Разработка нефтяных и газовых месторождений

Эксплуатационный объект представлен  переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых  и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупно зернистые алевролиты.

 

 

 

 

2.2 Литология пластов

 

Пласт Д₀ залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. Их толщина составляет 3,6 м. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты, средняя толщина которых равна 2,7 м. На фоне сплошного развития пластов -коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д₀ довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д₀ изолированы от верхне-пашийскпх отлокений пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 до 10,0 м.

Средняя глубина залегания горизонта   равна 1750 м. Залежь нефти горизонта   относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах  зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные. В пределах горизонта выделяется семь пластов : «а», «б₁», «б₂», «б₃», «в», и «г₁», «г₂₊₃» и «д»

Расчленение и корреляция осуществлялась с использованием геолого-статистическоцр разреза.

Пласт «a» является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта «а». На западе и центральном участке песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пласта «а» составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м.

Пласты пачки «б» имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88.

Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты «б₁», «б₂» и «б₃». Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «б₁», «б₂» и «б₃» соответственно, равна

2,4м, 2м  и 1,8 м, а алевролитов - 1,6 м, 1,0 м и 0,9м.

Коэффициент литологической связанности  песчаников пласта «в» с выше и  нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания.

Песчаники зонального интервала «гд» развиты, практически, на всей площади. Согласно индексации, принятой объединением, зональный интервал "гд" расчленили на три части «г₁», «г₂₊₃» и «д». Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59, т.е. в половине скважин между ними отсутствует непроницаемый раздел.

В силу структурных особенностей площади  пласт «гд» в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «г₁», «г₂₊₃» и «д», соответственно, равна 3,3 м, 4,6 м и 3,2 м. Пласт «д»на Северо-Альметьевской площади водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор.

Начальный водонефтяной контакт определен  по геофизическим данным. Непосредственный контакт нефти с водой отмечен в 170 скважинах. Распространение контактных зон отмечается на центральной части площади.

 Водонефтяной контакт прослеживается главным образом по пластам "гд". Отметки ВНК колеблются от - 1480,7 до - 1489,9, составляя в среднем -              -1486,2 м.

По пласту «в» водонефтяная зона встречается ввиде узких полос  вокруг нефтеносных полей на восточном  участке, с отметками ВНК-1485,7-1487,7м[7].

 

 

 

2.3 Основные  параметры пласта

2.3.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

 

Коллекторские свойства эксплуатационного  объекта приведены в табл.2.3.1.1. Они получены на основании исследования кернового и геофизического материалов. Средние значения, определенные по керну и геофизическим данным, имеют некоторое расхождение.

Были подсчитаны средние значения пористости и нефтенасыщенности  геофизическими методами по каждому  пласту горизонтов Д₀ и Д₁

 

Таблица 2.3.1.1- Коллекторские свойства эксплуатационного объекта Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Параметры	Тип коллектора	Пласты
		Д0	а	б1	б2+3	в	г1	г2+3
пористость, %	песчаник	20,5	20,2	21,3	21,0	20,3	20,4	20,7
	алевролит	13,2	13,6	13,5	13,8	13,3	13,7	13,3
нефтенасыщен- ность, д.ед.	песчаник	0,836	0,828	0,850	0,846	0,835	0,837	0,838
	алевролит	0,691	0,664	0,649	0,665	0,640	0,635	-

 

Как видно из таблицы пористость песчаников изменяется от 20,3% в пласте «в» до 21,3% в пласте «б₁», их нефтенасыщенность находится в пределах от 0,828 в пласте «а» до 0.85 в пласте «б₁». Пористость алевролитов по всем пластам относительно одинаковая, наименьшее значение наблюдается в пласте Д₀ 13,2%, наибольшее в пласте б₂₊₃ 13,8%, нефтенасыщенность в пласте г₂₊₃ отсутствует, максимальное значение 0,691 в пласте Д₀.

Характеристика коллекторских  свойств и насыщенности продуктивных отложений пласта Д₀ и горизонта Д₁, представленная в таблице 2.3.1.2, дана на

основании анализа результатов  проведенных лабораторных и промыслово-геофизических  исследований, которые различаются  по своему количественному объему.

