25155 (586569), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В кровле пласты-коллекторы перекрываются одновозрастными плотными глинистыми породами.

На Катергинском поднятии установлена залежь нефти литологически ограниченная с юга зоной отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 932 равна 1,6 м. ВНК проведен по результатам ГИС и опробования на абсолютной отметке минус 1119,0м.

Размеры залежи составляют 0,7•0,62 км, этаж нефтеносности равен 1,9м.

Две самые большие по площади залежи нефти (р-н скв. № 1745 и 9273) вскрыты 102 и 32 скважинами соответственно. Залежи занимают центральную часть Нурлатского вала и имеют северо-западное простирание. Значительная часть площади залежей характеризуется отсутствием пласта-коллектора.

Размеры залежей составляют 8,4•2,8 км и 5,6•1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 11,2 м и от 1,0 до 7,9 м соответственно. Различие в отметках контакта нефть-вода в западной и восточной частях залежей (от минус 1136,0 до минус 1141,0 м) может быть связано с существованием наклонного ВНК.

Однако авторы работы склоняются к версии блокового строения фундамента и образованием грабенообразных прогибов в осадочном чехле над разломами.

В процессе разбуривания Корнеевского поднятия было уточнено геологическое строение залежи нефти: пробурены четыре скважины, две из которых (скв. № 1847, 1055) вскрыли продуктивные отложения с нефтенасыщенными толщинами равными 1,2 и 12,8 м. В пределах контура нефтеносности, принятого на абсолютной отметке минус 1127 м, площадь залежи составляет 0,23 км², высота равна-10,8 м.

В юго-восточной части месторождения установлены три залежи нефти (р-н скв. №1835, 9269, 1850) пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением. Площади небольшие, составляют 0,42; 2,0; 1,0 км² соответственно. ВНК изменяются от минус 1116,0 до минус 1152,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 7,2 м.

Вверх по разрезу на глубине 1004 м залегают карбонатные породы башкирско-серпуховского возраста, к которым приурочены четыре залежи нефти массивного типа.

Продуктивные породы сложены переслаиванием пористо-проницаемых пород и их плотных разностей. Толщины проницаемых прослоев и их количество от скважины к скважине меняется за счет замещения плотными известняками и доломитами. Число эффективных прослоев по разрезу достигает 17, нефтенасыщенных – 10. О большой неоднородности разреза свидетельствует величина коэффициента расчлененности, равная 4,98. Средняя общая толщина отложений равна 29,0 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 6,9 м, эффективная- 12,0 м, поэтому доля коллекторов достигает лишь 0,36ед. В подошве башкирских пластов-коллекторов залегает пачка плотных карбонатных пород толщиной от 0,6 до 15,6 м.

Самая большая залежь нефти имеет вытянутую форму северо-западного простирания площадью около 50 км². В пределах контура нефтеносности пробурены 206 скважин

Этаж нефтеносности составляет 52,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 17,6м в зависимости от положения скважины на структуре. В двух скважинах № 40 и 1804 пласты-коллекторы замещены на плотные разности известняков.

На Катергинском (р-н скв. №932), Восточно-Узеевском (р-н скв. № 920) и Проселочном (р-н скв. № 1060) поднятиях выявлены залежи нефти небольших размеров. ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 864 м. Этажи нефтеносности равны 9,7 м, 5,3 м и 25 м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 19,7 м.

Покрышкой для залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса (до 19,6 м) и в подошвенной верейского горизонта .

Выше по разрезу на глубине 958 м залегают карбонатные породы верейского горизонта, к которым приурочены три залежи нефти пластово-сводового типа. Нефтеносность данных отложений связана с пластами, индексируемыми сверху вниз как С₂вр-5, , С₂вр-3 и С₂вр-2. Пласты С₂вр-6, С₂вр-4, С₂вр-1 являются коллекторами лишь в единичных скважинах. Они разделены друг от друга пачками аргиллитов и глинистых алевролитов толщиной до 6,0 м.

В 42 скважинах все шесть пластов фациально замещены уплотненными и глинистыми известняками. Наиболее выдержанным по всей площади месторождения является пласт-коллектор С₂вр-3 .

Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 3,2. Непосредственный контакт нефть-вода не отмечен ни в одной скважине.

Самая большая залежь нефти вскрыта 188 скважинами. Она имеет удлиненную форму северо-западного простирания. В пределах контура нефтеносности, принятого на абс. отметке минус 853,0м, размеры залежи составляют 23,2 3,5 км.

