Геолого-физическая характеристика месторождения
По тектоническому строению Ельниковское месторождение является ти-пичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Ки-нельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно боль-шой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд неболь-ших под-нятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охваты-вает практически всю приподнятую зону.
Структурное строение месторождения и прилегающей территории наи-бо-лее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского го-ризонта в пределах изогипсы минус 280м. Ельниковское месторождение пред-ставляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20м. В структурном плане на месторо-ждении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельни-ковское, Апа-лихинское.
Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изо-гипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.
Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших струк-тур, разделенных узкими прогибами на три зоны.
В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных пла-нов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям (рис. 2).
Сводный литолого-стратиграфический разрез
Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собст-венно, Ельниковским, Апалихинским и Соколовским, причем следует отметить, что границей Ельниковского и Апалихинского поднятий служит не резко вы-раженный прогиб. На общем фоне поднятий выделяется целый ряд осложняю-щих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона. Все поднятия имеют тектоно_седиментационное происхож-дение, как уже говорилось выше, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско-франско-фаменского возраста.
В отложениях терригенной пачки нижнего карбона отмечается наличие большого количества врезов, в связи, с чем по скважинным данным отмечается резкое несоответствие по толщине структурных этажей в разрезе рядом стоя-щих скважин. Эрозионному разрушению подвергались карбонатные породы, подстилающие визейские терригенные отложения. Ширина врезов составляет 150-500 м, длина - несколько километров.
Врезы выполнены терригенными породами визейского возраста, которые облегают их борта. Как правило, нумерация пластов аргиллитов и песчаников во врезе и во вне его одинакова, но толщина пластов во врезе значительно воз-растает, и увеличение толщины тем больше, чем глубже залегает пласт. Из по-род визейского возраста, которые встречаются только во врезах и отсутствуют на прилегающих участках, следует отметить угленосные отложения, залегаю-щие в подошве терригенной пачки (пласта С-VI).
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля-ются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения
горизонтальный 1:25000
Геологический профиль Ельниковского месторожденияМасштаб --------------------------------
вертикальный 1:25000
Рис.3
42
яс-нопо-лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонат-ные отло-жения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Общие, по месторождению, геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в табл. 1.
Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют довольно слож-ное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобри-ковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.
Однако на территории Удмуртии в визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний в объеме окского над-горизонта. На территории Удмуртии кожимский надгоризонт представлен косьвинским, радаевским и бобриковским горизонтами. Ранее интерпретируе-мый в подсчете запасов нефти Малиновский надгоризонт отсутствует. Окский надгоризонт состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов, которые сложены пачками песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями каменных углей. В основании алексинского горизонта прослеживается пачка терригенных пород, которая не выдержана по толщине, распространены литологические замещения. Залежи нефти контролируются структурами тектоно-седиментационного и седиментационного генезиса, обле-кающие органогенные постройки франско-фаменско- турнейского возраста и в плане совпадающие с останцами карбонатных пород турнейского яруса.
Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаев-ского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского над-горизонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV).
Таблица 1
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Параметры |
Поднятия |
|||
Соколовское |
Ельниковское |
Апалихинское |
||
Средняя глубина залегания, м. |
1380 |
1380 |
1380 |
|
Тип залежи |
пласт. |
пласт. |
пласт. |
|
Тип кллектора |
терригенный |
терригенный |
терригенный |
|
Площадь нефтеносности, тыс.м? |
39014 |
21923 |
22094 |
|
Средняя общяя толщина, м. |
32,7 |
32,6 |
25 |
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м. |
4,3 |
4,9 |
3,6 |
|
Пористость, % |
20,4 |
21 |
19,4 |
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед. |
0,79 |
0,86 |
0,73 |
|
Проницаемость, мкм? |
0,315 |
0,415 |
0,445 |
|
Коэффициент песчанистости, д. ед. |
0,67 |
0,68 |
0,54 |
|
Коэффициент расчлененности, д. ед. |
5,1 |
4,3 |
3,8 |
|
Начальная пластовая температура, ?С |
29 |
29 |
29 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
12,6 |
13,9 |
13,2 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
16,3 |
17,2 |
20 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м? |
0,879 |
0,897 |
0,886 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м. |
-1198 |
-1198 |
-1198 |
|
Объёмный коэффициент нефти, д. ед. |
1,033 |
1,032 |
1,03 |
|
Содержание серы в нефти, % |
2,33 |
2,48 |
2,66 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
4,21 |
4,32 |
4,45 |
|
Давление насыщения нефти газом, мПа·с |
7,1 |
8,95 |
7,23 |
|
Газосодержание нефти, м?/т |
13,4 |
15,42 |
12,35 |
|
Содержание стабильного конденсата, г/см? |
- |
- |
- |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м? |
1,117 |
1,117 |
1,117 |
|
Средняя продуктивность, м?/сут. МПа |
1,17 |
1,17 |
1,17 |
Пласты визейской залежи отличаются значительной неоднородностью как по вертикали, так и по латерали и нередко сливаются, образуя единую песчано-алевролитовую пачку, к которой приурочены основные запасы нефти Ельни-ковского месторождения. Региональной покрышкой для толщи являются пачки аргиллитов и плотных известняков верхней части тульского горизонта.
