Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Продуктивные пласты в пределах месторождения имеют прерывистое строение, обусловленное замещением коллекторов на плотные породы.
Общие толщины по объектам изменяются от 9,4 м до 14,8 м в верейском горизонте, от 10,6 м до 18,8 м в башкирском ярусе; эффективные толщины от 0,8 м до 6,8 м в верейском горизонте, от 2,0 м до 10,8 м в башкирском ярусе. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин варьирует в пределах от 0,6 м до 14,8 м в верейском горизонте, от 2,0 м до 16,8 м в башкирском ярусе.
Коэффициент песчанистости в верейском горизонте составляет 0,28, в башкирском ярусе - 0,38. Коэффициент расчлененности верейских пластов равен 2,38, башкирских - 2,5.
Оценка пористости и нефтенасыщенности осуществлялась в лабораторных условиях по керну и по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин. Пористость по пласту В-II составила 18% в Центральной, Восточной зонах. В Центральной зоне в верейском горизонте пористость изменяется от 12% (по пласту В-IIIб) до 18% (по пласту В-IIIа). В башкирском ярусе пористость пород изменяется от 16% (по пласту А4-2) до 21 % (по пласту А4-3). В Восточной зоне пористость верейских пластов колеблется от 13% (пласт В-IIIб ) до 20% (пласт В-IIIа); по башкирским пластам от 12% (пласт А4-2) до 14% (пласт А4-3).
Нефтенасыщенность продуктивных пластов изучалась по материалам ГИС, а также по результатам лабораторных исследований керна. Для пластов Центральной зоны величина начальной нефтенасыщенности принята по ГИС из-за низкого выноса керна. Для пластов Восточной зоны коэффициент нефтенасыщенности установлен в результате лабораторных исследований керна с учетом средней пористости, определенной по данным ГИС.
|
|
|
Фильтрационные параметры пластов изучали в лабораторных условиях на образцах керна и по результатам гидродинамических исследований в скважинах.
По результатам лабораторных исследований поднятого керна продуктивные пласты верейского горизонта и башкирского яруса на Сосновском месторождении сложены известняками различных структурно-генетических типов: водорослевофораминиферовыми, детритовыми, детритово-фораминиферовыми, фораминиферовыми и раковинными известняковыми песчаниками. Цемент пород состоит из перекристаллизо-ванного разнозернистого кальцита. Тип цемента - поровый, крустификационный, регенерационный. Поровое пространство образовано межфрагментными, менее фрагментными порами диакатагенетического выщелачивания. Размер пор изменяется от 0,01 до 0,5 мм.
Смачиваемость поверхности каналов фильтрации характеризуется интегральными показателями смачивания, определявшимися на образцах керна близлежащих месторождений. Индексы Амотта-Гервея в известняках среднего карбона на Чутырско-Киенгопском месторождении, расположенном вблизи, в среднем составляют 0,041. Таким образом, интегральная смачиваемость поверхности пород, слагающих коллектора в районе расположения Сосновского месторождения, характеризуется углами смачивания около 88.
|
|
|
Диапазоны изменения параметров: проницаемость - 0.01 - 1.04 мкм2.
Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Характеристика свойств нефти, растворенного газа и пластовой воды продуктивных отложений основывается на данных исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в лаборатории ОАО «Удмуртгеология» .
Отбор глубинных проб нефти производился в работающих скважинах при забойных давлениях, превышающих давление насыщения. Пробы нефти в пластовых условиях были отобраны в 4 скважинах. Всего было отобрано 34 пробы: 19 из отложений верейского горизонта и 15 из отложений башкирского яруса. Давление насыщения для башкирской залежи принято на уровне 4 МПа, для верейской - 4,9 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях по башкирской залежи принята 879 кг/м3, по верейской залежи - 872 кг/м3. Вязкость нефти башкирских отложений - 20,5 мПа•с, верейских - 15,1 мПа•с. Пластовая нефть как башкирских, так и верейских отложений характеризуется повышенной вязкостью.
|
|
|
Для изучения физико-химических свойств нефтей в поверхностных условиях отобраны 32 пробы, из них представительными являются 30. Результаты этих исследований свидетельствуют о том, что нефть Сосновского месторождения тяжелая, сернистая, высокосмолистая, парафиновая, с высоким содержанием асфальтенов. Содержание серы по башкирским залежам составляет 2,55% по верейским - 2,08%.
Газ для изучения физико-химической характеристики отбирали при сепарации глубинных проб. Всего отобрано 36 проб растворенного газа. Растворенный в нефти газ имеет углеводородно-азотный состав. Относительный удельный вес его по верейскому горизонту в среднем -1,276, по башкирскому ярусу - 1,252.
Содержание азота в попутном газе верейских отложений в среднем 31,73%,башкирских - 30,86%; метана, соответственно: 12,84% и 14,29%; углекислоты:0,62% и 1,79%; гелия: 0,033% и 0,006%.Сероводород в попутном газе отсутствует.
В ходе работ притоки пластовой воды получены: из пласта В-П (скв. 417, 687) дебитом 0,6-2,6 м3/сут; из пласта В-Ша (скв. 411,417,447) дебитом 1,8-26,2 м3/сут; из пласта А4-1 (скв. 27,411,417,447,448) дебитом 0,4-1,7 м3/сут; из пласта А4-2(скв. 29,406) дебитом 0,1-1,6 м3/сут; из пласта А4-3 (скв. 222 и 406) дебитом 2,7-10,3 м3/сут. Пластовая вода - хлоркальциевого типа. Плотность ее по башкирским пластам - 1175 кг/м3, по верейским - 1182 кг/м3. Общая минерализация их составляет, соответственно, 261,67 г/л и 265,06 г/л. Воды характеризуются повышенной метаморфизацией (0,69-0,74 и 0,70-0,73) и пониженной сульфатностью (0,18-0,26 и 0,24-0,28). Они обогащены йодом, бромом и аммонием.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 329; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!