Подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта Тл2-а месторождения №13 объемным методом

 

4.4. Определение  характера насыщения коллекторов  и положения ВНК.

По данным геофизических  исследований скважин возможна лишь прогнозная оценка характера насыщения  пластов. Фактическая оценка характера  насыщения пластов осуществляется на основе испытаний. Для оценки характера  насыщения пластов-коллекторов по величине удельного электрического сопротивления пород (УЭС) использовались данные  электрометрии скважин.

Определение УЭС нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов осуществлялось по БК и ИК. Для определения УЭС и установления радиальной характеристики пласта используют метод БКЗ. БКЗ представляет собой исследование скважин серией зондов, имеющих различный размер, а, следовательно, и глубину исследования. Размер наименьших зондов близок к диаметру скважины или превосходят его в 2-4 раза. Размер наибольшего из зондов обычно не превышает 8 м. Основная цель зондирования – получение кривой изменения кажущего сопротивления. Эта кривая, полученная в результате зондирования и называемая фактической или практической кривой зондирования, сравнивается с расчетными кривыми, собранными в палетке. В итоге такого сравнения устанавливается совпадения фактической и одной из палеточных кривых, при этом параметры модели, для которой рассчитана теоретическая кривая, принимаются в качестве результата интерпретации. Затем  полученные расчетным путем значения сравниваются (сопоставляются с критическими, граничными) со значениями сопротивления для данной площади, рассчитанными в лабораторных условиях по керну. Критические значения показывают, с какого значения сопротивления пласт принимается за нефтенасыщенный.

Критические значения Ом*м
вода	нефть
<5,4	>5,6

В терригенном разрезе, в  пластах Тл_2-а, Тл_2-б, Бб нефтенасыщенные прослои толщиной более 2-х метров хорошо выделяются по кривым сопротивлений. Нефтенасыщенные пласты характеризуются более высокими значениями кажущихся сопротивлений по сравнению с сопротивлениями водонасыщенных пластов.

 Критическое значение УЭС проницаемых прослоев тульского и бобриковского горизонтов определялось в результате сопоставления УЭС и пористости пластов - коллекторов, при испытании которых получены  притоки нефти или воды.

Сопротивление пропластков по пласту Тл2а см. в таблице 4.4.1

Таблица 4.4.1.

Характер насыщения 

Скв. №	Пласт	Интервал, м.		ρпл, Ом*м	Хар-р нас.
131	Тл2а	-1212,2	-1216,09	8,4	нефть
132	Тл2а	-1222,56	-1224,46	7,6	нефть
133	Тл2а	-1217,55	-1221,35	23,5	нефть
134	Тл2а	-1227,46	-1230,75	4,3	вода
135	Тл2а	-1219,99	-1219,19	-	-

 

В большинстве случаев  в природных коллекторах четкой границы  нефть – вода не существует. В реальной обстановке присутствует так называемая переходная зона, в  которой характер насыщения меняется от 100% водонасыщения в нижней части  до максимально допустимого (критического) нефтенасыщения в верхней части. Это распределение определяется действием гравитационных и капиллярных сил.

Вместе с нефтенасыщением меняется и сопротивление от водяного пласта для 100% водонасыщения до сопротивления пласта принятого минимальным (критическим) значением сопротивления для данной площади, которое является сопротивлением нефтенасыщенного пласта. Это изменение происходит по линейному закону.

Часто переходная зона наблюдается  в больших интервалах, поэтому  от проведения линии ВНК зависят  эффективная нефтенасыщенная толщина  и параметры подсчета запасов.

 В данной курсовой  работе для обоснования абсолютных  отметок ВНК по данным ГИС  и испытаний скважин учитывалось  гипсометрическое положение подошвы  нефтенасыщенного и кровли водонасыщенного  коллекторов.

 

 Данные о положении  ВНК продуктивного пласта Тл2а терригенных отложений представлены в таблице 4.4.2.

Таблица 4.4.2.

Обоснование ВНК.

