верхневизейско-башкирский ГНВК;

нижневизейско-тульский ГНВК;

верхнедевонско-турнейский ГНВК;

средне-верхнедевонский водоносный комплекс.

Соляная толща рассматривается составной частью глинисто-карбонатно-галогенной литологической зоны регионального водоупора, имеющего мощность от 500 м до 700 м и более. Содержание глин в разрезе разделяющей толщи достигает 20 %, карбонатов - 10 %, сульфатов - 20 %, а каменной соли - 50 %.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский газонефтеводоносный комплекс включает в себя породы филипповского горизонта, артинского, сакмарского, ассельского ярусов нижнепермского отдела и верхнекаменноугольного отдела. Комплекс отличается сложностью строения и литологическим разнообразием пород по площади и по разрезу, относящуюяся к карстовому субэндогенному подтипу геофильтрационных сред.

Пласты-коллекторы весьма неоднородны и ограничены по площади. Наиболее водонасыщенные пласты прослеживаются в сакмарских отложениях. Общая эффективная мощность комплекса изменяется в широких пределах, не превышая 150 м. Вследствие фациальной изменчивости породы комплекса обладают неоднородными коллекторскими свойствами. Химический состав подземных вод комплекса не изучен.

При опробовании скважин Уньвинского месторождения в отложениях комплекса получены притоки пластовых вод хлоркальцивого состава с дебитом до 324 м³/сут. С глубиной наблюдается увеличение метаморфизации (отношение rNa/rCl) от 0,89 до 0,84 и уменьшение коэффициента сульфатности от 0,58 до 0,44. Воды ассельско-сакмарских отложений недонасыщены сульфатными ионами на 25%, воды нижнекаменноугольных отложений перенасыщены сульфатами на 20%, в них обнаружен сероводород.

По содержанию микрокомпонентов воды комплекса относятся к категории промышленных йодо-бромных и йодо-борных. Приведенные гидрогеохимические характеристики подземных вод нижнепермских отложений соответствуют региональным закономерностям, установленным для Соликамской депрессии.

Московский газонефтеводоносный комплекс в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов не имеет отчетливо выраженного верхнего флюидоупора. Роль последнего выполняют нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты.

В гидрогеологическом отношении наиболее исследован верейский горизонт. Для горизонта характерны коллекторы порового и трещинно-порового типов. Фильтрационные характеристики изучены слабо. Из всех опробованных в открытом стволе скважин получены смеси бурового раствора и фильтрата с пленкой и каплями нефти, вскрытые водоносные пласты малопродуктивны. При бурении в отложениях верейского горизонта с глубины 1670 м отмечено поглощение бурового раствора интенсивностью 1,5-2,0 м³/час. Разрез сложен плотными породами, коллекторы имеют незначительное распространение и часто выклиниваются, здесь может быть выделен низкопроницаемый субэндогенный подтип геофильтрационных сред.

Химический состав подземных вод комплекса малоизучен. По данным опробования скв.102 в отложениях верейского возраста получена пластовая вода минерализацией 135 г/дм³.

По региональным данным, подземные воды верейских отложений представлены йодно-бромными высокометаморфизованными (rNa/rCl=0,75) рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией от 118 до 266г/дм³. При коэффициенте сульфатности вод 0,44 дефицит сульфатного насыщения составил 55%.

Верхневизейско-башкирский газонефтеводоносный комплекс карбонатных отложений выделяется в обьёме окского надгоризонта и серпуховского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса среднего карбона.

Сверху комплекс перекрыт верейскими аргиллитами в различной степени известковистыми, неравномерно слюдистыми и алевритистыми, тонкослоистыми и плитчатыми толщиной до 20 м.

Комплекс представлен палеокарстовым, гранулярно-обломочным и субэндогенным подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Пространственное распределение первого подтипа тесно связано с перерывами в осадконакоплении, которые проявлялись локально и датируются послетульским, послеалексинским, послемихайловским, послевеневским, послесерпуховским и башкирским временем. Субэндогенный подтип представляет всю «неэффективную» часть отложений. Подземные воды башкирских и серпуховских отложений условно залегают ниже абс. отметки -1636 м. Давление на кровле ГВНК изменяется от 18,9 до 20,8 МПа. Температура от 28 до 31 ⁰С. По данным опробования пластовых вод комплекса в скв. 69 Шершневского месторождения получены рассолы хлоркальциевого типа с коэффициентом продуктивности до 280 м³/сут, минерализацией 250,9 г/дм³, коэффициент метаморфизации 0,7-0,8, коэффициент сульфатности 0,3-0,9. Подземные воды комплекса содержат промышленные концентрации брома 1008 мг/дм³, и йода - 29 мг/дм³.

Условия закрытости и сохранения залежей углеводорододного сырья хорошие.

