 |
Коллекторские свойства пластов
|
|
|
|
РАЗДЕЛ 1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НГДУ Комсомольскнефть осуществляет разработку четырех месторождений: Родникового, Конитлорского, Русскинского, Савуйского. Основной объем добычи нефти приходится на первые два. Месторождения различаются не только по геологическому строению, но и по времени ввода их в эксплуатацию, что обуславливает особенности и осложнения работ по добыче нефти.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Родниковое месторождение
Родниковое месторождение на северо-западе непосредственно смыкается с Федоровским, с юга с Восточно-Еловым и Восточно-Сургутским месторождениями. В тектоническом отношении находится на сочленении двух крупнейших структурных элементов первого порядка – Сургутского свода и Ярсомовского прогиба, последний отделяет Сургутский свод от Нижневартовского. Приурочено к группе поднятий, располагающихся в пределах центральной части Ярсомовского прогиба и включает Родниковую, Северо -Родниковую, Северо -Еловую структуры.
Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки тюменской (горизонт ЮС-2) и васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС-1), а так же отложения мегионской свиты нижнего мела (горизонт БС-12, пласт БС-11, горизонт БС-10), сложеные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.
Пласт ЮС-2
Пласт приурочен к отложениям кровли тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,8 метров, эффективная толщина пласта 4,44 метра, нефтенасыщенная 4,44 метра. Песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства.
|
|
|
Пласт ЮС-1
Пласт ЮС-1 приурочен к кровле Васюганской свиты Родникового месторождения. В литологическом отношении пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.
В пределах месторождения выявлены три залежи нефти, контролируюмые локальными структурами, осложняющими Северо-Еловое и Восточно-Моховое поднятия. ВНК условно принят на отметке 2757 м. Предполагаемый типы залежи – пластово-сводовый.
Пласт БС-12
Пласт БС-12 приурочен к верхней части Мегионской свиты. Ее особенностью является клиноформенное строение продуктивных отложений. Слагающие горизонт пласты с востока на запад накладываются один на другой, постепенно исчезая или сливаясь, друг с другом в восточном направлении. Горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин аргиллитоподобных.
Пласт БС-12 является основным объектов разработки, имеет в составе три залежи. ВНК на каждой залежи имеет разное значение. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта в центральной части месторождения достигают 9,8м, к периферии уменьшаются до 4-4,5 м и менее.
Пласт БС-10
В разрезе горизонта БС-10 выделяют пласты БС10(1) и БС10(0). Пласты характеризуются близкими свойствами. Нефтеносные коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми.
В своде Северо-Елового поднятия к пласту БС10(0) приурочены две залежи, ВНК принят на а.о. – 2215 м.
Пластом БС10(1) контролируется три залежи. Положение ВНК залежей принимается на а.о. 2255 м.
Конитлорское месторождение.
Конитлорское месторождение нефти расположено в 120 км севернее г.Сургута. Ближайшим наиболее крупным из эксплуатируемых месторождений является Русскинское. Конитлорское месторождение приурочено к Конитлорской, Сукур-Яунской, Восточно-Конитлорской структурам III порядка, расположенным в пределах Венглинского структурного носа, осложняющего северный склон Сургутского свода.
|
|
|
Геологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности - начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками.
Нефтяные залежи выявлены в пластах ЮС-2 (тюменская свита), ЮС-1 (васюганская свита), Ач1, Ач2, Ач3, Ач4, Ач5 (ачимовская толща), БС-10(В) и БС-10(Н) (мегионская свита).
Пласт Ю-2
Коллектора пласта ЮС2 залегают в виде узкой полосы, направленной с юго-запада на северо-восток и двух фациальных окон, расположенных восточнее.
К пласту приурочены две литологически экранированные залежи. На первой - ВНК условно принят на абсолютной отметке –2723 м. Размеры залежи 5х3,2км, высота залежи 68м. Водонефтяной контакт второй залежи принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке-2778,4 м. Размеры залежи 10х5 км и высота 40 м.
Пласт Ю-1
Пласт сложен темно-серыми аргиллитами, тонкослоистыми, известковистыми до окремненных. Представлен двумя небольшими зонами, приуроченными к северной части месторождения. Каждая из зон содержит литологически экранированную залежь нефти.
Водонефтяной контакт первой залежи принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке –2794 м. Размеры залежи 9,2х2.2 км, высота – 4 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 1,2 м.
Нефтенасыщенная толщина второй залежи составляет 7,2 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке –2818 м. Размеры залежи 4х2,1 км, высота - до 38 м.
