Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

курсовая работа

1.3 Коллекторские свойства пласта

Для физико-литологической характеристики коллекторов продуктивных отложений были использованы макроописания образцов Мордовоозерского месторождения, петрографическое описание шлифов, результаты минералогического анализа и исследований керна.

Бобриковскиий горизонт визейского яруса (пласты Б2, Б1).

Выделяемые в составе бобриковского горизонта пласты Б2 и Б1 имеют сходную литологическую характеристику.

Сложены продуктивные отложения различными песчаниками, преимущественно мелко- и среднезернистыми, часто с примесью крупнопесчаной и гравелитовой фракции. Песчаники часто очень рыхлые, рассланцованные, с редкими аргиллитовыми прослойками. Карбонатный цемент в них отсутствует совсем, а содержание глинистого цемента составляет от 2 до 7,5%. При экстрагировании, даже в керосине, наиболее пористые разности распадаются полностью, очевидно, битум и густая окисленная нефть играет в них роль цементирующего материала. По цвету песчанки бурые, черные и равномерно нефтенасыщенные. Петрографическое изучение этих песчаников позволяет отнести их к классу чисто кварцевых песчаников.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б2 в среднем составляют: пористость - 37,0%, проницаемость - 3067.4 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 88%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 22,1% и 79,1%.

Коллекторские свойства отложений пласта Б1 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 32,0%, проницаемость - 1088.5 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 84%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 21,9% и 83,7%.

Тульский горизонт визейский ярус (пласт Б0). Породы тульского горизонта представлены слабо карбонатными сильно алевритистыми мелкозернистыми песчаниками.

Таблица №2 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Пласт

Вид исследования

Наименование

Параметры

Проницаемость, мкм2*10-3

Пористость, доли ед.

Нефтенасыщенность, доли ед.

А2

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

4

4

4

Количество определений. Шт

46

62

42

Среднее значение

447.5

0.168

0.79

Коэффициент вариации. доли ед.

1.535

0.203

0.118

Интервал изменения

7.3-2653.9

0.095-0.258

0.505-0.989

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

27

27

Количество определений. Шт

111

111

Среднее значение

0.185

0.694

Коэффициент вариации. доли ед.

0.241

0.129

Интервал изменения

0.095-0.27

0.50-0.89

Гидродинамические исследования скважин, А2+А3

Количество скважин

Количество определений. Шт

5

Среднее значение

448

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

49 - 1111

А3

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

3

3

3

Количество определений. Шт

45

55

53

Среднее значение

98.0

0.151

0.753

Коэффициент вариации. доли ед.

1.460

0.204

0.132

Интервал изменения

3.1-762

0.095-0.20

0.48-0.89

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

27

27

Количество определений. Шт

85

85

Среднее значение

0.174

0.655

Коэффициент вариации. доли ед.

0.236

0.118

Интервал изменения

0.098-0.25

0.46-0.81

А4

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

2

2

Количество определений. Шт

59

69

56

Среднее значение

353.1

0.158

0.805

Коэффициент вариации. доли ед.

1.323

0.375

0.151

Интервал изменения

0.4-2369.2

0.095-0.28

0.42-0.94

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

26

26

Количество определений. Шт

300

277

Среднее значение

0.179

0.76

Коэффициент вариации. доли ед.

0.282

0.113

Интервал изменения

0.095-0.28

0.50-0.93

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин

Количество определений. Шт

3

Среднее значение

107.4

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

45 - 220

Пласт

Вид исследования

Наименование

Параметры

Проницаемость, мкм2*10-3

Пористость, доли ед.

Нефтенасыщенность, доли ед.

Б0

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

1

2

2

Количество определений. Шт

6

11

14

Среднее значение

375.9

0.286

0.70

Коэффициент вариации. доли ед.

1.240

0.232

0.137

Интервал изменения

9.35-1264.0

0.18-0.39

0.56-0.87

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

8

8

Количество определений. Шт

14

14

Среднее значение

0.23

0.868

Коэффициент вариации. доли ед.

0.119

0.106

Интервал изменения

0.175-0.27

0.67-0.97

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин

Количество определений. Шт

3

Среднее значение

765.3

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

92 - 2054

Б1

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

3

3

Количество определений. Шт

4

9

6

Среднее значение

1088.5

0.32

0.84

Коэффициент вариации. доли ед.

