Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

дипломная работа

2.2 Характеристика нефте-газонасыщенных толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности с учетом данных по новым скважинам (ГИС, керн)

На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтеносность в дощанской свите среднеюрских отложений (прил.1,2), в разрезе которой выделяются пласты А, Б и В.

Скважины №№13 и 14, расположенные в северном блоке, изолированные от центрального блока тектоническим нарушением, ликвидированы по геологическим причинам, так как по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы.

Таблица 2.2.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности

Горизонт

Кол-во скважин, используемых для определения

Коэффициент песчанистости,

доли ед.

Коэффициент расчлененности,

доли ед.

Коэффициент

распростра-нения,

доли ед.

среднее значение

вариации

среднее значение

вариации

А

14

0.41

0.29

3.6

0.12

0.36

Б

16

0.59

0.12

3.6

0.12

0.87

В

13

0.57

0.15

5.2

0.21

0.58

Пласт А. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент распространения составляет 0.36, так как в 9-и скважинах пласт заглинизирован. Коэффициент песчанистости равен 0.41 (табл.2.2.1).

Общая толщина пласта А колеблется от 9 (скв. №3-N) до 72.2 (скв. №11) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3.7 м (скв. №2) до 13.2 м (скв. №116) и в среднем составляет 6.7 м (табл.2.2.2).

Пласт А опробован только лишь в одной скважине №2, а во вновь пробуренных скважинах опробования не производились. Продуктивные коллекторы по результатам исследования ГИС выделяются в скважинах №№11, 12, 116.

Пласт Б. Общая толщина пласта составляет в среднем 38.1 м при изменениях от 22.4 (скв. №3-N) до 68.8 (скв. №9) м. В скважинах №№10 и 13 пласт заглинизирован.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.5 м (скв. №3) до 16 м (скв. №7) и в среднем составляет 10.7 м (табл.2.2.2).

Коэффициент распространения пласта Б равен 0.87, коэффициент расчлененности составляет 3.6, коэффициент песчанистости - 0.59 (табл.2.2.1).

Таблица 2.2.2 - Характеристика толщин пластов-коллекторов

Гори-зонт

Пачка

Толщина

Наименование

Зона пласта

В целом по горизонту в пределах контура нефте носности

нефтяная

водо-нефтяная

А

Общая

Средняя, м

22.7

22.7

Коэф. вариации, доли ед

0.55

0.55

Интервал изменения, м

5.2-51.2

5.2-51.2

Эффек-

тивная

Средняя, м

6.2

6.2

Коэф. вариации, доли ед

0.34

0.34

Интервал изменения, м

3.7-13.2

3.7-13.2

Нефте-

насыще-

нная

Средняя, м

6.7

6.7

Коэф. вариации, доли ед

0.33

0.33

Интервал изменения, м

3.7-13.2

3.7-13.2

Б

Общая

Средняя, м

20.9

20.9

Коэф. вариации, доли ед

0.19

0.19

Интервал изменения, м

3-35.2

3-35.2

Эффек-

тивная

Средняя, м

10.8

10.8

Коэф. вариации, доли ед

0.20

0.20

Интервал изменения, м

2.5-16

2.5-16

Нефте-

насыще-

нная

Средняя, м

10.1

10.1

Коэф. вариации, доли ед

0.24

0.24

Интервал изменения, м

2.5-16

2.5-16

В

Общая

Средняя, м

26.5

26.5

Коэф. вариации, доли ед

0.38

0.38

Интервал изменения, м

2.3-49.8

2.3-49.8

Эффек-

тивная

Средняя, м

14.5

14.5

Коэф. вариации, доли ед

0.77

0.77

Интервал изменения. м

2.3-31.2

2.3-31.2

Нефте-

насыще - нная

Средняя, м

18.6

18.6

Коэф. вариации, доли ед

0.48

0.48

Интервал изменения, м

2.3-31.2

2.3-31.2

Пласт В. Толщина пласта В изменяется от 7 м (скв. №3-N) до 64.1 м (скв. №4) и в среднем составляет 44.7 м. Эффективная толщина изменяется от 2.3 м до 31.2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.3 м (скв. №11) до 31.2 м (скв. №12). Коэффициент распространения пластов равен 0.58. Коэффициент песчанистости по пласту составляет в среднем 0.57, коэффициент расчлененности 5.2 (табл.2.2.1).