Нижне-средневизейский газонефтеводоосный комплекс объединяет отложения тульского, бобриковского, радаевского и косьвинского горизонтов визейского яруса. Тульский региональный водоупор выделен в составе верхней наиболее глинистой части тульского горизонта, сложенной, в основном, аргиллитами мощностью до 20 м.

Для комплекса характерна ритмичность осадкообразования, проявляющаяся в закономерной смене песчаников алевролитовыми и аргиллитовыми прослоями.

Коллекторами являются пористые песчаники и алевролиты пористостью 9,9-17,3 %. Пластовые воды комплекса залегают ниже отметки -1982 м. При опробовании скважины 78 из терригенных отложений бобриковского возраста получен приток пластовой воды дебитом 86 м³/сут. Коэффициент метаморфизации 0,75, насыщение сульфат-ионом 8,1 %. По химическому составу вода хлоркальциевого типа минерализацией 263,1 мг/дм³, воды являются промышленными йодо-бромными (йода - 13,74 мг/дм³, брома - 577,42 мг/дм³). Химический состав подземной воды характерен для отложений визейского возраста. Условия сохранения углеводородов нижне-средневизейского ГНВК хорошие.

Верхнедевонско-турнейский газонефтеводоносный комплекс обьединяет преимущественно карбонатные породы от турнейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы по саргаевский горизонт франского яруса верхнего отдела девонской системы. Сверху комплекс перекрыт нижневизейскими аргиллитами толщиной от 15 до 20 м. Вскрытая мощность отложений комплекса 47-143 м. Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. Тип геофильтрационных сред представлен карстовым типом с субэндогенным, гранулярно-обломочным и палеокарстовым подтипами. Водосодержащие отложения на месторождении условно залегают ниже абс.отметки -2015 м. Коллекторские свойства пород весьма неоднородны, изменяются в широком диапазоне. Начальные давления турнейско-фаменской залежи на Шершневском месторождении, приведенные к ВНК, составили 23,5 МПа в скв.60 и 23,86 МПа в скв.104 . При опробовании пластовых вод комплекса в скважинах №№ 60, 79, 104, 105 Шершневского месторождения получены рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 284 г/дм³, коэффициент метаморфизации - 0,54. Содержание брома - 353-946 мг/дм³, йода - 22-25,6 мг/дм³ .

Анализ гидрогеологических условий показал существенную геофильтрационную неоднородность палеозойских отложений, проявляющуюся частым замещением проницаемых пластов плотными, зональным распространением палеокарстовых коллекторов в карбонатных комплексах, приуроченных к сводовой части поднятия.

Инженерно-геологические условия

Район Шершневского месторождения имеет нормальный гидро-химический разрез. С глубиной происходит закономерное увеличение минерализации и метаморфизации пластовых вод. Наличие мощной галогенной толщи в отложениях иренского горизонта определяют благоприятные условия для сохранения углеводородных залежей.

Промышленная ценность пластовых и попутных вод определяется содержанием в них ценных компонентов: магния, калия, стронция, лития, рубидия, цезия, йода, брома, бора, и их запасами. Исходя из требований к изучению и подсчету запасов попутных вод, уровень содержания в них компонентов должен превышать (в мг/л): йода - 10, брома - 200, окиси бора - 250, лития - 10, рубидия - 3, цезия - 0,5, стронция - 300, германия - 0,05, вольфрама - 0,03, магния - 500, калия - 1000. А рентабельный объем среднегодовой добычи попутных вод должен составлять не менее 250 тыс.м³/год или с учетом минимальной плотности попутной воды - не менее 275 тыс. т в год [12].

Судя по региональным показателям и результатам опробования скважин Шершнёвского месторождения, пластовые воды всего разреза палеозойских отложений, в том числе и подстилающие нефтяные залежи Шершнёвского месторождения, содержат в промышленных концентрациях магний и бром Содержание йода превышает кондиционные значения в пластовых водах московского, турнейско-верхнедевонского и продуктивного нижневизейского водоносного комплекса. Содержание других промышленно ценных компонентов не определялось. В процессе разработки нефтяных залежей воздействие природных и технологических факторов на формирование состава попутных вод является не стабильным. Поэтому прогноз их суммарного воздействия на качество попутного гидроминерального сырья нуждается в дополнительном обосновании по результатам гидрогеохимического мониторинга при промышленной эксплуатации. Объекты разработки Шершневского месторождения представлены как карбонатными отложениями с поровыми и трещинно-поровыми типами коллекторов, так и терригенными. В карбонатных коллекторах, отличающихся резкой фильтрационной неоднородностью, следует ожидать неравномерное в плане и разрезе вытеснение пластовых вод и нефти. В нефтеводонасыщенных терригенных отложениях бобриковского и алексинского горизонтов вытеснение пластовых вод и нефти прогнозируется по схеме “поршневого вытеснения”. При разработке Шершневского месторождения с применением закачки пресными водами будет происходить быстрое разубоживание рассолов, попутные воды будут формироваться со значительным снижением промышленно ценных компонентов, что значительно снижает перспективность их использования в качестве гидроминерального сырья.



