Геолого-физическая характеристика месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологическая характеристика объектов разработки

В геологическом строении Крапивинской группы месторождений принимают участие терригенно-осадочные метаморфизованные образования доюрского основания, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Отложения вскрыты и изучены бурением поисково-разведочных скважин. Геолого-геофизические разрезы Западно-Моисеевского и Двуреченского месторождений были сопоставлены и откоррелированы с аналогичными и хорошо изученными разрезами близлежащего Крапивинского месторождения.

Доюрские образования

Доюрские образования вскрыты на месторождении лишь двумя скважинам - №№195 и 200 на мощность от 80 до 107 м. Залегают на глубине 2810 + 2950 м. Литологически представлены преимущественно эффузивными породами - спилитами, диабазами, на которых развита кора выветривания мощностью 15 + 20 м. Спилиты и диабазы изменены динамо метаморфизмом и находятся в зеленокаменной фазе превращения пород. Толща практически непроницаема, коллекторы в ней отсутствуют.

Отложения коры залегают с размывом и стратиграфическим несогласием на доюрском метаморфизованном основании и выделяются в составе тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит. Глубина их залегания оценивается в пределах от -2623 м (скв. 191) до -2723 м (скв. 205). В литофациальном отношении комплекс этих отложений выражен в прибрежно-морских, континентальных и лагунных фациях и сложен песчаниками, алевролитами, аргиллитами и углями.

Юрская система

Разрез юры характеризуется литофациальной изменчивостью песчаных пород, как по разрезу, так и по площади, распространением внутри толщи локальных седиментационных размывов, прерывистым и линзовидным залеганием песчано-алевролитовых пластов среди глин.

Отложения юрской системы несогласно залегают на размытой поверхности складчатого фундамента, породы которого, по аналогии с близлежащими месторождениями, сложены кварцевыми порфирами, туфами, альбитофирами. Встречаются аргиллиты серицитизированные, щелочные кварцевые порфиры и др.

Последовательность геологического анализа заключалась в следующем. На основе более детального изучения кернового материала и данных ГИС была построена литолого-фациальная модель пласта Ю₁³, где выделены литотипы и литофации. Литотипы характеризуют неоднородность строения пласта по площади, а выделенные литофации - отражают литологическую неоднородность строения каждого литотипа в разрезе.

В составе данной системы выделены два отдела: нижний средний и верхний. Отложения нижнего и среднего отдела представлены тюменской свитой, верхнего - васюганской, георгиевской и баженовской свитами. В свою очередь, по литологическим особенностям строения васюганская свита расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Толщина вскрытых отложений составляет 141-258 м.

Тюменская свита

Полные разрезы отложений свиты, вскрыты между скважинами - №№195 и 200, и неполные в 19 скважинах - №№191. 192, 193, 196, 198, 199, 201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208, 210, 214, 215, 220 и 221. Залегает с глубоким размывом, угловым и стратиграфическим не согласием на доюрском консолидированном основании. Разрез имеет двухчленное строение. Нижняя часть, преимущественно, глинистая. Литологически сложена аргиллитами углистыми с резко подчиненными маломощными (1+1,5) прослоями алевролитов, песчаников, углей и их разностей; верхняя - алевролитопесчаная характеризуется чередованием пачек алевролитов, углистых аргиллитов и углей с прослоями и линзами песчаников толщиной от 2 до 40 м и углей толщиной 1-2 м. Песчаные пласты верхней толщи часто выклиниваются и замещаются на более глинистые разности пород от алевролитов до аргиллитов и имеют спорадический характер распространения. В их основании прослеживаются, как правило, пласты углей. Песчаные пласты выделяются под индексами Ю₂, Ю₃, Ю₄, Ю₅ и Ю₆. В шлифах песчаники мелко-среднезернистые, гора параллельно и косослойчатые, полимиктовые, кварц-полевошпатовые, содержат нередко обильный углефицированный растительный детрит, сидерит. Цемент поровой, порово-базальный глинистый. Аргиллиты углистые, темно-серые (до черных), ожелезненные с включениями обугленных растительных остатков. В верхней части разреза свиты в разрезе скв. 206 обнаружен споро-пыльцевой спектр голосеменных, споровый папоротников, плаунов и селягинелл, который позволяет датировать возраст описанных отложений как байосский средней юры.