Коэффициент пористости изменяется от 0.10 до 0.21 долей единиц, составляя в среднем 0.14 (табл.2.2.3).

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по ГИС, рассчитаны как средневзвешенные величины, а в целом по пласту - как среднеарифметические величины между средневзвешенными значениями в скважинах (табл.2.2.3).

Таблица 2.2.3 - Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов

Метод определения

Наименование

Пористость,

доли ед.

Нефтенасыщ., доли ед.

Проницаемость,

1*10-3, мкм2

пласт А

Лабораторные

Исследования

количество скважин

1

1

количество определений

7

7

среднее значение

0.168

0.022

коэффициент вариации

интервал изменений

0.115-0.213

0.0014-0.077

Геофизические

Исследования

количество скважин

4

4

-

количество определений

12

12

-

среднее значение

0.14

0.62

-

коэффициент вариации

0.01

0.03

-

интервал изменений

0.12-0.17

0.44-0.75

-

пласт Б

Лабораторные

Исследования

количество скважин

1

1

количество определений

15

15

среднее значение

0.164

0.0194

коэффициент вариации

интервал изменений

0.118-0.201

0.0011-0.075

Геофизические

Исследования

количество скважин

10

10

-

количество определений

36

36

-

среднее значение

0.14

0.66

-

коэффициент вариации

0.02

0.02

-

интервал изменений

0.10-0.188

0.45-.079

-

пласт В

Лабораторные

Исследования

количество скважин

-

количество определений

-

среднее значение

-

коэффициент вариации

-

интервал изменений

-

Геофизические

Исследования

количество скважин

4

4

-

количество определений

24

24

-

среднее значение

0.13

0.68

-

коэффициент вариации

0.017

0.009

-

интервал изменений

0.11-0.16

0.618-0.78

-

После составления проекта ПЭ с отбором керна пробурены скважины №№1, 8, 9, 10 [9-12] и 116. Из скважины №116 отобрано 36.1 м керна с глубины 1902-1911.5, 2014-2032.4 и 2210.3-2220 м при выносе керна от проходки 97%. Керн на исследовании. Из скважин №№1, 8, 9 и 10 вынос керна составил 111.07 м. Освещенность исследованным керном отложений, вскрытых скважинами №№1, 8, 9, 10 представлена в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4 - Освещенность керном по скважинам месторождения Северный Нуралы

скважины

Глубина отбора керна, м

Вынос, м

Горизонт

Кол-во исследованных

образцов (по Кп)

верх

низ

1

2265

2265.6

0.6

"PZ-PT”

3

8

2515

2534

19

"PZ-PT”

93

9

2173.65

2237.6

63.97

J2d ”Б” (2160.4-2185 м)

190

J2d "В" (2203.9-2255.7 м)

10

2214

2241.5

27.5

J2d "В" до 2224.4 м

85

Всего

111.07

371

Исследования керна проводились в лаборатории Core Laboratories LLP. Выполнено фотографирование среза керна в дневном и в ультрафиолетовом свете, петрографическое изучение, определены состав пород, плотность зерен, пористость, газопроницаемость, выполнено краткое описание исследованных образцов.

Для измерения объема зерен использовали прибор Ultrapore 300TM, принцип действия которого основан на применении закона Бойля. Пористость рассчитана, исходя из объема образца и объема пор (Vпор=Vобр-Vзерен). Объем образца определен методом погружения в ртуть. Плотность зерен рассчитана по весу сухого образца и объема зерен.