3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

3.1 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов по керну

Разделение пород на коллекторы и неколлекторы проведено с учетом нижних предельных значений пористости и проницаемости, установленных для месторождения при подсчете запасов (ПЗ-2010г). Образцы с кондиционными определениями увязаны с проницаемыми прослоями, выделенными по данным ГИС. Нефтенасыщенность по данным исследований керна определялась косвенным способом через остаточную водонасыщенность (Ков) по равенству Кн = 1 - Ков.

Ниже приводится краткая характеристика коллекторов продуктивных пластов снизу вверх по разрезу.

Пласт Т - Фм

Представительный керн из нефтенасыщенной части пласта получен в скв. 57, 63 -68, 70, 71, 79 (из скв. 57, 66, 71 - единичные образцы).

Породы-коллекторы представлены, главным образом, комковатыми разностями (сферово-водорослево-комковатые, детритово-комковатые и -сгустковые, сгустково-комковатые), комковато-водорослевыми и сгустково-водорослевыми известняками, комковато-обломочными. Кроме того, в скв. 57 описан доломит. Известняки сложены трубчатыми водорослями разной сохранности, разнообразными сферами, детритом остракод, редко иглокожих, комками и сгустками микрозернисто-пелитоморфными, образованными за счет грануляции фауны и перекристаллизации, и комками-обломками - результат выщелачивания и разрушения известняков (обломки в разной степени окатанные). Биоморфные известняки водорослевые перекристаллизованные, по разрезу часто сохраняются как неравномерно перекристаллизованные пелитоморфно-микрозернистые и сгустково-зернистые с «тенями» органогенных структур, с рассеянным, детритом, с плотными «корковыми» ограничениями или расплывчатыми контурами, также неравномерно выщелоченные с инкрустационными корками и эпигенетической цементацией, трещиноватые.

Цементом служит кальцит разнозернистый, чаще тонко-мелкозернистый, инкрустационный, поровый, неполно-поровый, регенерационный - перекристаллизации по фауне, часто средне-крупнозернистый кальцит образует гнезда. Содержание цемента в коллекторах от 8 до 20%, чаще до 10 - 15%. Наблюдается доломит - единичные зерна и гнезда, прожилки, выделения по трещинам (до 2 - 3% - 5%), иногда сульфаты.

Коллекторы сформированы, в основном, в результате выщелачивания, макроскопически представляют собой неравномерно выщелоченные участки в достаточно плотном разрезе. Больше половины образцов представительной выборки имеют кавернозно-пористый и пористо-кавернозный облик, остальные - пористые с кавернами и пористые. Размер пор от 0,013 - 0,3мм до 0,8 - 1,0мм, каверны величиной 1 - 5мм, полости до 1 - 3,5см, в кавернах и порах участками наблюдаются примазки битума. Более чем в 30% выборки установлены трещины разнонаправленные, секущие коллектор, соединяют каверны и поры, и нередко - выщелоченные участки. Трещины полые (раскрытость 0,01 - 0,02мм до 0,2мм), нефтяные и с примазками битума, минеральные с кальцитом и доломитом (разной ширины до 1,0мм). Отмечаются стилолиты глинистые, с минеральными выделениями и редкие гнезда ангидрита и доломита, с органическим веществом и нефтью.

В скважине 57 в составе пласта описан доломит тонкозернистый слабо известковистый, с терригенной примесью, тонкопористый и кавернозный.

Коллекторские свойства меняются в достаточно широком диапазоне, максимальные значения - 18,1% и 158*10-3мкм2. Средние значения для нефтенасыщенной части составили 11,0% по 61 и 22,6*10-3мкм2 по 60 определениям. Пористость доломита 12,9%, проницаемость 50*10-3мкм2 (1 определение). Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,345 и 1,286. Распределение проницаемости нестабилизированное с максимумом в интервале 25 - 50 (5 - 50)*10-3мкм2 и дополнительным 1,0 - 2,5*10-3мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности составил 0,713 по определениям, коэффициент вариации 0,11.

Пласт Мл

Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном в скв. 57, 63, 66, 68.

Нефтяная часть сложена песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми и мелко-среднезернистыми. Песчаники сцементированы с помощью уплотнения, с редкими примазками глины в порах и слабо глинистые (до 1 - 5%), с углисто-глинистыми примазками и пиритом, с редкими пятнами кальцита пойкилитового типа (скв. 66), в скважинах 57 и 216 (восточная часть) наблюдается битуминозность. Поры величиной 0,013 - 0,2мм до 0,4мм.