Пласт	Скв №	∆l (м)	Подошва последнего нефтенасыщ прослоя	Кровля первого водонасыщ прослоя	Интервалы опробо-вания	Результаты опробо- вания	Предла- гаемый ВНК
Тл2а	131		-1213,89	-	-1212,2 -1216,1	Нефть	-1224,46
	132		-1223,66	-	-1222,6 -1224,7	Нефть
	133		-1219,55	-	-1217,6 -1221,4	Нефть
	134		-	-1227,26	-1227,5 -1230,8	Вода
	135		-	-	-	-

 

Таким образом, ВНК залежи принят на абсолютной отметке   -1224,46.

Полученные результаты показаны в схеме обоснования ВНК (Приложение №7).

 

4.5. Определение  нефтенасыщенности продуктивных  пластов.

Коэффициент нефтенасыщенности  определяется по петрофизическим зависимостям: керн-керн, керн-геофизика, геофизика-геофизика; по данным электрометрии с использованием параметров пористости и нефтенасыщенности.

Методика определения  коэффициента нефтенасыщения по данным электрометрии заключается в следующем: по известковым коэффициентом пористости (К_П) нефтенасыщенных прослоев определяется значение параметра пористости Р_П:              Р_П=f(К_П)

Р_П=

Далее по известному значению сопротивления пластовой воды, равному 0,045 Ом*м, рассчитывается сопротивление прослоя при условии 100%-го его водонасыщения:                         ρ_ВП=Р_П*ρ_В, Ом*м,

где ρ_ВП- сопротивление водонасыщенного прослоя;

ρ_В– сопротивление пластовой воды, равное 0,045 Ом*м.

По удельному сопротивлению  нефтенасыщенного прослоя и значению сопротивления водонасыщенного прослоя рассчитывается параметр нефтенасыщения этого прослоя:   Р_Н=ρ_НП/ρ_ВП,

где Р_Н - параметр нефтенасыщения.

По зависимости параметра  нефтенасыщения от параметром остаточной водонасыщенности определяется последнее:

 

где К_ОВ - параметр остаточной водонасыщенности

Далее находится коэффициент  нефтенасыщенности по формуле:

К_Н=100-К_ОВ, %

К_Н=1-К_ОВ,  д.ед.

где К_Н - коэффициент нефтенасыщенности.

Полученные результаты расчетов заносятся в таблицу 4.5.1.

 

Таблица 4.5.1

Характер насыщения проницаемых прослоев пласта Тл2а

Скв №	Рп	ρ  вп	Рн	ρ нп	Ков	Кп	Кнн
131	42,11	1,90	4,43	8,40	48,56	12,4	59,77
132	40,62	1,83	4,16	7,60	50,85	10,6	52,22
133	24,94	1,12	20,94	23,50	15,94	15,6	84,06
134	19,80	0,89	4,83	4,30	45,68	18,4	54,32
135	-	-	-	-	-	-	-

 

 

 

 

Глава 5. Нефтеносность месторождения

Из семи нефтегазоносных  комплексов, выделяемых в разрезе  осадочного чехла Пермского Прикамья на 13 месторождении промышленно-нефтеносен нижне-средневизейский (пласты , Тл_{2 -а}, Тл_{2 -б}, Бб).

Корреляция отложений  проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с  седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Последовательность напластования выявлена путем первоочередного прослеживания глинистых прослоев.

При построении структурных  карт за основу принимались карты  по отражающему горизонту II^кI, построенные по результатам сейсмопрофилей разных лет с учетом данных бурения.

Водонефтяные контакты залежей  принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний с учетом проницаемых прослоев.

Визейский ярус

Тульский горизонт

Породы тульского горизонта  делятся на две части: верхнюю - терригенно-карбонатную (пласты Тл_2а) и нижнюю - терригенную (пласты Тл_2-б)- Особенностью 13 месторождения является преобладание терригенных пород в составе терригенно-карбонатной толщи. Формирование карбонатных прослоев в тульском горизонте связано с кратковременным проникновением с востока морского бассейна, в котором развивалось карбонатное осадконакопление.