Проницаемость пород для азота определена с помощью автоматического прибора для измерения проницаемости, при использовании кернодержателя Хесслера, при давлении 2.76 МПа и соответствии потока газа закону Дарси. Минералогический состав пород изучен методом рентгеноструктурной дифракции. Вид исследований и количество выполненных определений по скважинам представлены в таблице 2.2.5

Таблица 2.2.5 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10

Вид исследования

Количество определений

Всего

№1

№8

№9

№10

Фото среза керна, м

0.45

27.5

27.95

Петрографическое изучение, шлиф

1

23

44

27

95

Минеральный состав пород (XRD)

2

45

82

129

Стандартный комплекс

Плотность зерен

3

94

191

85

373

Пористость (при действии Р=2.76 МПа)

3

93

190

85

371

Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) паралл. /перпенд.

3

70/17

149/28

69

291/45

Для продуктивных отложений вид исследований и количество выполненных определений представлены в таблице 2.2.6.

Таблица 2.2.6 - Вид и количество исследований, выполненных по керну из продуктивных отложений

Вид исследования

Количество определений

"Б”

"В”

"PZ-PT”

всего

Фото среза керна, м

9.7 (скв. №10)

0.45 (скв. №1)

10.15

Петрографическое изучение, шлиф

13 (скв.9)

28 (скв.9, №10)

1 (скв. №1)

42

Минеральный состав пород (XRD).

26 (скв.9)

44 (скв. №9)

2 (скв. №1)

72

Стандартный комплекс

Плотность зерен

55 (скв. №9)

140 (скв. №№9,10)

3 (скв. №1)

198

Пористость (при действии Р=2.76 МПа)

55 (скв. №9)

140 (скв. №№9,10)

3 (скв. №1)

198

Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) паралл.

44 (скв. №9)

112 (скв. №№9,10)

3 (скв. №1)

159

Проницаемость для газа (Р=2.76 МПа) перпенд.

7 (скв. №9)

16 (скв. №9)

23

Отложения, вскрытые скважиной №8 на глубине 2516-2533.7 м ("PZ-PT”), представлены песчаниками светло-серыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо и очень хорошо сцементированными, алевритистыми, слоистыми, от грубозернистых в нижней части до мелкозернистых в верхней части циклов осадконакопления.

Отложения продуктивного пласта Б представлены 56 исследованными образцами пород из скважины №9. На глубине 2173.6-2174.15 и 2181.1-2182.7 м отложения представлены аргиллитами почти черными, очень хорошо сцементированными, алевритистыми, иногда песчанистыми, слоистыми, с закрытыми трещинами.

Отложения на глубине 2174.15-2176.90 м и 2182.7-2184.3 м, представлены песчаниками светло-серыми, разнозернистыми и среднезернистыми, средне и хорошо отсортированными, хорошо сцементированными, иногда содержащими каверны. На глубине 2176.9-2181.1 м прослой алевролита светло-серого, хорошо отсортированного, хорошо сцементированного.

Емкостно-фильтрационные свойства исследованных литологических разностей пласта Б представлены в таблице 2.2.7.

Таблица 2.2.7 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта "Б”

скв.

Тип пород

Количество опреде-лений

Пористость, д. ед.

Проницаемость,

1*10-3 мкм2

Плотность зерен,

1*10-3 кг/м3

Диапазон / среднее значение

9

Аргиллит

10

0.032-0.123/0.049

0.004-0.267/ 0.068

2.66-2.71/2.69 (без 2.89)

Алевролит

13

0.042-0.075/0.061

0.003-0.081/ 0.023

2.63-2.72/2.68 (без 2.81)

Песчаник

20

0.066-0.246/ 0.128

0.009-3467/350.8

2.64-2.69/2.66 (без 2.83)

Песчаник c содержанием кальцита

10

0.02-0.22/ 0.16

0.018-3435/ 808.7

2.63-2.66/ 2.65

Отложения продуктивного пласта В представлены керном из скважин №№9 и 10. Породы из скважины №9, представлены песчаниками светло-серыми, светло-зеленовато-серыми, на глубине 2220-2228 м и 2235-2239 м мелкозернистыми, хорошо сцементированными, алевритистыми, часто отмечается присутствие битума.