Максимальные коллекторские свойства - 18,1% и 617*10-3мкм2, средние значения пористости и проницаемости по керну для нефтенасыщенной части пласта - 14,4% и 206*10-3мкм2 по 24 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,157 и 0,861. Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 100 - 250*10-3мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности 0,834 по 24 определениям, коэффициент вариации 0,2.

Пласт Бб

Бобриковский пласт наиболее полно охарактеризован представительным керном. Из нефтенасыщенной части керн получен в скв. 57, 63 - 70 и 79.

Коллекторы, в основной массе, представлены песчаниками мелкозернистыми и средне-мелкозернистыми, меньше - среднезернистыми и разнозернистыми (скв. 238). По данным микроописаний, мелкозернистые песчаники сцементированы чаще за счет механического уплотнения, и дополнительно глинистым (углисто-глинистым) материалом (до 4 - 5%), редко пятнами отмечается доломит и кальцит (от отдельных зерен до 2 - 3%). Поры величиной 0,05 - 0,4, чаще 0,1 - 0,2 мм. Средне- и разнозернистые песчаники сцементированы также за счет уплотнения и неравномерно глиной до 5%, содержится рассеянные включения и послойные скопления пирита с углистым материалом, желваки. Поры величиной до 0,5мм и >, сообщаются.

Коллекторские свойства изменяются в достаточно широком диапазоне, пористость достигает 21,9%, проницаемость - 3025*10-3мкм2 (оба максимума - в скв. 238), средние - 17,4% и 401*10-3мкм2 по 201 определению; коэффициенты вариации пористости и проницаемости равны 0,159 и 1,157. Распределение проницаемости асимметричное с максимумом в интервале 250 - 500*10-3мкм2. Коэффициент нефтенасыщенность составляет 0,888 по 201 определениям, коэффициент вариации 0,12. Практически все значения проницаемости > 1000*10-3 мкм2 принадлежат среднезернистым песчаникам. Скважины с улучшенными коллекторами в основном расположены вдоль западного крыла месторождения (скв. 65, 66, 79, 238), скв. 57 - на восточном его крыле.

Пласт Тл

Продуктивный пласт охарактеризован 144 образцами, для них имеются 156 значений пористости, 141 - проницаемости, 33 гранулометрических анализа, 90 - остаточной водонасыщенности. Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в скв. 64 ч 70, 79 и 216.

Коллекторами служат песчаники средне-мелкозернистые, мелкозернистые неравномерно алевритистые и песчаники мелко-среднезернистые. Сцементированы, в основном, путем уплотнения, участками глинистым (гидрослюдистым с углистой примесью, от 1 до 4%), реже карбонатным материалом (доломит - от редких зерен до 1 - 2%), в отдельных скважинах (восточное крыло структуры) в качестве цемента развит битум до 8% (здесь же с пятнами-желвачками доломита и глиной в отдельных порах). Поры величиной 0,013 - 0,4мм.

Коллекторские свойства песчаников до 20,4% и 770*10-3мкм2 (максимумы в скв. 65 и 64). Средние для нефтенасыщенной части пласта по керну - 15,6% по 50 и 273*10-3мкм2 по 48 определениям, коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,162 и 0,775. Распределение проницаемости асимметричное нестабилизированное с максимумом в интервале 250 - 500 (100 - 500)*10-3мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности 0,878 по 48 определениям, коэффициент вариации 0,09.

3.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по ГИС

Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин. Выделение коллекторов, определение эффективных толщин осуществлялось по качественным признакам и количественным критериям геофизических, петрофизических и гидродинамических параметров.

При выделении коллекторов учитывались следующие качественные (прямые и косвенные) признаки кривых ГИС:

- наличие глинистой корки при бурении скважин на глинистом растворе;

- низкие и средние показания естественной радиоактивности ГК;

- пониженные значения ННК-т по сравнению с вмещающими плотными породами в карбонатных породах и повышенные значения интенсивности относительно глин и глинистых пород;

- наличие «положительного» приращения кажущихся удельных сопротивлений МПЗ (микропотенциал-зонда) над МГЗ (микроградиент-зонда) на кривых микрокаротажа;

- снижение значений _кБК в карбонатном разрезе по сравнению с вмещающими низкопористыми (плотными) породами; в терригенном разрезе - повышение значений _кБК по сравнению с вмещающими глинистыми разностями;

- наличие радиального изменения (повышающего или понижающего) сопротивления пластов.

Использование данных признаков определяется характером разреза, литотипом коллектора, флюидом, заполняющим поровое пространство породы, зависит от соблюдения технологии вскрытия пласта (технология приготовления и поддержания состава промывочной жидкости). Качественные признаки научно обоснованы и достаточны для отнесения пород к коллекторам [14].

