песчанистости составляет. 0,8, расчлененности – 2,1. Залежь пластовая, сводовая, литологически-экранированная.
Пласт БВ2 залегает ниже по разрезу на 1-5 м под пластом БВ1. Среднее значение коэффициента песчанистости равно 0,9, расчлененности – 2,8. Общая толщина пласта БВ2 в зоне развития залежей нефти составляет 10 – 18 м (запад структуры) и 14 – 15 м (центральная часть поднятия). Общая эффективная толщина песчаников колеблется в широких пределах. Там, где песчанистость разреза сокращается, толщина не превышает 1,6 – 3,2 м. Это наблюдается, как правило, за пределами залежей, в зонах их развития она достигает 13 – 14 м.
Пласт БВ1 выделяется в составе отложений ванденской свиты. Пласту БВ1 соответствует одноименный подсчетный объект, являющийся вторым по количеству запасов нефти. Общая толщина пласта составляет от 8 до 31 м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 13 м, средняя песчанистость пласта составляет 0,5 – 0,6, расчленность 2,8 – 3,5. Залежь пластовая, сводовая. Пористость коллекторов изменяется от 20,9% до 23,7% по керну и от 15,4 до 26,3% по ГИС. Средневзвешенные значения пористости и проницаемости, соответственно, составляют 22% и 120×103 мкм2.
Промышленная нефтеносность группы АВ связана с пластами АВ8, АВ7, АВ6, АВ3 и АВ1-2.
Пласт АВ8 подразделяется на пласты АВ8-1, АВ8-2а, АВ8-2б, в которых выделено несколько залежей.
В пласте АВ8-2б выявлено две залежи - в районе скважины №13 и западная (скважины №187, №1813). Залежь водоплавающая. Высота 10,8 м, средневзвешенная по площади нефтенасыщенная мощность 3,1 м. Пласт АВ8-2б литологически изменчив. Эффективные толщины меняются от 0,6 м (скважины №№4333, 4203, 7109) до 17,7 м (скважина №5387) и 25,6 м (скважина №187). Коэффициент расчлененности пласта АВ8-2б равен 2,1, что меньше чем у пласта АВ8-2а, в то время как песчанистость выше – 0,9. Однако если количественно оценивать неоднородость пласта по частям залежи, то в области развития максимальных толщин коэффициент песчанистости увеличивается до 1, что указывает на более однородное строение пласта в этой части площади.
Пласт АВ8-2а по площади распространен неравномерно Наибольшее распространение коллекторов пласта по площади наблюдается в центральной, северной и западной частях месторождения. Здесь эффективная толщина достигает значения 9,8 – 12,6 м в центральной и 5 – 6 м в западной частях. В юго-восточной части площади значения эффективных толщин резко сокращаются и лишь изредка превышают 1,5 – 2,0 м.Коэффициент песчанистости составляет 0,7, расчлененности – 2,3.
Пласт АВ8-1 распространен по площади равномерно. В литологическом отношении это самый относительно однородный пласт из группы АВ8, сложен, в основном, песчаниками и алевролитами с небольшими по толщине прослоями глин.Эффективные толщины изменяются от 0,8 м до 20,1 м. Коэффициент песчанистости равен 0,8, расчлененности – 3,2. Залежь пластово-сводовая.
Пласт АВ7 литологически неоднороден, в его составе выделено семь пластов. Залежи пласта АВ7-1 пластово-сводовые и литологически экранированные, небольшие по размерам. Их высота составляет 8 – 10 м (скважины №1457, №8010). Залежи пласта АВ7-2 пластово-сводовые (5 залежей). Залежь в районе скв.№1850 имеет размеры 2,5×2 км и высоту 22 м. Залежи пластов АВ7-3 и АВ7-4 расположены в районе скважин №4700 и №1458. Их высота составляет, соответственно 17 и 19 м.
Пласт АВ6 характеризуется увеличением эффективных толщин в виде полос субмеридионального простирания, суммарная мощность пласта колеблется от 4,6 до 21,6 м, а нефтенасыщенная от 1,4 до 8,0 м. Пластово-сводовая залежь пласта в районе скважин №1997, №1850 имеет размеры 4,5×4,7 км и высоту 13 м. В районе скважин №4640, №4450 залежь имеет размеры 4×3 км и высоту 10 – 17 м. Залежь пластовая сводовая.
Коллекторами пласта АВ3 являются алевролиты и песчаники. Верхняя часть пласта, в основном, сложена алевролитами, нижняя - песчаниками. Он имеет значительно меньшее площадное распространение и контролируется только сводовой частью Ватьеганской структуры. Размеры залежи 13×5 км и высота 20 м. Залежь сводовая, водоплавающая. Коэффициенты расчлененности пласта АВ3 в пределах площади нефтеносности равны от 1 до 6, что значительно меньше, чем у пласта АВ1-2, в то время как песчанистость достигает 0,8 – 1,0, что указывает на более однородное строение пласта. По петрографическим свойствам породы-коллекторы пласта АВ3 идентичны с коллекторами пластов АВ1-2.
Пласт АВ1-2 является основным подсчетным объектом месторождения, присутствует повсеместно. Характеризуется резкой изменчивостью литологического состава и, как следствие, невыдержанностью эффективных толщин по площади и разрезу (рисунок 1.2).
Пласты АВ1-2 характеризуются невыдержанностью мощностей по площади и разрезу. Суммарные нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,6 до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 8,1 м. Залежь пластовая, сводовая.
1 – нефтенасыщенный песчаник, 2 – водонасыщенный песаник, 3 – глины
Рисунок 1.2 – Ватьеганское месторождение. Геологический разрез пласта АВ1-2
Выделяют четыре типа разрезов пласта АВ1-2:
1-й тип разреза – это равномерно переслаивающиеся пропластки песчаников и глин (за своеобразную полосчатость разрез назван «рябчиком»);
2-й тип разреза весьма специфичный. Практически почти весь разрез пласта сложен одними песчаниками;
3-й тип разреза характеризуется развитием песчаников в верхней части, глинизацией нижней части разреза, коллекторы в ней присутствуют в виде маломощных пропластков;
4-й тип разреза является антиподом предыдущему.
Четко выраженной закономерности в распределении эффективных толщин по площади не наблюдается. Локализация зоны наибольших толщин (20 м) отмечается в центральной части площади, где развит 2 тип разреза пласта. В северо-западном и юго-восточном направлениях толщины достигают значений, соответственно, 16,2 м (скважина №160) и 7,9 м (скважина №55). В целом эффективные толщины пласта обычно меняются от 10 м (скважина №65) до 25 м (скважина №24).
В качестве основы дифференциации песчаных отложений послужили количественные критерии: коэффициент песчанистости – Кэф и эффективная толщина пласта – hэф. К первому типу отнесены зоны с Кэф > 0,7 и hэф > 20 м. Второй тип ограничен пределами: Кэф – 0,5 – 0,7 и hэф – 14 – 20 м; третий тип Кэф – 0,3 – 0,5 и hэф 14 – 8 м и четвертый тип Кэф < 0,3 и hэф < 8 м.
Средневзвешенная пористость нефтенасыщенных коллекторов пластов АВ1-2 составляет 23,5%, проницаемость – 243,6×103 мкм2. Наилучшие коллекторы имеют пористость до 29,1%, проницаемость – 1982×103 мкм2. По классификации Холина А.К. породы-коллекторы пластов АВ1-2 относится к типу III-IV классов.
Диапазон изменения пористости по пласту от 18,7% до 26%, а проницаемости от 4,4 до 1067,3×10 мкм2.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 1740; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!