В основу структурных построений по тульским пластам положена карта по кровле тульского терригенного горизонта, выполненная по данным сейсмических исследований с привлечением результатов глубокого бурения.

Пласт Тл_2-а

Пласт Тл2а по данным ГИС и керна он представлен песчаниками и алевролитами.

Пласт Тл_2-а выдержан по площади, замещение плотными породами отмечено только в скважине 135. Общая толщина пласта составляет 2,7-3,9 м, увеличиваясь в западном и северо-западном направлениях.

ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 1224,46 м по результатам опробования скв. 131, 133с привлечением данных ГИС. Залежь нефти в пределах контура нефтеносности имеет размеры 3,2x3,3 км, этаж нефтеносности более 7,4 м. Тип залежи- пластовая, сводовая литологически экранированная.

Нефтеносность залежи подтверждена получением промышленного притока  нефти дебитом 3,2 т/сут в скв. 131. 

Глава 6. Физико-лито логическая характеристика коллекторов  продуктивных пластов и покрышек по керну

6.1. Характеристика  пород продуктивных пластов

Тульский горизонт

Пласт Тл_2-а

Это песчаники среднемелкозернистые, иногда со значительной алевритовой примесью, и алевролит крупнозернистый песчанистый глинистый.

По данным микроописаний, нефтенасыщенная часть пласта составлена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевролитами крупнозернистыми. Мелкозернистые песчаники сложены окатанными и полуокатанными кварцевыми зернами, сцементированными, в основном, с помощью их уплотнения. Поры величиной 0.1-0.25мм, часто ветвятся и соединяются. Алевролиты сложены полуокатанными и угловатыми кварцевыми зернами, сцементированными, наряду с уплотнением, углисто- глинистым материалом (от 2 до 5%), участками тонкозернистым доломитом; поры величиной до 0.1 мм. или кварцевыми зернами, поры до 0.15мм, По данным макроописаный в составе нефтенасыщенной части пласта присутствуют песчаники мелкозернистые и среднемелкозернистые, иногда известковистые. Алевролиты крупнозернистые и разнозернистые, алевропесчаники.

От скважины 131 к скважине 134 происходит замещение пород коллекторов  на более плотные породы.

Бобриковский  горизонт

Пласт Бб

Это песчаники мелкозернистые с алевритовой примесью, глинистые.

По данным макроописаний в составе нефтенасыщенной части пласта присутствуют песчаники мелкозернистые алевритистые, участками среднезериистые, алевролиты крупнозернистые песчанистые и разнозернистые песчанистые слабо известковистые.

В неэффективной части  пласта, кроме описанного в шлифе  алевролита разнозернистого глинистого с мелкими порами, по-видимому, распространены песчаники среднемелко- и мелкозернистые, глинистые и известковистые, алевролиты - крупнозернистые песчаные глинистые и разнозернистые с прослоями аргиллитов.

6.2. Определение  нефтенасыщенноети по кернавым данным

Нефте- и газонасыщенность по исследованиям керна определяли косвенными способами, в первом случае через остаточную водонасыщенность (Ков) по равенству Кн=1-Ков для нефтенасыщенных частей всех пластов, во втором - с учетом дополнительно остаточной нефтенасыщенности по равенству Кг=1-Ков-Кон для газонасыщенных частей пластов. Моделирование Ков осуществляли методом капиллярных давлений, считающимся среди косвенных методов основным, на групповых воздушных капилляриметрах при одноступенчатом давлении вытеснения 0.17МПа, используя четырехнормальный раствор NaCl. Данные по остаточной воде необходимы для расчета зависимостей ее от комплексного параметра , на оснований которых и оценивали нефтенасыщенность конкретного пласта.

Среднюю арифметическую нефтенасыщенность рассчитывали только по тем образцам, которые приурочены к эффективной части пласта, имеют признаки насыщения нефтью, коллекторские свойства которых выше предельных и включены в расчет средних величин пористости и проницаемости.