Песчаники с глубины 2228-2235 м светло-серые, среднезернистые, хорошо отсортированные, хорошо сцементированные, часто содержат кальцит, с прослоями битуминозных песчаников (2228-2230 м, 2230.5-2231.5 м).

Породы из скважины №10 представлены песчаниками светло-оливковыми, мелко-тонкозернистыми, редко среднезернистыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо сцементированными. В подчиненном значении содержатся конгломераты светло-оливковые, мелкообломочные, хорошо сцементированные.

Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В представлены в таблице 2.2.8.

Таблица 2.2.8 - Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В

скв.

Тип пород

Количество определений

Пористость, д. ед.

Проницаемость

1*10-3 мкм2

Плотностьзерен,

1*10-3, кг/м3

Диапазон / среднее значение

№9

Песчаники

102

0.07-0.24/0.12

0.007-16/0.60

2.59-2.72/2.64

№10

Песчаники

29

0.05-0.16/0.10

0.005-157.8/8.742

2.64-2.71/2.66

Аргиллит

4

0.04-0.07/0.05

-

2.65-2.79/2.71

Конгломерат

5

0.07-0.11/0.09

0.203-0.836/0.561

2.66-2.68/2.67

№№9,10

Всего для песчаников

131

0.05-0.24/0.12

0.005-157.8/2.57

2.59-2.79/2.64

Отложения продуктивного горизонта "PZ-PT" представлены 0.45 м керна из скважины №1. Это осадочные метаморфизованные породы серо-голубого цвета, крепко сцементированные, очень твердые, не карбонатные. Свойства этих пород представлены в таблице 2.2.9.

Таблица 2.2.9 - Емкостно-фильтрационные свойства продуктивных отложений "PZ-PT”

скв.

Количество определений

Пористость, д. ед.

Проницаемость

1*10-3 мкм2

Плотность зерен,

1*10-3, кг/м3

Диапазон/ среднее значение

№1

3

0.003-0.005/0.004

0.818-1.312/1.012

2.64-2.69/2.69

Результаты петрографического изучения песчаных пород из скважин №№1, 8, 9 представлены в таблице 2.2.10.

Таблица 2.2.10 - Средние значения содержания минералов в песчаных разностях по скважинам и пластам

Отложения

Количество определений

Содержание, % от площади шлифа

Кварц

Полевой шпат

Литологические фрагменты

Слюда

Межзерновые глины

Обломочная матрица/ Карбонатный материал

Диагенетические

минералы

Акцессорные

минералы

"PZ-PT”, скв. №1

1

38

25

14

23*

пласт "Б”,

скв. №9

10

52

3

15

2

17

3

8

пласт "В”,

скв. №9

23

40

31

7

6

7

9

скв. №8

19

44

15

25

4

6

6

*-кремний, карбонаты, глины и непрозрачные - соответственно 2, 5, 14, 2%

Минералогический состав пород продуктивных пластов и песчаников из скважины №8 представлен в таблице 2.2.11.

Таблица 2.2.11 - Минералогический состав пород, определенный методом XRD

Отложения

Литотип пород

Кол-во опре-деле-ний

Содержание минералов, % от массы породы

Содержание глинистых минералов, % от массы глин

Кварц

Калишпат

Плагиоклаз

Кальцит

Сидерит

Сумма глин

Каолинит

Хлорит

бертьерин

Иллит

Иллит-смектит

"PZ-PT" скв. №1

2

38.2

13.3

9.0

1.5

38.0

45.5

16.5

34.5

3.5

пласт "Б”

