Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

дипломная работа

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

В разрезе нижневизейского горизонта прослежено три продуктивных пачки (А, Б, В), в каждом из которой выделены несколько пропластков.

Пачка А имеет почти повсеместное распространение, в районе скважин 13 и 18 коллекторы замещаются глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,94 (таблица 1.2). Общая толщина пачки составляет, в среднем, 9,8м, изменяясь от 0,8 до 17,6м. В пределах пачки выделяют до 6 пропластков, которые не выдержаны по площади. Коэффициент расчлененности составляет 2,6; коэффициент песчанистости - 0,50. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 8,2 м, составляя в среднем 4,3м.

Таблица 1.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов нижневизейского продуктивного горизонта

Пачка Б отделяется от вышележащей пачки А глинистым разделом, толщина которого изменяется от 4 до 20м. В пределах пачки выделяется, в основном, один пласт-коллектор, который иногда расчленяется на два пропластка. На северо-востоке, пласты-коллекторы замещены глинистыми породами. Коэффициент распространения равен 0,7. Общая толщина пачки небольшая и колеблется от 1 до 5,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет, в среднем, 2,6 м, изменяясь от 0.8 (скв. 8) до 4,6 м (скв.112). Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют соответственно 0.64 и 1.1.

Пачка В наиболее выдержанная по мощности, отделяется от вышезалегающей пачки Б небольшим глинистым пластом толщиной от 1,6 (скв. 108) до 6м (скважины 6, 113), коэффициент распространения её равен 0,97. В скважине 15 пласты-коллекторы замещены породами.

Таблица 1.3 - Характеристика толщин пластов нижневизейского продуктивного горизонта

Пачка

Толщина

Наименование

В пределах залежи

А

Общая

Средняя, м

9.8

Коэф. вариации, доли ед.

0.28

Интервал изменения, м

0.8-17.6

Эффективная

Средняя, м

4.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.21

Интервал изменения, м

0.8-8.2

Газонасыщенная

Средняя, м

4.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.21

Интервал изменения, м

0.8-8.2

Б

Общая

Средняя, м

2.9

Коэф. вариации, доли ед.

0.25

Интервал изменения, м

1.0-5.6

Эффективная

Средняя, м

2.6

Коэф. вариации, доли ед.

0.17

Интервал изменения, м

0.8-4.6

Газонасыщенная

Средняя, м

2.6

Коэф. вариации, доли ед.

0.17

Интервал изменения, м

0.8-4.6

В

Общая

Средняя, м

15.8

Коэф. вариации, доли ед.

0.09

Интервал изменения, м

1.8-22.6

Эффективная

Средняя, м

12.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.11

Интервал изменения, м

1.8-19.0

Газонасыщенная

Средняя, м

12.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.11

Интервал изменения, м

1.8-19.0

В целом по горизонту

Общая

Средняя, м

37.2

Коэф. вариации, доли ед.

0.06

Интервал изменения, м

17.6-47.2

Эффективная

Средняя, м

18.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.08

Интервал изменения, м

6.2-26.8

Газонасыщенная

Средняя, м

18.3

Коэф. вариации, доли ед.

0.08

Интервал изменения, м

6.2-26.8

Общая толщина пачки изменяется от 1.8 м (скв 7) до 22.6 м (скв 105), составляя в среднем 15.8 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв 7) до 19.0 м (скв 5) и в среднем составляет 12.3 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют 0.80 и 2.5, соответственно. Пачки А, Б, В между собой не сливаются, но толщины глинистых пластов, разделяющих пачки, не выдержаны по толщине и сложены аргиллитами плотными, тонкослоистыми, с вертикальными и наклонными трещинами, что говорит о возможной гидродинамической связи между пачками.

Общая толщина горизонта составляет, в среднем, 37.2 м (см. таблицу 1.3). Суммарные газонасыщенные толщины изменяются от 6.2 м (скв 7) до 26.8 м (скв 5), составляя в среднем 18.3 м.

Коэффициент расчлененности и песчанистости равны 5.6 и 0.50, соответственно.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов по данным ГИС

На площади Амангельды промышленные притоки газа получены из песчано-глинистых отложений подсоленосной толщи перми (Р1), карбонатно-терригенных отложений серпуховского (С1s) и песчаников нижневизейского (С1v1) и турнейского (С1t) ярусов нижнего карбона.

Коллекторы подсоленосных отложений перми представлены песчаниками средне- и мелкозернистыми, полимиктовыми, алевритистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, сцементированные в различной степени сульфатно-железисто-глинистым цементом. Как установлено в (21), по исследованиям кернов и данным опробования в подсоленосной толще пермских отложений развиты коллекторы порового и порово-трещинного типов.

Коллекторы нижневизейских отложений нижнего карбона по данным анализа кернов представлены песчаниками полевошпат-кварцевыми, с преобладанием кварца. Нижневизейский продуктивный горизонт по коллекторским свойствам, данным опробования и геофизическим характеристикам, подразделен на три пачки (А, Б и В).

Коллекторам каждой пачки свойственны свои структурно-текстурные особенности, различная степень сцементированности, глинистости. Цемент контактово- и неравномерно-поровый, глинистый, гидрослюдистый, участками кальцитовый. Карбонатность практически всего терригенного разреза низка, не превышает 0.10 д.ед. Коллекторы порового типа, что также установлено по данным изучения пустотного пространства в петрографических шлифах. В алевролитах, песчаниках пористых и аргиллитах отмечено присутствие микротрещин, выполненных кальцитом. От средне-верхневизейского подъяруса нижневизейский отделен пластом ангидрита толщиной 10-12м, являющимся верхним газоупорным пластом. Пачка В снизу ограничена пластом аргиллита толщиной 2.5-5м. Подстилающая толща до кровли яруса С1t представлена чередующимися песчаников глинистых пластами аргиллитов, углей, песчаников углистых.

Делись добром ;)