Нефтеносность пластов С-VII и С-VIII вскрыта единичными скважинами.
Пласт СVI+VII+VIII залегает в отложениях бобриковского, радаевского и косьвинского горизонтов, литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию и имеет линзовидное строение. Общая толщина пласта в пределах месторождения изменяется в пределах 1,4- 44,0 м, эффективная - 0,5- 28,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 0,6-22,0 м.
Нефтеносность месторождения определена по керну, материалам ГИС, опробованию и эксплуатации скважин. Пласт раздельно не испытан и нахо-дится в совместной эксплуатации с пластами С-II-C-V. Наибольшее распро-странение и толщины пласт имеет в пределах Ельниковского и Соколовского поднятий, в пределах Апалихинского купола развиты единичные линзы коллек-тора. По разрезу по материалам ГИС в пласте С-VI четко прослеживаются два -три продуктивных пропластка, которые, в свою очередь, состоят из 2 - 6 более мелких линз толщиной от 0,4 до 1,2 м, чаще всего не коррелируемых друг с другом даже по соседним скважинам. Пропластки разделены перемычками, сложенными аргиллитами, толщина перемычек составляет 0,0-5,6 м. Местами пропластки имеют окна слияния.
Уровень ВНК установлен по материалам ГИС и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.
Коэффициент песчанистости для пласта С-VI в целом по месторождению составляет 0,38, изменяясь по поднятиям от 0,31 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие), коэффициент расчлененности в среднем равен 2,8 , изменяясь от 1,94 (Апалихинское поднятие) до 4,89 (Ельниковское подня-тие).
Коэффициент пористости по поднятиям изменяется от 0,14 д.ед. до 0,20 д.ед., в среднем по месторождению составляя 0,19 (ГИС). Следует отметить, что керн по пласту С-VI отобран лишь в одной скважине Ельниковского подня-тия. Среднее значение коэффициента пористости по 15 образцам составляет 0,24 д.ед..
Проницаемость пласта С- VI+VII+VIII определена по керну только для Ельни-ковского поднятия по одной скважине и составляет 0,067 мкм2.
Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта. Перемычки между пластами СV -СVI, практически отсутствуют, что говорит о наличии гидродина-мической связи между ними.
Пласт С-V развит повсеместно и также же как и пласт С-VI литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию, имеет линзовидное строе-ние. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами. Причем, на Соколовском поднятии пласт представлен 1-3 пропласт-ками, на Ельниковском и Апалихинском - 1-2 пропластками. Общая толщина пласта составляет 2,4 - 23,1 м, в среднем составляя 4,2 м. Эф-фективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м на Апалихинском поднятии до 2,5 на Соколовском поднятии, в среднем по месторождению со-ставляет 1,9 м.
Коэффициент расчлененности по поднятиям изменяется в широких преде-лах: 2,11 - на Соколовском, 1,67 - на Ельниковском, 1,39 - на Апалихинском. Наименее расчленен пласт С-V на Апалихинском поднятии. Практически во всех скважинах он представлен одним или двумя пропластками. Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55), что говорит о его более высокой однородности по площади, по сравнению с пластом С-VI.
По результатам исследований керна коэффициент пористости по подня-тиям изменяется от 0,20 д.ед. (Соколовское и Ельниковское поднятия) до 0,23 д.ед. (Апалихинское поднятие), по результатам интерпретации ГИС коэффици-ент пористости варьирует от 0,19 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 0,20 (Ельниковское поднятие).
Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам варьируют в широких пределах: от 0,013 мкм2 до 3,550 мкм2.
Уровень ВНК залежей нефти пласта С-V при пересчете запасов принят по результатам интерпретации материалов ГИС, опробования скважин и данных эксплуатации на абсолютных отметках минус 1193,2 - 1205 м.
Пласт C-IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгори-зонта. Пласт повсеместно имеет окна слияния с пластом С-V, особенно это ха-рактерно для Ельниковского и Апалихинского поднятий, где лишь в отдельных скважинах толщина перемычки не превышает 4,0-8,0 м. На Соколовском под-нятии перемычка между пластами распространена повсеместно, и ее толщина в отдельных скважинах достигает 15 м.
Пласт С-IV характеризуется фациальной неоднородностью, имеет много-численные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности. На Соколовском поднятии в 44% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами, на Ельников-ском и Апалихинском поднятиях в - 81% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами.
Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,8 м на Соколовском до 1,4 м на Ельниковском поднятии и 1,65 м на Апалихинском, в среднем составляя 1,74 м.