Мощность свиты 92 + 214 м.

Васюганская свита

Разрез свиты, вскрыт на полную мощность большинством пробуренных скважин, за исключением скважин №№190, 194, 209, 211 и 212, забои которых расположены в низах этой свиты. Залегает с размывом на отложениях тюменской свиты. Свита подразделяется на две подсвиты.

Нижневасюганская подсвита, представлена аргиллитами серыми и темно-серыми, массивными, слоистыми, нередко известковистыми и известковыми. Мощность подсвиты, составляет 35-40 м.

Верхневасюганская подсвита, сложена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углистых аргиллитов. По литофациальной характеристике подсвита, расчленяется на три толщи - под угольную, межугольную и надугольную и включает в себя до четырех песчаных пластов, индексируемых как (сверху вниз) Ю₁¹, Ю₁², Ю₁^М и Ю₁³.

Характерна литологическая изменчивость пород-коллекторов пластов, вплоть до их полного выклинивания и замещения (пласт Ю₁²). Песчаники и алевролиты серые, разнозернистые, кварц-полевошпатовые и полимиктовые, нередко известковистые, однородные, слоистые слабо - и крепко сцементированные. Аргиллиты серые, темно-серые (до черных), нередко алевритистые, массивные и слоистые. В средней части разреза встречаются углистые аргиллиты и маломощные прослои углей. Мощность свиты 22-30 м. Верхняя подсвита Крапивинского месторождения, соответствует по объему горизонту Ю₁, в составе которого выделяются два продуктивных песчаных пласта Ю₁^3-4 и Ю₁^1-2 разделенные углисто-глинистой перемычкой толщиной 2-10 м. По особенностям литофациального строения пласт Ю₁^3-4 уверенно расчленяется на три литопачки - песчаную, песчано-алевролитовую и алевролито-глинистую и перекрывается повсеместно слоем угля толщиной от I до 5 м. При этом под подошвой этого сдоя нередко обнажаются различные стратиграфические уровни залегания пласта - от песчаной до алевролито-глинистой литопачек, что подтверждает наличие локального разрыва.

Литологически представлены аргиллитами темно-серыми и черными битуминозными; аргиллитами серыми, тонкослоистыми, известковистыми и пиритизированными. Мощность свиты - 14-18 м, в т.ч. георгиевской не превышает 2-3 м.

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Характеристика продуктивных пластов приводится по четырем показателям: толщинам (общей, эффективной и нефтенасыщенной); коллекторским свойствам (проницаемости и открытой пористости); неоднородности (расчлененности и песчанистости) и нефтенасыщенности, таблица 1.

Оценка показателей проводилась по результатам машинной обработки геолого-геофизических материалов разрезов 28 поисково-разведочных скважин с учетом их средних статистических значений, коэффициента вариации и стандартного отклонения. Результаты статистических исследований сведены в промежуточные и обобщающие таблицы и излагаются ниже.

Кроме того, по пласту Ю₁^3-4 для выяснения и оценки основных закономерностей распределений по площади проницаемости, нефтенасыщенных толщин, песчанистости и расчлененности построены карты и проведен их краткий анализ.

В результате уточнена и детализирована геологическая модель месторождения, проведена типизация разрезов, их картирование по площади, определены и оценены наиболее эффективные направления и участки для постановки работ по пробной эксплуатации месторождения.

Крапивинское месторождение.

