Геологический раздел
СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ВОДЫ
жүктеу/скачать 1.04 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 1.6 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
| СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ВОДЫ
Физико- химические свойства нефти изучены на настоящее время по 3 глубинным и 35 поверхностным пробам. По данным исследований нефть месторождения Лактыбай легкая. Плотность нефти в пластовых условиях 0,7114 г/см3, выход светлых фракций, выкепающих при температуре 200С до 34% . Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,95-20,85 товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,02-0,45%), парафинистая (0,2-10,36%) метана - нефтяного состава (68,7% - 78,08%), с малым содержанием асфальтенов (0,06-2,6%). Содержание смол колеблется от 2,56% до 16%, ароматических от 19,53% до 27,75%. Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 0,8135г/см3 (СКВ №34) до 0,8686г/см3 (СКВ №15). Нефть маловязкая, кинематическая вязкость при 20С от 6,52 сст до 31,81 сст (табл.5). О составе растворенного в нефти газа дает представления анализ пробы, отобранной из СКВ №16. По своему составу газ содержит тяжелых гомологов метана 54,5%, метана 42,55%. Содержание азота 2,28%. Газ тяжелый, плотность 1,217 Плотность воды по глубиной пробе составила 1,005г/см3 3 минерализация 9,9г/л. 1.6 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В результате сопоставления разрезов верхней карбонатной толщи установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки (А, Б, В), по которым представлен подсчет запасов газа, конденсата и нефти. В стратиграфическом отношении пачки "А" и "Б" приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона. В пределах северного купола структуры в районе скв. 10, 13 и 50 выделена четвертая пачка "В’", продуктивность которой имеет ограниченное распространение. Литологические породы всех пачек представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки органогенно - обломочные, детритованные, органогенно-колековатые, микрокристаллические, редко псевдоолитовые. Известняки органогенного происхождения наиболее характерны для верхней пачки "А" (гжельский ярус). Это серо-цветные породы, состоящие из органических остатков и детрита (фораминиферы, водоросли, брахиолоды, иглокожие и др.) сцементированных кальцитом различной зернистости. Перекристаллизация чаще всего охватывает цементирующую часть известняков. Основную емкость пород представляют вторичные поры выщелачивания и перекристаллизации.Поры неправильной, щелевидной , заливообразной, полигональной формы. Размеры пор.) 0,005 - 0,5 мм, реже до 1.0 мм, каверзные 1-5 мм. Стилолитизация и трещиноватость развиты слабо. Микрокристаллические известняки в различной степени заглинизированы, однородные, в основном плотные, участками перекристаллизованые до мелко среднезернистых, с резкими органическими остатками. Вторичная пористость развита слабо, стилолитизация и трещиноватость- несколько шире, чем в органогенных известняках. Микрокристаллические известняки встречаются в виде маломощных прослоев среди органогенных известняков, а также образуют самостоятельные пачки в низах гжельского яруса. Доломиты широко распространены в разрезе продуктивных пород. Это однородные массивные буровато-серые породы, часто с пятнами от пропитывания битумом, кавернозно-пористые с редкими микро трещинками и стилолитами. Доломиты вторичные метасамотически замещают известняки. Замещение развито преимущественно в отложениях касимовского и мячковского горизонтов (пачки В и Б) Пористость, проницаемость, начальные нефтенасыщенность и газонасыщенности. Пачки «А», «Б»и «В» верхней карбонатной толщи удовлетворительно освещены керновым материалом. По пачке А выполнено 34 определения пористости и проницаемости -8 Mq. Пористость определялась также по НТК в скважинах. Среднее значение пористости по НТК близко к керновым определениям. Для проектирования принимается пористость, равная 12%, и проницаемость - 8 