 

Таблица 2.3.1.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта Д₀ по данным исследований Северо-Альметьевской площади

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Начальная нефтена-сыщен-ность, д.ед.	Насыще-нность связан-ной водой, д.ед.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	3	3	3		1
	Количество определений, шт.	84	89	45		68
	Среднее значение	0.947	22.7	0.896		0.104
	Коэффициент вариации, д.ед	0.547	0.096	0.074		63.5
	Интервал изменения	0.0227-2.239	12.2-26.3	0.641- 0.984		0.016- 0.359
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	439	448	417		0.179
	Количество определений, шт.	1560	1604	1337
	Среднее значение	0.292	18.5	0.783
	Коэффициент вариации, д.ед	0.621	0.207	0.124
	Интервал изменения	0.009- 1.0	10.0-27.0	0.450-0.960
Принятые при проектировании	Среднее значение	0.35	19.1	0.805
	Коэффициент вариации, д.ед	0.58	0.20	0.12

 

Как видно из таблицы 2.3.1.2, по представительному  количеству образцов и определений  были обоснованы параметры, характеризующие  коллекторские свойства отложений. Кроме средних значений приведены  интервалы изменения этих параметров и они порой значительны, что указывает на неоднородность отложений. среднее значение проницаемости равно 0,947 мкм², пористости - 0,227, нефтенасыщенности – 0,896 и насыщеннности связанной водой – 0,104.

 

2.3.2 Толщина пластов

 

Толщина пласта Д₀ кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом До и пластом «а» пашийского горизонта является самим выдержанным на площади. Средняя толщина его около 15 м. Общая толщина горизонта Д₁ колеблется от 20 до 50 м и в среднем составляет 34,0 м (табл.2.3.2). В горизонте Д₁ выделяются 8 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов.

Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1,0 м до 30,0 м, среднее значение 11,8 м.

 

Таблица 2.3.2 Характеристика толщин пластов 

Толщина	Наименование	Зоны пласта(горизонта)		По пласту в целом
		нефтяная	водонефт.
Общая	Средняя, м	24,2	10,8	34
	Коэффициент вариации,д.ед	0.23	0.46	0,13
	Интервал изменения, м	5,0-45,0	0-30,0	20,0-50,0
Нефтенасыщенная	Средняя, м	8,9	5.3	11,8
	Коэффициент вариации, д.ед	0.61	0.69	0.52
	Интервал изменения, м	1,0-30,0	1,0-15,0	1,0-30,0
Эффективная	Средняя, м	8,9	9,3	17,4
	Коэффициент вариации, д.ед	0.61	0.54	0.33
	Интервал изменения, м	1,0-30,0	1,0-25,0	5,0-40,0

 

В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой  величиной от 2,5 до 4,5 м. Наибольшая толщина характерна для песчаников 5-12 метров в условиях слияния 2-4 пластов в разрезе.

Meжду горизонтами Д₁ и Д₂.глинистый раздел выдержан по площади и толщина его изменяется от 2 до 10 м.

Как видно из таблицы 2.3.2 общая толщина по пласту в целом составляет в среднем 34м, нефтенасыщенная – 11,8м, а эффективная – 17,4м. К отличительной особенности Северо-Альметьевской площади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами «б₂», «б₃» и «в», который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.3 Показатели неоднородности пластов

 

Продуктивные отложения  пласта Д₀, и горизонта Д₁,которые достаточно близки по своей литолого-петраграфической характеристике и в основном представлены переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, где коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупные алевролиты.

Пласт Д₀ достаточно монолитен, хотя на отдельных участках может быть представлен 2-3 пропластками, залегает в средней части кыновского горизонта и хорошо изолирован от выше- и нижележащих отложений глинистыми образований. В разрезе горизонта Д₁ Северо_Альметьевской площади выделены следующие пласты (сверху вниз): а, б1, б2, б3, в и г, д. Основными реперами являются: в кровле – «верхний известняк», в подошве – «муллинские глины».

Пласты горизонта Д₀ и пласт Д₁ вскрыты различным количеством скважин  и представлены коллекторами различной насыщенности (табл.2.3.3.1).

 

Таблица 2.3.3.1 - Разобщённость пластов Д₀ и Д₁ Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Толщина	Толщина глинистых разделов, м
	а - б1	б1 - б2	б2 - б3	б3 - в
Минимальная	0.4	0.4	0.4	0.4
Средняя	2.7	1.4	1.6	3.6
Максимальная	6.6	5.4	5.4	7.8