Этаж нефтеносности равен 65,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в интервале от 0,8 до 6,6м.

В северо-западной части месторождения выявлены две небольшие по площади залежи нефти на Катергинском (р-н скв. № 932) и Восточно-Узеевском (р-н скв.№ 920, 1065) поднятиях пластово-сводового типа с узкими водо-нефтяными зонами.

ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 853 м. Этажи нефтеносности равны 12,3м и 11,5м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 6,4м и 5,0-6,0м.

Покрышкой для верейских залежей служат глинисто-карбонатные пачки в верхней части верейского и подошвенной части каширского горизонтов.

Таким образом, отложения продуктивных горизонтов Нурлатского месторождения характеризуются:

- сложным строением и значительной фациальной изменчивостью;

- полным совпадением структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям и частичным с девонским;

- наличием тектонических нарушений в кристаллическом фудаменте;

- достаточно большими размерами залежей нефти;

- размывом палеоповерхности турнейского яруса на Корнеевском поднятии и увеличением толщин терригенных отложений бобриковско-радаевского возраста, в результате компенсации ими размытых карбонатных отложений.

ВНК по залежам определялись по данным опробования и ГИС. Для кыновских, бобриковско-радаевских и верейских продуктивных отложений характерен поровый тип коллектора, а для турнейских и башкирских – трещинно-поровый.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Характеристика коллекторов Нурлатского месторождения изучена по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и данным образцов керна.

Нижними по разрезу являются пласты-коллекторы До-б и До-в кыновского горизонта.

Пласт До-б представлен песчаниками и алевролитами и поэтому неоднороден по коллекторским свойствам. Песчаники коричневые и бурые от пропитки нефтью, кварцевого состава, слабо сцементированные, алевритистые, неравномерно глинистые. По данным гранулометрического анализа преобладает мелкозернистая (0,1-0,25 мм) фракция, составляющая 58,2-79,7 %. Содержание крупнозернистой алевролитовой фракции составляет 3,6-25,5 %, пелитовой- 2,4-35,4 %. Тип цемента контактовый, а также пойкилитовый. Состав цемента различен: наряду с глинистыми минералами присутствует сидерит.

Нефтенасыщенные алевролиты по структуре порового пространства близки к вышеописанным песчаникам и отличаются от них только гранулометрическим составом. Содержание песчанистой фракции колеблется от 4,7 до 46,5 %, а крупноалевритовой фракции (0,05-0,1 мм) возрастает до 49,7-89,2 %. В сильнозаглинизированных алевролитах пористость снижается до 4,9-7,2 %, проницаемость – до 0,01 мкм² и менее.

Породы-коллекторы пласта До-в сложены песчаниками и алевролитами, аналогичными или близкими по составу и коллекторским свойствам пласта До-б.

Емкостно-фильтрационные свойства пород определены по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

Среднее значение открытой пористости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований керна составляет 20,8% (36 определений), проницаемости–0,313 мкм² (24 определений), нефтенасыщенности– 83,7% (23 определения).

По данным геофизических исследований среднее значение пористости составляет 19 %, нефтенасыщенности – 78%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям имеет менее высокие значения и равна 0,194 мкм² .

Кондиционные пределы пород-коллекторов по пористости составляют 11,0-14,0 %, по проницаемости – 0,016 мкм², по нефтенасыщенности – 54,5 %.

Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.

Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет – 0,66 .

Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.

Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.

Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.

Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.

Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.

Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).

Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0÷20,0 МПа, вязкость пластовой нефти – 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75÷43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см³, составляя в среднем 0,879 г/см³. Плотность сепарированной нефти – 0,898 г/см³, при изменениях 0,895÷0,902 г/см³. Газовый фактор в среднем – 8,06 м³/т, при изменениях (2,76÷13,0), объёмный коэффициент – 1,032 (1,015÷1,058).

Верейский горизонт

Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости – 7,972·10^-5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м³/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см³, составляя в среднем 0,895 г/см³, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см³, составляя в среднем 0,910 г/см³. Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм²

Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.

Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.

Тульский горизонт

Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:

давление насыщения – 11,7 МПа, вязкость – 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти – 0,904 г/см³, плотность сепарированной нефти – 0,916г/см³, коэффициент сжимаемости – 5,4·10^-5

МПа, газовый фактор – 1,37 м³/т, объёмный коэффициент – 1,018.

Характеристики

Список файлов ВКР