Пласт Ач-2
Пласт состоит из отдельных песчаных тел, разделенных зоной глинизации. Эффективные толщины изменяются от 1,8м до 15,2м. В пласте выявлена одна нефтяная залежь, с востока ограниченная литологическим экраном. Водонефтяной контакт имеет наклонное положение, его отметка изменяется от -2613м (южная часть) до -2622м (северная часть). Размеры залежи 8,5х5,5 км, высота в пределах 22,4 м - 31,4 м.
Пласт Ач-1
Пласт содержит основные запасы нефти, имеет значительное распространение по площади и включает в себя шесть залежей. Тип залежей меняется от пластово-сводовых до литологически экранированных. ВНК определяется на различных отметках, что существенно влияет на процесс эксплуатации.
|
|
|
Тип основной залежи - массивный, литологически экранированный с юго-запада и северо-востока, имеет неправильную форму. Водонефтяной контакт имеет горизонтально-наклонный характер и отмечается на отметках 2600м –2606 м. Размеры залежи 32*10км, высота в пределах 46-75м.
Пласт БС-10
Пласт БС-10 в песчаных фациях получил развитие в западной и восточной частях месторождения, в центральной части он представлен непроницаемыми глинистыми разностями. Выделено два подсчетных объекта: БС-10(В) и БС-10(Н), разделенных между собой аргиллитовым разделом толщиной 1-2,8м.
Объект БС-10 (В) представляет собой песчаное тело субширотного простирания, с юга и запада контролируемое границей замещения его непроницаемыми разностями пород. Залежь относится к литологически экранированному типу. Водонефтяной контакт вскрыт на отметках -2428,9-2431м.
Объект БС-10 (Н) представляет собой песчаное тело субмеридиального простирания, с трех сторон ограниченное зонами глинизации пласта БС-10(В). Залежь относится к литологически экранированному типу. Водонефтяной контакт условно принят на отметках - 2463 - 2567м.
Русскинское месторождение
Русскинское месторождение находится в окружении Конитлорского, Федоровского, Южно-Конитлорского, Северо-Юрьевского и Савуйского месторождений. В тектоническом отношении месторождение приурочено Русскинскому поднятию III порядка, расположенному на Савуйском структурном носу, и Восточно-Русскинскому поднятию, расположенному на склоне Сургутского свода в сторону Ярсомовского прогиба.
Геологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности: пласты ЮС-2(1), ЮС-2(2), ЮС-1(1), ЮС-1(2), БС-16-21, БС-11. Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам ЮС-2, ЮС-1, БС-11.
Пласт ЮС-2(2)
Пласт ЮС2(2) представлен песчано-глинистыми породами, которые на большей части площади полностью замещаются. Выявлены четыре литологически-экранированные залежи. Пласт имеет сложное геологическое строение, заключающееся в значительной литологической изменчивости по разрезу. Среднее значение ВНК–2778,4 м.
|
|
|
Пласт ЮС2(1)
Приурочен к верхней части тюменской свиты. Коллекторские свойства невысокие. В пласте отмечается две залежи. По большинству скважин, вскрывших коллектор, пласт является продуктивным, в связи, с чем границы участка подсчета запасов по пласту приняты условно по зоне лицензии Русскинского месторождения.
Пласт ЮС-1
Вскрыт по всей изучаемой площади и включает в себя два пласта - ЮС1(1) и ЮС1(2). В стратиграфическом отношении горизонт приурочен к верхней части васюганской свиты, и представляет собой пачку переслаивания песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями плотных пород. Покрышкой для залежей служат глины георгиевской и баженовской свит, характеризуется сложным строением.
Пласт ЮС1(2)
Пласт развит в пределах центральной части Русскинского поднятия, замещаясь к северу, югу и юго-востоку. Средняя общая толщина пласта 12,4м, эффективная – 4,5м. По характеру насыщения выявлено три залежи, приуроченные к наиболее приподнятым частям структуры. ВНК изменяется в пределах 2681,4-2688,5м.
Пласт ЮС-1(2)
Пласт является основным объектом разработки и включает в себя тринадцать залежей со своими ВНК. Пласт характеризуется сложным строением. Повсеместно присутствует в кровле пласта пиритизированная зона, затрудняющая определение характера насыщения по ГИС. Пласт расчленен многочисленными плотными и глинистыми пропластками. Средняя общая толщина пласта 11,2 м, эффективная – 4,7 м.
Среднее значение ВНК по залежи - 2691,3 м. В восточной части залежи ВНК поднимается до а.о.-2685 м, а в западной части опускается до а.о.-2695 м. По типу залежь пластово-сводовая.
Пласт БС 11
Пласт БС11 залегает в верхней части сортымской свиты. Продуктивный пласт представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
В составе пласта выделяются четыре залежи. Размеры основной залежи 10.4х6,0 км, высота залежи 35 м. Принятое значение ВНК-2310 м. Залежь пластовая, сводовая. Толщина пласта в среднем составляет 19,2 м.