Карбонатные отложения пласта Т-Фм по данным литолого-петрографических исследований керна представлены, кроме коллекторов порового типа, породами сложного состава с присутствием пустот вторичного происхождения - каверн и трещин. Выделение сложнопостроенных коллекторов использовалась комплексная интерпретация результатов ГИС, лабораторных исследований керна, данных опробования и потокометрических исследований скважин и учитывались данные интерпретации волнового акустического каротажа (ВАК).

Обработка и интерпретация результатов геофизических исследований горизонтальных стволов скважин в турнейско-фаменских отложениях осуществлялась в ОАО “Пермнефтегеофизика”.

Кроме качественных признаков при выделении коллекторов учитывались и количественные критерии - предельные значения параметров DIнк*, DIg*, Кп^*. Результаты определения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по керновым данным и соответствующие им предельные значения геофизических параметров приведены в таблице.



Таблица 3.2.1 Предельные значения геофизических параметров Iнк*, Ig* и коэффициентов пористости (Кп*), проницаемости (Кпр*) и остаточной водонасыщенности (Ков*) по керну

Пласт	Геофизический параметр	Критические значения фильтрационно-емкостных свойств
	Ig*	Iнк*	Кп*, %	Ков*, %	Кпр*, мкм2*10-3
Тл	0,35	-	9,1	66,8	1,55
Бб, Мл	0,31	-	10,1	68,8	1,5
Т-Фм	-	0,59	5,6	43,4	0,6

На основании данных о граничных значениях коэффициентов пористости по керну прослои, характеризующиеся значениями пористости меньше критических, в эффективные толщины не включались.

Определение пористости пластов-коллекторов

Обработка цифрового каротажа с введением всех необходимых поправок осуществлялась в соответствии с требованиями Временного методического руководства [11] в программном комплексе GeoOffice Solver 99. Пористость проницаемых прослоев определялась по петрофизическим зависимостям «керн-ГИС» построенными для всех подсчетных объектов.

Пористость карбонатных отложений пластов-коллекторов турнейско-фаменского яруса определялась по нейтронному каротажу методом двух опорных горизонтов. В качестве опорных пластов принимались плотные известняки турнейского яруса и аргиллиты радаевского горизонта.

Коэффициент пористости рассчитывался по корреляционной зависимости Кп = f(Iнк), полученной в результате сопоставления параметра Iнк с коэффициентом пористости по керну.

Пласт Т-Фм:

Кп = - 24,803*lg(Iнк) - 0,029; Ктс= 0,69 Пог=0,17

Определение пористости проницаемых прослоев визейского горизонта (пл. Тл, Бб, Мл) осуществлялось по гамма-каротажу способом двух опорных горизонтов.

В качестве опорных пластов при расчете относительного разностного параметра Ig были приняты выдержанные по площади плотные известняки турнейского яруса, обладающие постоянной литологической характеристикой с минимальным значением ГК, и аргиллиты радаевского горизонта с максимальным значением ГК.

Определение абсолютной газопроницаемости продуктивных пластов

Оценка проницаемости пластов-коллекторов продуктивных отложений Шершневского месторождения проводилась по петрофизическим зависимостям типа “керн-керн” Кп = f(Кпрг), которые были построены по данным керна. Как известно, зависимости этого типа для оценки проницаемости имеют невысокую степень достоверности, что обусловлено, в первую очередь, отсутствием строгого физического обоснования. Однако значения величин проницаемости, рассчитанные по этим зависимостям, необходимы при гидродинамическом моделировании.

Аналитическое выражение зависимостей имеет вид:

Пласт Тл

Кп = 8,7158*Кпрг^0,1108; R² = 0,85

Диапазон применения зависимости - для проницаемых прослоев с пористостью от 9,1 % до 18,2 %.

Пласты Бб, Мл

Кп = 9,699*Кпрг^0,1028 ; R² = 0,80

Диапазон применения зависимости - для проницаемых прослоев с пористостью от 10,1 % до 22,0 %.

Пласт Т-Фм

Кп = 6,2175*Кпрг^0,1884; R² = 0,66

Диапазон применения зависимости - для проницаемых прослоев с пористостью от 5,6 % до 19,1 %.

Определение нефтенасыщенности продуктивных пластов

Определение нефтенасыщенности (Кн) подсчетных объектов осуществлялось по петрофизическим зависимостям “керн-керн”, полученным в результате лабораторных исследований керна через остаточную водонасыщенность по зависимостям Ков=f(Кп):

Пласт Тл

lgКов = -82,015*lgКп⁴+393,78*Кп³-698,66*lgКп²+540,17*lgКп-151,53;

R² = 0,75

Пласт Бб

lgКов = -201,81*lgКп⁴+942,82*Кп³-1636,6*lgКп²+1247,8*lgКп-350,39;

R² = 0,71

Пласт Т-Фм

lgКов = 0,248*lgКп³-0,6594*lgКп²-0,2705*lgКп+2,1092;

R² = 0,68



4. Характеристика коллекторских свойств бобриковских отложений

4.1 Определение проницаемости по керну

Представительный керн из нефтенасыщенной части пласта бобриковских отложений взят в скв.57, 63-71. В скв.71 изучен один образец, больше всего в скв.63-66, 69.