Пласт Ю₁^3-4. Общая толщина пласта в разрезах продуктивных скважин колеблется от 5 до 17,6 м, эффективная - от 4,6 до 17,6 м и нефтенасыщенная - от 2,2 до 17,6 м. Средние статистические показатели пласта в целом по месторождению (нефтяная + водонефтяная зоны) составляют: общая толщина - 13,6 м, эффективная - 12,6 м и нефтенасыщенная - 9,5 м. Песчанистость изменяется от 0,76 до I (среднее значение 0,917), расчлененность разреза от 0,11 до 0,5 (средняя 0,35). Нефтенасыщенность оценена по керну и промысловой геофизике. По керну изменяется от 0,51 до 0,70 (средняя 0,61, пять определений из 14 скважин) и ГИС колеблется от 0,43 до 0,69 (средняя 0,588, 17 определений из 17 скважин). По керну оценка проницаемости пласта проведена по разрезам 8 скважин нефтенасыщенной части пласта и гидродинамики 13 скважин. По керну этот показатель составил 0,038 мкм и гидродинамике -0,037 мкм. Средняя пористость по керну оценена в 0,156 (12 определений из 14 скважин) и материалам ГИС в 0,184. Существенные расхождения (на 0,109 м/м?) в оценке показателя проницаемости по керну и гидродинамике объясняются, очевидно, не представительностью выборки и малым количеством проанализированных скважин.

Пласт Ю₁^1-2. Общая толщина в 14 разрезах продуктивных скважин изменяется от 1,6 до 4,6, эффективная - от 1,4 до 4,6 м и нефтенасыщенная - от 1,4 до 4,6 м. Средние статистические показатели по пласту составляют: общей толщины 3,0 м, эффективной и нефтенасыщенной - 2,57 м. Песчанистость разреза изменяется от 0,62 до 1, расчлененность от 0,2 до 1. Среднее значение песчанистости по пласту оценивается в 0,89 (13 скважин) и расчлененности в 0,65. Нефтенасыщенность пород по ГИС колеблется от 0,43 до 0,69.

Среднее значение по разрезам 12 скважин составляет 0,56 коллекторские свойства пласта низкие: открытая пористость в разрезах скважин по керну изменяется от 0,12 до 0,174, при среднем значении 0,142 и материалам ГИС оценивается от 0,140 до 0,184, при среднем статистическом показателе - 0,150; средняя проницаемость по керну в скважинах изменяется от 0,005 до 0,013 мкм и по пласту в целом она составляет 0,004 мкм. По гидродинамике изменения проницаемости пласта оцениваются от 0,0012 до 0, 015 мкм.

Более детальная характеристика и оценка статистических показателей коллекторских свойств и неоднородности продуктивных пластов проведена раздельно по пяти участкам (залежам А, Б, В, Г и Д) пласта Ю₁^3-4 и двум участкам пласта Ю₁^1-2. Необходимо отметить, что связи с малым количеством проанализированных скважин полученные результаты имеют информативный характер и могут быть использованы для сравнительной оценки объектов исследований.

Западно-Моисеевское месторождение.

Пласт Ю₁¹. Общая толщина пласта составляет 2,7 м, интервал ее изменения от 2 до 3,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,6 м. Непроницаемые разделы отсутствуют. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 1; коэффициент расчлененности равен 1.

Пласт Ю₁³. Общая средняя толщина пласта составляет 11 м, с интервалом изменения от 10,2 до 11,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в чисто нефтяной зоне составляет 8,2 м, интервал ее изменения от 6 до 8,8 м. Средняя толщина непроницаемых прослоев 2,7 м (изменяется от 1,2 до 4,4 м). Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,75 при коэффициенте вариации 0,172; среднее значение коэффициента расчлененности 4,5 при коэффициенте вариации 0,287.

Средние значения проницаемости по пластам Ю₁¹ и Ю₁³ соответственно равны 14,4 и 11,3 мД, пористости - 17,4 и 16,9%. В распределении пористости по пласту Ю₁³ больших отклонений не отмечается (коэффициент вариации - 0,053). Максимальное и минимальное значения проницаемости по разрезу горизонта Ю₁ различаются в 4,5 раза.

По геофизическим данным средние значения проницаемости изменяются от 6 мД (пласт Ю₁¹) до 18 мД (пласт Ю₁³), какие-либо тенденции в ее распределении по разрезу отсутствуют. Средние значения пористости по ГИС - 15,3% для пласта Ю₁¹ и 15,0% - для пласта Ю₁³.