скв. №9

аргиллит

7

39.7

1.1

2.6

0.1

56.4

26.6

4.0

15.7

53.7

алевролит

8

52.6

2.3

2.4

0.3

42.5

35.5

2.4

3.6

58.5

песчаник

11

85.8

1.5

0.3

0.1

12.3

44.5

1.3

14.5

41.0

пласт "В" скв. №9

песчаник

44

49.0

22.6

0.0

1.0

27.3

60.5

0.5

9.7

28.8

"PZ-PT" скв. №8

песчаник

45

59.0

13.0

0.0

1.8

26.3

0.3

6.0

64.0

29.6

Для песчаников пласта Б суммарное содержание глинистых минералов составляет в среднем 12.3 % (здесь и далее весовые %). Глинистые минералы представлены каолинитом (45% от суммарного содержания глин), иллитом (41 %), бертьерином (14.5 %) и хлоритом (1.3 %).

Песчаники пласта В характеризуются содержанием глинистых минералов в среднем 27.3 %. В составе глинистых минералах преобладает каолинит (61 %), содержатся иллит (28.8 %), бертьерин (10 %) и хлорит (1 %). Содержание глинистых минералов для песчаников из скважины №8 составляет в среднем 26.3 %. В составе глинистых минералах преобладает иллит (64 %), содержатся хлорит (6 %), каолинит (0.3 %) и иллит-смектит (29.6 %).

Наличие иллит-смектита, а также низкое содержание каолинита и отсутствие бертьерина, отличает песчаники из скважины №8 с глубины 2515-2434 м от песчаников продуктивных пластов.

Метаморфизованные породы (2 образца из скважины №1) отличаются от вышезалегающих осадочных пород повышенным содержанием хлорита, составляющим 16.5 %, тогда как песчаные породы из скважины №8 (2515-2434 м) содержат хлорита 6 %, а песчаные породы продуктивных пластов около 1 %.

Таким образом, за отчетный период изученность продуктивных отложений изменилась за счет исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10, представляющему отложения фундамента и пластов Б и В. Определены плотность зерен, пористость, проницаемость, выполнено литолого-петрографическое изучение и определение минералогического состава.

Характеристика продуктивного горизонта

В предыдущих работах продуктивные коллекторы пластов Б и В были объединены в единую залежь с общим водонефтяным контактом и приуроченную к одному блоку [1]. На данном этапе изученности, в результате переинтерпретации сейсмических материалов с учетом фактических данных по вновь пробуренным скважинам, выявилась блоковая структура месторождения, где продуктивная залежь разделена тектоническими нарушениями на западный и центральный блоки.

Выделенные по ГИС коллекторы в пласте А не имеют промышленного значения. Возможно в дальнейшем, при разбуривании месторождения, могут быть получены данные, свидетельствующие о том, что к пластам А, Б и В приурочены отдельные залежи с самостоятельными уровнями ВНК.

На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений (Б+В) [1].

Продуктивность пласта Б подтверждена опробованием в 3-х вновь пробуренных скважинах. В результате опробования из скважины №11 был получен слабый приток нефти. В скважине №12 опробование проводилось в пластах Б и В совместно, в результате которого был получен фонтан нефти. При опробовании скважины №133 из интервала 2172-2180 м получена нефть дебитом 1.12 м3/сут.

В результате опробования пласта В из скважин №№11, 12, 116 был получен приток нефти. При опробовании скважины №116 из интервала 2007-2050 м получен приток нефти дебитом 65 м3/сут.

ВНК для пластов Б и В, приуроченных к центральному блоку, остается без изменений, как было принято в работе [1] на отметке минус 2125 м, так как вновь пробуренные скважины, вскрывшие продуктивные горизонты, расположены в чисто нефтяной зоне и не располагают данными, уточняющими ВНК (прил.3).

Для залежи западного блока ВНК принят условно на отметке минус 2074 м по подошве продуктивного коллектора в скважине №1, в которой при опробовании из интервалов 2210-2217 м, 2229-2234 м был получен фонтанный приток нефти с дебитом 12.37 м3/сут. В разрезе скважин №№1, 11, расположенных в западном блоке, по результатам ГИС водонасыщенных коллекторов не выделено (прил.3).

Делись добром ;)