0.956

0.200

0.101

Интервал изменения

197.6-2196.9

0.25-0.41

0.73-0.94

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

14

14

Количество определений. Шт

19

16

Среднее значение

0.219

0.837

Коэффициент вариации. доли ед.

0.130

0.104

Интервал изменения

0.175-0.25

0.70-0.95

Б2

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

3

3

Количество определений. Шт

22

30

26

Среднее значение

3067.4

0.37

0.88

Коэффициент вариации. доли ед.

0.551

0.159

0.087

Интервал изменения

127.0-5808

0.20-0.44

0.68-0.96

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

17

17

Количество определений. Шт

81

25

Среднее значение

0.221

0.791

Коэффициент вариации. доли ед.

0.116

0.136

Интервал изменения

0.175-0.27

0.50-0.92

Обломочная часть песчаников представлена кварцем (75-93%) и калиевым полевым шпатом (1-12%). Содержание глинистых минералов невелико - от 3 до 6%. В глинистых алевролитах - до 16%. Глинистые минералы представлены исключительно одним каолинитом. Кроме глинистого в образцах присутствует карбонатный цемент, содержание которого не превышает 13% и который имеет чисто кальцитовый состав.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б0 в среднем составляют: пористость - 28,6%, проницаемость - 375,9 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 70% (табл. 2.3.2, 3.2.1.1). По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 23,0% и 86,8%.

Башкирский ярус (пласт А4).

Отложения башкирского яруса представлены только одним литологическим типом - известняками.

Основная часть известняков сложена практически одним кальцитом. Встречается небольшое количество образцов с заметным содержанием доломита (до 27-36%). Характерно также присутствие ангидрита, содержание которого достигает 28%. В примесном количестве в некоторых образцах присутствует тонко алевритовая и глинистая примесь, суммарное содержание которых не превышает 6-8%.

Известняки представляют собой различные генетические типы. Собственно органогенно-детритовых не так много. Чаще встречаются комбинированные разновидности органогенно-хемогенного типа, в которых обломки карбонатных раковин различных классов организмов сцементированы хемогенным карбонатным материалом. Встречаются также пеллетовые известняки и чисто хемогенные (мелко- и среднезернистые), которые часто обогащены ангидритом. Реже отмечаются оолитовые известняки. В известняках довольно редко встречается рассеянный и агрегированный пирит, содержание которого иногда достигает 1%.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А4 в среднем составляют: пористость - 15,8%, проницаемость - 353,1 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 80,5%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,9% и 76,0%.

Московский ярус верейский горизонт (пласты А3, А2).

Верейские отложения представлены различными разновидностями известняков, с большим или меньшим содержанием глинистого, алевритистого и песчаного материала. Песчано-алевритовые и глинистые породы присутствуют в подчиненном количестве.

Согласно макроописания, верейские продуктивные отложения представлены известняками биоморфными криноидно-форминиферовыми. Известняки часто рыхлые, участками с пятнистым окремнением, пористые, участками кавернозно-пористые. Характерным является проявление трещиноватости, которая представлена микро- и макротрещинами как горизонтальными, так и вертикальными. На участках интенсивного проявления трещиноватости порода становится плитчатой, некрепкой, легко распадающейся на отдельные кусочки. По цвету известняки бурые, равномерно, слабо или интенсивно нефтенасщенные, встречаются нефтенасыщенные пятнами.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А3 в среднем составляют: пористость - 15,1%, проницаемость - 98,0 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 75,3%.

По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,4% и 65,5%.

Коллекторские свойства отложений пласта А2 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 16,8%, проницаемость - 447,5 мкм2*10-3, нефтенасыщенность - 79,0%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 18,5% и 69,4%.

Статистические ряды распределения проницаемости по данным керна для продуктивных пластов приведены в таблице№3.

Таблица № 3 Статистические ряды распределения проницаемости (по данным лабораторного изучения керна)

№п/п

Интервал изменения, мкм2*10-3

Число случаев, %

Пласт А2

Пласт А3

Пласт А4

Пласт Б0

Пласт Б1+Б2

1

5-10

9

2

10-50

20

52

21

3

50-100

18

25

2

4

100-500

37

21

42

80

8

5

500-1 000

12

2

17

6

1 000-5 000

13

9

20

70

7

5 000-10 000

22

Всего

100

100

100

100

100

Делись добром ;)