Гидродинамические исследования были выполнены по пласту Ю₁¹ в одной скважине (k_пр=24,5 мД), по пласту Ю₁³ в трех скважинах (среднее значение проницаемости 28,3 мД). Максимальное значение проницаемости k_пр=93 мД отмечается по пласту Ю₁³ (скв. 20п, интервал 2661-2669 м).

Двуреченское месторождение

Пласт Ю₁¹. Общая толщина пласта составляет 6 м, интервал ее изменения от 1,4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,9 м, интервал ее изменения от 0 до 2,2 м. Толщина непроницаемых разделов составляет 5,1 м, интервал ее изменения о 0,6 до 4,2 м. Среднее значение К_п равно 0,543 при коэффициенте вариации 0,633; среднее значение К_р - 1,5 при коэффициенте вариации 0,471.

Пласт Ю1 м. Общая толщина пласта составляет 3,8 м, интервал ее изменения от 3,8 до 5,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4 м с диапазоном ее изменения от 1,2 до 3,4 м, толщина непроницаемых разделов составляет 0,4 м с интервалом их изменения от 0,4 до 4 м. Среднее значение Кп равно 0,636 при коэффициенте вариации 0,579; среднее значение Кр - 2 при коэффициенте вариации 0,5.

Пласт Ю₁³. Общая средняя толщина пласта в нефтяной части составляет 10 м, с интервалом изменения толщины по пласту от 9,0 до 14,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в чисто нефтяной зоне составляет 5,2 м, интервал ее изменения от 4,6 до 5,8 м. Эффективная водонасыщенная толщина пласта составляет 3,6 м. Толщина непроницаемых прослоев по пласту в среднем 4,8 м с интервалом их изменения от 1,4 до 4,6 м. Среднее значение К_п равно 0,537 при коэффициенте вариации 0,045; среднее значение К_р - 3,3 при коэффициенте вариации 0,631.

Средние значения для проницаемости увеличиваются вниз по разрезу и изменяются от 8,5 до 50,5 мД. Открытая пористость пород варьирует в пределах 11,1-21,7% и в среднем по пластам Ю₁¹, Ю₁², Ю₁^М и Ю₁³ составляет 15,1; 13,6; 16,6 и 13,6% соответственно.

По геофизическим данным средние значения проницаемости изменяются от 2,6 до 23 мД, какие-либо тенденции в ее распределении по разрезу отсутствуют. Пористость по ГИС изменяется от 8,7 до 15,7%.

Гидродинамические исследования скважин показали значительное различие по проницаемости продуктивных пластов - минимальное значение 4,3 мД по пласту Ю₁², максимальное - 1700 мД по пласту Ю₁³. Количество определений значения проницаемости по пластам незначительно и колеблется от одного до трех для каждого пласта.

Изученность коллекторских свойств пород по разрезу представляется достаточно низкой, и не позволяет судить о каких либо закономерностях в их изменении по простиранию. По имеющимся данным можно говорить о высокой зональной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и необходимости дальнейшего изучения гидродинамических характеристик пластов. Наиболее целесообразным представляется проведение гидропрослушивания по скважинам 10п-11 р и 10п-12 р, а также повторных исследований на неустановившемся режиме фильтрации.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинской группы месторождений

3. Состав и основные физические свойства нефти и газа

На начало разработки месторождения имелись сведения по составу глубинных проб нефтей из 6 скважин. Из них 4 скважины находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефтей. Из них 15 проб отобраны из пласта Ю₁^3-4 и только одна проба из пласта Ю₁^1-2.

Поверхностные пробы нефтей отобраны из 7 скважин. Все скважины находятся в пределах участков А (6 скважин) и В (I скважина).

Компонентный состав газа представлен только результатами анализов, полученных после однократного разгазирования трех проб из двух скважин. Присутствие большого количеств азота, окиси углерода и водорода в этих пробах ставит под сомнение их качество.