Коллекторские свойства изменяются в достаточно широком диапазоне: пористость достигает 21,2%, проницаемость 0,869 мкм², нефтенасыщенность 94,4% (все максимумы в скв.66). В скв.57, 63, 65, 66 коллекторские свойства пород выше средних.

Выборки представительных данных достаточно однородны: коэффициенты вариации пористости 0,15; проницаемости 0,64; нефтенасыщенности 0,08.

Распределение проницаемости асимметричное с максимумом в интервале 0,25-0,5 мкм².

Рис. 4.1.1 Сопоставление остаточной водонасыщенности (Ков) и газопроницаемости (Кпрг)



4.2 Определение проницаемости по ГИС

Геофизические исследования скважин Шершневского поднятия проведены стандартным комплексом. В исследуемом интервале в масштабе глубин 1:200 проведены методы радиоактивного каротажа (ГК, ННК-Т), кавернометрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой (БК), индукционный (ИК) и акустический (АК) каротаж.

Пористость проницаемых прослоев карбонатных пород бобриковских отложений определялась по данным метода ННК-Т с использованием кривой объемного влагосодержания.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности рассчитаны по 27 проницаемым прослоям в скв.57, 63-70 и соответственно равны 16,7% и 87,6%.

В скважинах центральной части залежи коллекторские свойства пласта имеют величину выше средней: пористость 17-20,0%, нефтенасыщенность - 90,3-93,9%.

В южной части залежи скв.67, 71 и в северной - скв.69, 70 коллектора имеют значительно худшую характеристику: пористость 12,3-14,6%, нефтенасыщенность 72,6-82,7%.

Проницаемость пластов Шершневского месторождения определялась по петрофизическим зависимостям “керн-керн” Кп = f(Кпрг):

Пласт Бб: Кп = 9,702*Кпр^0,1041;R = 0,79

Диапазон применения зависимости определен для проницаемых прослоев с пористостью от 10,1 % до 20,0 %.

В таблице 4 представлены средние значения проницаемости исследуемых скважин, определенные по данным ГИС.

4.3 Определение проницаемости по ГДИ

Для анализа были использованы данные гидродинамических исследований скважин в процессе разведки и эксплуатации месторождения. Гидродинамический анализ проведен по состоянию на 01.06.2005 г.

В результате анализа были получены средние значения гидродинамических свойств коллектора по продуктивному пласту Бб. Среднее значение проницаемости рассчитывалось как средневзвешенная величина по площади залежи.

Изучение начальных гидродинамических свойств бобриковского пласта осуществлялось через колонну в скважинах 64, 65, 68, 78, 102, 203, 205, 213, 219 и 220, а также в скважинах, где он вскрыт перфорацией совместно с малиновскими (скв. 57, 206, 212) и тульскими отложениями (скв. 68, 227, 228, 233). В скважинах 227 и 233, по которым отсутствуют данные потокометрических исследований, продуктивность и гидропроводность каждого пласта были рассчитаны пропорционально их эффективных нефтенасыщенных толщин, вскрытых перфорацией.

Разведочные скважины 57, 64, 65 и 68 исследовались по методу установившихся отборов на трех режимах фонтанирования через штуцеры диаметром 3; 5 и 7 мм. Во время исследований фильтрация жидкости в пласте осуществлялась при снижении пластового давления от начального (21,1 МПа) до 16 МПа, что выше давления насыщения нефти газом (12,05 МПа). Во всех разведочных скважинах сняты кривые восстановления давления. Проницаемость - 0,174 мкм².

Большинство добывающих скважин исследовалось по методу кривой восстановления уровня (давления) с рабочего режима. Скважины 212 (пласты Бб+Мл) и 227 (пласты Тл_2а+Бб) дополнительно исследовались на трех режимах фонтанирования через штуцеры диаметром 6; 8 и 4 мм.

Информация о гидродинамических свойствах нефтяного пласта получена по 16 скважинам. Построена карта проницаемости (рис. 4.3.1). Высокие значения проницаемости бобриковского пласта (более 1,0 мкм²) определены для района скважин 64, 65, 102, 212, 213, 219, 220 и 227. Диапазон изменения данного параметра в пределах нефтяного пласта, за исключением северо-восточной части залежи, не изученной гидродинамическими методами, составляет от 0,059 (скв. 205) до 2,534 (скв. 213) мкм².