Mq. Нефтенасыщенность, определяемая по промыслово-геофизическим, равна 80%. По пачке Б исследовано 215 образцов на пористость и 186 образцов на проницаемость по 7 скважинам. Среднее значение пористости равна 13,7%, а проницаемость - 171 Mq . Пористость, определенная по НТК, равна 13,8%. Нефтенасыщенность равна 87%. Эти параметры и принимаются для проектирования. По пачке В выполнено 164 определения пористости и 82 определения проницаемости . Среднее значение пористости составляет 10,2 %, а проницаемости- 175 МД. По НТК пористость определялась по 12 скважинам. Всего выполнено 65 определений. Среднее значение пористости составило 11%. Учитывая, что керн исследовался лишь по 6 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, для пачки В пористость принимается по НТК, равной 11%. Проницаемость принимается равной 175 МД, а нефтенасыщенность 86%. Пачка В! керном не охарактеризована. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой «В». Нижняя карбонатная толща изучена недостаточно. Пористость определялась по образу одной скважины. Определений проницаемости нет. Среднее значение пористости по керну -11%. Пористость, определенная на основе промыслово-геофизических исследований по 4 скважинам составила 9,8 %. Для проектирования принимается пористость -10%. «А» нефтенасыщенность- 75%. Первая карбонатная толща (КТ-I) в антологическом отношении представлена известняками, доломитами и их переходными разностями. Встречаются редкие прослои глины. В разрезе карбонатной толщи КТ-I установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки А, Б, В). В стратиграфическом отношении пачки А и Б приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона, а пачка В к московскому ярусу среднего карбона. Коллекторские свойства продуктивных пачек изучались по керну и комплексу промыслово-геофизических исследований. Для обоснования подсчетного параметра пористости использовались результаты лабораторных исследований кернового материала и данные геофизических исследований. Среднеарифметические значения пористости по керну для нефтенасыщенной части пачек А, Б и В состояния соответственно: 11,5 %, 13,7 % и 10,2 %. Газонасыщенность пачек А, Б и В газовых шапках соответственно принято равной 79 %, 82 %, 81 %. По результатам ГИС средневзвешенное значение пористости получилось равным: по пачке А-12 %, по пачке Б-13,8 % и пачке В-11,5 %. Из выше приведённых данных, по пачкам А и Б видно, что вначале значения пористости по керну и ГИС достаточно близки, поэтому есть все основания принять значение пористости по пачке А-12 %, по пачке Б-14 %. Учитывая, что керн по пачке В исследовался лишь по 7 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, рекомендуется принять пористость по НГК равной 11 %. Для обоснования фильтрационной характеристик проницаемости продуктивных пачек А, Б и В использовались только керновые данные. Среднее значение проницаемости по пачкам А, Б и В составили соответственно: 0,008 мкм2, 0,171 мкм2, 0,114 мкм2. Начальная нефтенасыщенность по пачкам А и Б определена по результатам промыслово-геофизических исследований, и равняется соответственно 80 % и 88 %. По пачке В - Кн освещена данные по керну и ГИС. В виду ограниченности керновых данных по площади залежи, отдается предпочтение начальной нефтенасыщенности оценённой по ГИС, то есть 86 %. Пачка В1 керном охарактеризована слабо. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой В. В литологическом отношении карбонатные породы второй карбонатной толщи (КТ-II) в основном представлены известняками, доломиты встречаются эпизодически. В стратиграфическом отношении пачка Г приурочена к каширскому горизонту московского яруса, а пачка Д верейскому горизонту московского яруса, башкирскому ярусу и протвинскому горизонту серпуховского яруса. В работе по ТЭО в соответствии с кондиционными критериями к коллекторам были отнесены породы с пористостью более 7 % и проницаемостью более 0.7 мд. Было показано, что между пористостью и проницаемостью по керну существует довольно тесная связь (ч=0.74), характерная для коллекторов порового типа. При рассмотрении ТЭО КИН на защите в ГНЗ СССР нижний придел пористости был увеличен до 8,5 %, а проницаемость до 0.0031 мкм2. Для проектирования рекомендуется следующие значения пористости: для пачки Г- I - 9,5 %, Гв-III - 10,9 %, Гн- III - 12,6 %, Дн-I - 10,8 % и Д- III - 9,8 %. Для обоснования проницаемости продуктивных пачек использовались данные кернового материала, геофизических и гидродинамических исследований. В виду относительной ограниченности керновых данных и неравномерности их распределения как по разрезу, так и по площади залежи следует отдать предпочтение определениям проницаемости по известной пористости пачек по каротажным исследованиям. Выполненные по результатам гидродинамического исследования керна скважин определения проницаемости в целом оказались близки к определению на В (Кпр) по ГИС. Для проектирования при гидродинамических расчетов можно рекомендовать ряды распределения проницаемости внесённой по зависимости от пористости. Для проектирования предлагается принять следующие значения проницаемости: по пачке Г- I - 0,0185 мкм2, Гв-III, Гн-III, - 0,0824 мкм2, Дн-I, Дв-I - 0,0603 мкм2, Д-III - 0,0263 мкм2. Общая нефтенасыщеность определялась лишь по результатам геофизических исследовании скважин, и принимаются для пачек: Дн-I, Дв-I и Д-III соответственно; 89 %, 85 %, 73 % газонасыщенность газовых шапок Гн-III и Гв-III соответственно; 78 % и 83 %. В связи с официальной пород и условиями осадка скопления, толщины как продуктивных пачек в целом, так и слагающих их отдельных пропластков, носят непостоянный характер и изменяются в довольно широком диапазоне. Так, по продуктивной толще КТ-I толщины продуктивных пачек А, Б, В и В1 в основном составляют 30-60 метров, но в ряде скважин сокращается до 5 и даже 2 метров. Наибольшие величины их наблюдаются в пачках Б и В, достигая в отдельных скважинах 100-109 метров. Толщина плотных прослоев, разделяющих пачки обычно достигают нескольких десятков метров и лишь в отдельных скважинах сокращаются до 2-5 метров, и даже сокращаются до 0. Общие толщины пачки А изменяются от 2,4 метра до 89,4 метра, общие эффективные толщины изменяются от 3,4 метра до 66,5 метра, нефтенасыщенные толщины достигают максимального значения 36 метров.Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составила 12 метров, газонасыщенная 26 метров. В пачке Б общие толщины изменяются от 4 до 104,8 метра, эффективные толщины изменяются от 3,4 до 64 метров, нефтенасыщенные от 1 до 47,3 метра. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина в целом по залежи равно 12 метрам, газонасыщенная 14 метрам. Пачка В так же как и пачка Б характеризуется большими различиями толщин, так общая толщина пачки В изменяется от 10 до 108,8 метров, эффективная толщина изменяется от 6 до 40 и выше метров. Максимальные значения нефтенасыщенных толщи достигает 55 метров.Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины составили на южном куполе 13 метров, на северном 20,9 метра. Толщина пачки В изменяется от 28,2 метра до 73 метров, нефтенасыщенная толщина пачки В1 достигает 30,8 метра 88,6м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составила 5,6 метра на южном куполе и 7,4 метра на северном куполе карбонатная толща КТ-II характеризуется изменением в интервале от 603 метра на юге структуры до 827 метров на севере. Представляющие её продуктивные пачки Г и Д также непостоянны своей толщиной: в I блоке их толщины несколько сокращены относительно северного. Обе пачки сложены чередованием проницаемых и плотных пропластков. Общие толщины пачки Гв-III изменяются от 4,2 метра до 84 метров, пачки Гн-III от 4 до 218 метров. Максимальная нефтенасыщенная толщина пачки Гв-III достигает 30,2 метра, пачки Гн-II - 71,2 метра, пачки Дв-I - 115,4 метра, пачки Дн-I - 83,8 метра. Сравнение величины толщи одного проницаемого пропластка по блокам близки между собой и равны 2,4 - 3,1 метра жүктеу/скачать 1.04 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|