Коэффициент песчанистости в среднем по месторождению равен 0,32, варьируя по поднятиям от 0,3 (Соколовское поднятие), до 0,35 (Ельниковское и Апалихинское поднятия). Коэффициент расчлененности при этом колеблется от 1,6 (Ельниковское поднятие) до 1,7 (Соколовское поднятие). Коэффициент по-ристости по керну определен лишь на Соколовском и Ельниковском поднятиях и равен, соответственно, 0,22 д.ед. и 0,19 д.ед. По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед., проницаемость определена по керну и изменяется от 0,193 мкм2до 0,416 мкм2. Следует отметить, что керн отобран лишь в пяти скважинах на Соколовском поднятии и в двух скважинах на Ельниковском поднятии.
При пересчете запасов нефти для пласта С-IV, согласно материалам ГИС, опробования и эксплуатации скважин, принят уровень ВНК, гипсометрически залегающий на абсолютной отметке минус 1198,0 м. Хотя в отдельных сква-жинах по данным ГИС уровень ВНК отмечен как на более высоких, так и более низких отметках.
Пласт C-III как и пласт C-V имеет наибольшее распространение коллек-торов как по площади, так и по разрезу. Толщина перемычек между пластами С-III и C-IV изменяется от 0,0 м, достигая 12,0 м в отдельных скважинах.
Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м. Эффективная нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ель-никовском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м. Коэффициент песчанистости по пласту С-III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).
Пласт С-III достаточно однороден как по площади, так и по разрезу, пласт коллектор представлен одним - четырьмя пропластками, лишь в отдельных скважинах - шестью - восьмью пропластками. Коэффициент расчлененности для поднятий варьирует от 1,22 (Апалихинское поднятие) до 1,5 (Соколовское поднятие).
Коэффициент пористости по материалам ГИС на поднятиях изменяется от 0,19 до 0,20, в среднем по месторождению составляя 0,19, по данным керна ко-эффициент пористости изменяется от 0,19 (Апалихинское поднятие) до 0,24 (Соколовское поднятие), в среднем по месторождению соствляя 0,21. Прони-цаемость определена по керну и варьирует по поднятиям от 0,310 мкм2 до 0,522 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности коллектора по керну определен лишь на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, причем образцы исследованы по керну, отобранному из четырех скважин, коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах 0,79 - 0,84; по данным ГИС коэффициент нефтенасы-щенности изменяется а пределах 0,7 - 0,77.
При пересчете запасов нефти уровень ВНК обоснован по данным ГИС, оп-робованию и эксплуатации скважин единым для всех залежей, гипсометриче-ски залегающим на абсолютной отметке минус 1198,0м. Пласт С-III в большинстве скважин опробован отдельно, но разрабатывается совместно с пластами С-II-C-VI. Пласты C-III, C-IV, С-V, С-VI практически по всей площади месторождения имеют окна слияния, образуя единую гидроди-намическую систему.
Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта С-III пачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м. Залежи нефти пласта С-II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.
Общая толщина пласта изменяется от 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие). Эффективная нефтенасыщенная толщина изме-няется от от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.
Коэффициент песчанистости пласта С-II в среднем по месторождению из-меняется от 0,3 (Соколовское поднятие) до 0,53 (Апалихинское поднятие). Ко-эффициент расчлененности по поднятиям месторождения колеблется от 1,0 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 1,4 (Ельниковское поднятие).
Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед.; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17. Проницаемость определена по керну и изме-няется в широких пределах: от 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) до 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие). Коэффициент нефтенасыщенности по керну оп-ределен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91; по результатам интерпретации ГИС коэффициент нефтенасыщенности колеблется в пределах от 0,61 (Соколовское поднятие) до 0,69 (Апалихинское поднятие), по месторо-ждению в целом составляя 0,62.
Для пласта С-II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м. В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину от 25,0 м до 119,2 м, в среднем составляя 31,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.
Коэффициент песчанистости в целом по визейской залежи варьирует от 0,54 (Апалихинское поднятие) до 0,679 (Ельниковское поднятие), в среднем по месторождению коэффициент песчанистости визейской залежи равен 0,629. Коэффициент расчлененности по поднятиям колеблется в пределах 3,8 - 5,1, в среднем составляя 4,6. Коэффициент пористости в среднем по визейским зале-жам равен 0,20; проницаемость по керну составила 0,488 мкм2; по результатам ГДИ скважин - 0,396 мкм2. Начальные дебиты варьировали в достаточно широ-ком диапазоне, колебания по отдельным скважинам составляли 2,8 - 70,0 м3/сут. /1/.
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- 1.1. Общие сведения о месторождении
- Геолого-физическая характеристика месторождения
- 1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
- 1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- 1.5. Запасы нефти и газа
- 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
- 2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
- 2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
- 2.4. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения
- 20. Анализ эффективности гидравлических разрывов пласта с целью интенсификации добычи нефти на _______________ месторождении.
- 4. Оценка эффективности гидравлического разрыва пластов
- Гидравлический разрыв пласта
- Гидравлический разрыв пласта
- 118. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пласта.
- _ 14. Оператор по гидравлическому разрыву пластов
- РЕФЕРАТ
- 23. Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- 1 Гидравлический разрыв пластов