Среднее значение проницаемости, определенное по карте, равно 0,653 мкм² (табл. 4.3.1).

Рис. 4.3.1 Карта изменения проницаемости бобриковского горизонта



Таблица 4.3.1 Соотношение результатов определения проницаемости различными методами

№ скв.	Пласт	Проницаемость, мкм2	Соотношение
		по керну	по ГИС	по ГДИ	керн-ГИС	керн-ГДИ	ГИС-ГДИ
57	Бб	0,415	0,184	0,267	2,3	1,6	0,7
64	Бб	0,256	0,089	1,433	2,9	0,2	0,1
65	Бб	0,41	0,141	1,397	2,9	0,3	0,1
68	Бб	0,168	0,169	0,907	1,0	0,2	0,2
Среднее зн.	0,301	0,14575	1,001	2,1	0,3	0,1



5. Характеристика коллекторских свойств фаменско-турнейских отложений

5.1 Определение проницаемости по керну

Из фаменско-турнейских отложений взято для исследования 207 образцов керна из скв.57, 63-71, 78. Из них представительными для нефтенасыщенных частей пластов являются 50, по которым проведен расчет проницаемости.

Коллекторские свойства пород из нефтенасыщенной части пласта изменяются в небольшом диапазоне.

Среднее значение проницаемости 0,026 мкм² рассчитано по средним значениям проницаемости исследуемых скважин (№ 63, 64, 65, 66, 67, 70, 71, 79).

Коэффициенты вариации проницаемости - 1,13 свидетельствуют о неоднородности выбора представительных данных.

Распределение проницаемости нестабилизированное с общим максимумом в районе 0,005-0,05 мкм², дополнительно - в интервале 0,001-0,0025 мкм².

Коллекторы в турнейско-фаменском разрезе встречаются сравнительно редко, да и толщина проницаемых прослоев по данным ГИС составляет, как правило, небольшую часть от общей толщины продуктивного пласта (порядка 20-25%). Это кавернозно-пористые и пористо-кавернозные известняки в нижней части доломитистые, с вертикальными и секущими нефтяными трещинами.

Рис. 5.1.1 Графики зависимости пористости и газопроницаемости фаменско-турнейских отложений Шершневского месторождения

Рис.5.1.2 Сопоставление остаточной водонасыщенности (Ков) и газопроницаемости (Кпрг)



5.2 Определение проницаемости по ГИС

Геофизические исследования скважин Шершневского поднятия проведены стандартным комплексом. В исследуемом интервале в масштабе глубин 1:200 проведены методы радиоактивного каротажа (ГК, ННК-Т), кавернометрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой (БК), индукционный (ИК) и акустический (АК) каротаж.

Пористость проницаемых прослоев карбонатных пород фаменско-турнейских отложений определялась по данным метода ННК-Т с использованием кривой объемного влагосодержания.

Средние значения пористости и нефтенасыщенности, рассчитанные по 36 проницаемым прослоям в скв.63-68, 70, 71, соответственно равны 8,9% и 71,9%. В скв.63, 64, 65, 68 пористость коллекторов выше средней величины (9,2-12,1%).

В скв.64, 66, 68 нефтенасыщенность выше средней (79,6%-83,5%).

Проницаемость пластов Шершневского месторождения определялась по петрофизическим зависимостям “керн-керн” Кп = f(Кпрг):

Кп = 6,1917*Кпр^0,1913;R = 0,6347 (рис. 5.3.1)

В таблице 5.3.1 представлены средние значения проницаемости исследуемых скважин.

5.3 Определение проницаемости по ГДИ

Для анализа были использованы данные гидродинамических исследований скважин в процессе разведки и эксплуатации месторождения.

В результате анализа были получены средние значения гидродинамических свойств коллектора по продуктивному пласту Т-Фм. Среднее значение проницаемости рассчитывалось как средневзвешенная величина по площади залежи.

Для изучения характера изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта необходимо иметь информацию по всему разрезу нефтяной толщи. Однако не во всех скважинах разрез исследован на всю толщину. Так, в скважинах 65 и 67 было испытано менее половины толщины пласта. Для определения проницаемости всего разреза была построена соответствующая карта (рис. 5.3.1). По этой карте для скважины 65 принята проницаемость турне-фаменского пласта - 0,015 мкм², для скважины 67 - 0,025 мкм². В пределах залежи диапазон проницаемости колеблется от 0,004 до 0,097 мкм². Высокие значения данного параметра (более 0,050 мкм²) определены в западной части залежи (рис. 5.3.1). Максимальные значения параметров зафиксированы в скважинах, расположенных на границе кавернозно-порового и трещинного типов коллектора [7].