Залежь 2 отделяется от основной небольшим прогибом. По типу залежь пластово-сводовая. Размеры ее 2.5х.2 км, высота 13м. Принятое значение ВНК-2315 м.
Размеры залежи 3 – 3.8х.6 км, высота 14 м. ВНК определен на абслютной отметке - 2366.2 м.
Залежь 4. ВНК залежи принят на а.о.–2395 м. Размеры 4х,8 км, высота 10 м.
Савуйское месторождение
Савуйское месторождение находится в 75 км на северо-восток от г.Сургута, в непосредственной близости от Федоровского месторождения.
В тектоническом плане Савуйское месторождение расположено на восточном склоне Сургутского свода. В северо-восточном направлении от Федоровской структуры оно погружается.
|
|
|
Основным разрабатываемым объектом является пласт БС-10. Поисковыми скважинами выявлена нефтеносность пласта ЮС-2. В 1998 году выявлена новая газовая залежь в пласте АС-4 Савуйского месторождения.
Пласт БС-10
Пласт приурочен к отложениям мегионской свиты валанжинского яруса нижнего отдела меловой системы. Размеры поднятия составляют 16х9,5 км. Залежь пластово-сводовая, с упруговодонапорным режимом. Высота залежи около 26 м.
Начальное положение ВНК принято на отметке – 2275 м. Нефть приурочена к песчаникам, переслаивающимся с аргиллитами различной толщины, число нефтеносных пропластков колеблется от 2 до 13.
Пласт АС-4
Залежь имеет размеры 6,5х2,6 км., высота залежи 12-14 м. Уровень газо-водяного контакта принят на абсолютной отметке -1784 м.
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВ
Необходимым условием для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ.
В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным горным породам. Таким образом, породы коллектора характеризуются двумя основными свойствами: способность вмещать в себя нефть и газ (емкостные свойства) и способность отдавать их при существующих способах извлечения нефти и газа (фильтрационные свойства).
Емкостные свойства горных пород обусловлены наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). В зависимости от преобладания типа пустот различают пористые, трещиноватые и кавернозные породы-коллекторы. Для месторождений разрабатываемых НГДУ "КН", характерны пористые коллекторы, поэтому подробнее остановимся на них.
Основной показатель коллектора пористость. Количественно характеризуются коэффициентом полной и открытой пористости.
Коэффициентом полной (абсолютной) пористости МП называется отношение объема всех пор VПОР образца к его объему VОБР:
МП = VПОР / VОБР.
Коэффициентом открытой пористости МО называется отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к общему объему породы и измеряется в долях единицы или в процентах. Пористость реальных коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%.
В связи с тем что, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью с газом, но и остаточной или связанной водой, и не по всем порам могут двигаться жидкость и газ, введены понятия эффективной (МП,ЭФ) и динамической (МП,Д,) пористости:
Эффективная пористость МП.ЭФ. – это отношение объема пор, занятых нефтью или газом (без объема остаточной воды), к видимому образцу породы.
Динамическая пористость МД,П, - это отношение объема пор, в которых возможно движение нефти или газа, к видимому образцу породы.
Содержание остаточной воды в реальных породах- коллекторах зависит от свойств пород, нефти, газа и воды. А также от условий формирования залежей и колеблется от нескольких процентов до 35-55% и более, составляя в большинстве 20-30%.
Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характеризующее его способность пропускать нефть газ и вод. Абсолютно непроницаемых пород нет. Однако при тех сравнительно небольших перепадах давления, при которых происходит разработка нефтяных и газовых месторождений, многие породы практически непроницаемы для жидкостей и газов.
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрация жидкостей и, газов или их смесей. В последнем случае проницаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа или воды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введено понятие абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.
Абсолютная проницаемость – это проницаемость, определенная при условии, что порода насыщенна однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней (обычно это воздух или газ). Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости КПР.
Физический смысл размерности КПР (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация. В международной системе (СИ) за единицу принимается проницаемость такой породы, при фильтрации, через образец которой площадью 1 м2 длинной 1 ми перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па´с составляет 1м3/сек.
Фазовой называется проницаемость КПР,Ф, породы для данного газа или жидкости при наличии в пустотном пространстве других жидкостей или газов. Значение ее зависит не только от физических свойств породы, но и от степени насыщения пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью К’ПР породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной.
Проницаемость пород-коллекторов определяется в лабораторных условиях по образцам керна, результатам гидродинамических исследований скважин. Надежного метода определения проницаемости по данным ГИС в настоящее время нет.
|
|
|
