1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофи-зи-ческим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.
Визейский ярус: породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи-зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате-риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.
Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных ма-териалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа вы-деляются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонат-ность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Це-ментация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участ-ками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип це-мента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуще-ствляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.
Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве при-сутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществ-ляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известня-ками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и по-доль-ского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов до-ломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечива-нию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутст-вием исследований по керну с определением процентного содержания доломи-тов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для опреде-ления доломитизации - достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.
Таблица 2
Характеристика вытеснения нефти водой
Объект, продук-тивные пласты |
Прони-цае-мость, мкм2 |
Вяз-кость нефти, мПас |
Соде-ржание свя-занной воды, д.ед. |
Начальная нефтенасы-щенность, д.ед. |
Коэффи-циент остаточной нефтенасы-щенности, д.ед. |
Коэффи-ци-ент |
Относительная про-ницаемость, д.ед. |
||
для воды при оста-т нефтена-сыщ |
для нефти при оста-т водона-сыщен-ности |
||||||||
Визейский ярус (Апалихин-ское и Ельнико-вское под-нятия) |
0,776 |
16,3 |
0,104 |
0,896 |
0,351 |
0,608 |
0,0330 |
0,4367 |
|
Визейский ярус (Соколовс-кое под-нятие) |
0,856 |
16,3 |
0,101 |
0,899 |
0,348 |
0,613 |
0,0335 |
0,4403 |
Таблица 3
Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения
Месторожде-ние |
Возраст |
Продук-тивный пласт |
Прони-цаемость по газу, мкм2 |
Вязкость нефти, мПа•с |
Квт экс-пер., д.ед. |
Квт расч., д.ед. |
Отклоне-ние от Квт экс-пер., % |
|
Ельниковское |
C1v |
СII- CVI |
0,269 |
22,2 |
0,577 |
0,537 |
-7,0 |
|
0,0424 |
22,2 |
0,443 |
0,440 |
-0,7 |
||||
0,886 |
23,5 |
0,587 |
0,596 |
1,6 |
||||
0,877 |
21 |
0,587 |
0,601 |
2,5 |
||||
C1t |
C1t |
0,08 |
23 |
0,467 |
0,491 |
5,2 |
Таблица 4
Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным
Возраст |
Пласт |
Количество |
Диапазон изменения значения |
||
индекс Амотта-Гервея |
Краевой угол смачи-вания |
||||
С2pd |
1 |
0,265 |
74,6 |
||
С2ks |
К1, K2 |
3 |
0,096 ... 0,133 |
82,3 ... 84,5 |
|
K4 |
4 |
0,361 ... 0,765 |
40,1 ... 68,8 |
||
С1v |
CIV, CVI |
32 |
-0,033 ... 0,288 |
73,3 ... 91,9 |
|
CII, CIII |
12 |
-0,03 ... 0,089 |
84,9 ... 91,7 |
||
С1t |
С1t |
10 |
0,138 ... 0,227 |
76,9 ... 82,1 |
- 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
- 118. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пласта.
- РЕФЕРАТ
- _ 14. Оператор по гидравлическому разрыву пластов
- 1 Гидравлический разрыв пластов
- 23. Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- Гидравлический разрыв пласта