Особый интерес для проектирования представляют фильтрационные свойства турне-фаменского пласта в интервале глубин, непосредственно прилегающих к ВНК (-1910 м). Как показали результаты опробования этих интервалов при помощи пластоиспытателей в скважинах 57, 63, 65, 68 и 71 данная часть разреза имеет очень низкие фильтрационные свойства. Возможно, эти свойства способствовали развитию зон трещиноватости вблизи контура нефтеносности, которые были выделены в работе [7].

Среднее значение проницаемости, взвешенное по карте для всей залежи, равно 0,021 мкм².

В подподошвенной части залежи проницаемость коллектора определена при исследовании скважин 65 и 70 через колонну. Ее значения равны 0,001 и 0,014 мкм² соответственно.



Рис. 5.3.1 Схема изменения проницаемости. Шершневское месторождение. Пласт Т-Фм.



Таблица 5.3.1. Соотношение результатов определения проницаемости различными методами

№ скв.	Пласт	Проницаемость, мкм2	Соотношение
		по керну	по ГИС	по ГДИ	керн-ГИС	керн-ГДИ	ГИС-ГДИ
63	Т-Фм	0,0337	0,168	0,019	0,2	1,8	8,8
64	Т-Фм	0,0108	0,073	0,014	0,1	0,8	5,2
65	Т-Фм	0,0382	0,024	0,015	1,6	2,5	1,6
66	Т-Фм	0,00059	0,014	0,097	0,0	0,0	0,1
67	Т-Фм	0,056	0,015	0,025	3,7	2,2	0,6
70	Т-Фм	0,0074	0,001	0,006	7,4	1,2	0,2
71	Т-Фм	0,0056	0,006	0,025	0,9	0,2	0,2
79	Т-Фм	0,0541	0,007	0,016	7,7	3,4	0,4
Среднее значение	0,026	0,05	0,021	0,5	1,2	2,4



Заключение

Для выполнения работы была привлечена вся имеющаяся по состоянию на 01.06.2013 года геологическая и промысловая информация, данные по исследованию скважин и пластов, а также результаты лабораторных исследований свойств пластовых флюидов и керна.

Использованы усредненные данные по 4 скважинам бобриковских отложений Шершневского месторождения, где были проведены все виды исследований. Это разведочные скважины № 57, 64, 65, 68.

Проведенный анализ показывает, что значения проницаемости, полученные разными методами, имеют большие расхождения.

Данные лабораторных исследований являются наиболее точными, но их применение ограничено количеством образцов керна (отобран в единичных скважинах (разведочных), вынос керна <100%).

Наиболее близкими к лабораторным исследованиям керна являются значения, полученные при ГДИ. Данные геофизических исследований хуже сопоставимы с другими исследованиями (табл. 4). Проницаемость, определенная по промыслово-геофизическим методам (ГИС), имеет низкую достоверность.

Гидродинамические методы исследований имеют значительное преимущество перед лабораторными и геофизическими методами изучения пластов. Они позволяют давать количественную оценку интересующих нас свойств пласта непосредственно при исследовании скважин. По данным промысловых измерений можно рассчитать среднюю проницаемость пласта в районе скважины, а так же прослеживать динамику изменения параметров в процессе эксплуатации месторождения.

геологический месторождение нефтенасыщенность бобриковский

Список литературы

1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, ВНИИ, М., 1996.

2. Технологическая схема разработки Шершневского нефтяного месторождения. ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2002.

3. Дополнение к технологической схеме разработки Шершневского нефтяного месторождения, ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2003.

4. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Шершнёвского месторождения на основе геологической модели. ООО ПермНИПИнефть, 2005г.

5. Уточнение геологии Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) по данным бурения глубоких скважин на Белопашнинской площади: Отчет о НИР/ООО «ПермНИПИнефть»; Руководитель Б.М. Голубев - Пермь, 2002.

6. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов // Под ред. Б.В. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко / Калинин. Изд. ГКЗ, 1991.

7. Разработка методики комплексной интерпретации сейсмических геолого-геофизических исследований и акустических измерений для выявления высокопроницаемых трещинных зон в рифовых массивах и дифференцированной оценки сложнопостороенных коллекторов (на примере им. Архангельского и Шершневского месторождений)/ тема №1893/225. Исп. Некрасов А.С. Пермь - 2005 г.

8. Обязательный комплекс промысловых исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

9. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.-109-01.- Минэнерго РФ. М. 2002. - 75с

10. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91. - ВНИИ. М. 1991. - 540с.

11. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. РД 39 -3-593 -81. ВНИИ. 1982. - 180с.

12. Некрасов А.С. Комплексное изучение карбонатных коллекторов смешанного типа. Тема № 311-А, 2002 - 28с.

13. В.Н. Василевский, А.И. Петров «Оператор по исследованию скважин», Москва, Недра, 1983

14. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников «Петрофизика», Москва, Недра, 1991. - 368с.

Размещено на Allbest.ru

...