Анализ имеющегося материала показывает, что все нефти обладают низким газосодержанием и, следовательно, низким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефтей участков А и В изменяется в одних и тех же пределах (17-37 м?/т). Нефть на участке Г обладает аномально низким для нефтей пласта Ю¹ газосодержанием (9-11м?/т), однако, эти сведения получены только на основе анализов параллельных проб из одной и той же скважины. Поэтому, чтобы сделать уверенный вывод о газосодержании нефтей на этом участке, необходимо отобрать и проанализировать глубинные пробы из других скважин.

Диапазон изменения плотности поверхностных проб нефтей достаточно широк. При этом наблюдается неплохое соответствие между анализами глубинных и поверхностных проб. В целом нефти участка А незначительно тяжелее нефтей участков В и Г. В них меньше выход легких фракций и в несколько раз больше содержание асфальтенов.

Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефтей запасов категории С₂.

Характеристика нефти представлена в таблице 2, а компонентный состав газа в таблице 3.

Характеристика нефти

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной из пластовой нефти при дифференциальном разгазировании пластовой нефти Крапивинской группы месторождений

Очевидно, нефти выше абсолютной отметки 2580 м будут содержать мало асфальтенов, обладать пониженной плотностью и иметь повышенный выход светлых фракции по сравнению с нефтями ниже абсолютной отметки 2630 м.

Сравнение состава нефтей Крапивинского месторождения и нефтей Первомайского месторождения, куда они будут направлены на УПН, показывает, что при их смещении не должно наблюдаться каких-либо отрицательных явлений. Газонасыщенность и содержание парафинов нефтей Крапивинского месторождения ниже, чем нефтей Первомайского. Некоторое опасение вызывает лишь достаточно высокое содержание асфальтенов в нефтях Крапивинского месторождения. В принципе, при смещении их с легкими парафинистыми нефтями возможно выпадение асфальтенов в осадок. И хотя последнее маловероятно при подготовке их на Первомайском УПН, для большей уверенности необходимо провести экспериментальную проверку в лаборатории.

Учитывая слабую охарактеризованность объектов, а также значительный разброс данных, необходимо отдельно отобрать глубинные пробы из пластов Ю₁^1-2 Ю₁^3-4. Особенно важно отобрать пробы из скважин, пробуренных в сводовой части и вблизи ВНК. Пробы нужно исследовать по полной программе в соответствии с требованиями ОСТ, т.е. определить параметры пластовой системы, а также состав и свойства нефтей и газа после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку на УПН п. Пионерного осуществляется совместная подготовка нефтей месторождений Крапивинской группы и месторождений Первомайской группы, то необходимо провести экспериментальную лабораторную проверку смешиваемости этих нефтей.

В последующем бланки глубинных манометров расшифровывались, и полученная динамика давления во времени обрабатывалась по методу Д.Р. Харнера с получением значений коэффициента продуктивности, гидропроводности, проницаемости пласта, потенциального коэффициента, коэффициента призабойного дефекта (или ОП). Исследовались кривая притока и кривая восстановления давления. При отсутствии видимого притока, но при наличии КВД, проводилась обработка кривой восстановления давления с определением дебита, а также рассчитывались все выше указанные параметры. Использование данной методики обеспечивает точность определения параметра +/ - 30.

Основываясь на имеющейся информации о свойствах пластовой продукции можно сделать вывод о том, что свойства нефтей Крапивинской группы месторождений обладают такими свойствами, которые как нельзя лучше подходят для ее механизированной добычи посредством УЭЦН. Это низкое давление насыщения и газовый фактор, а так же связанный с этим небольшой перепад в плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях, что гарантированно исключает образование газового замка на приеме ЭЦН.

К возможным осложнениям на Крапивинском и Двуреченском месторождениях относятся, прежде всего, влияние пластовой температуры t 93-91⁰С и вынос мех. примесей из при забойной зоны пласта.

нефтенасыщенность месторождение разрез газ

Размещено на Allbest.ru