|
Приведенные в таблице 2 данные дают условную характеристику толщин, заметно изменяющихся по зонам. ⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 7 Нефтенасыщенные части пласта А-4 по выделенным зонам определяются поверхностями коллекторов верхней и средней частей и нижней граничной поверхностью пластовой воды. Наиболее проницаемыми и высокопористыми коллекторами являются коллекторы нижнего объекта. Коллекторы нижнего объекта слагаются раковинными песчаниками с очень слабым развитием цемеентов. Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А-4 обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещинноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно улучшающих их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71/см, плотность их 0,9-8,4/см2, ширина от 0,02 до 2-3 мм. Трещины в разной степени кальцинированы, нередко частично или полностью заполнены нефтью. С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2-3 см. Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А-4 Нижняя поверхность кондиционно-нефтенасыщенного разреза имеет весьма сложный рельеф, контактируя либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны). Таким образом, поверхность водонефтяного контакта представлена контактными окнами нефть-вода и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт. Начальные геологические (балансовые) запасы нефти пласта А-4 составляют 89710 тыс.т. Наибольшая доля запасов нефти приходится на центральные зоны (91,4%). К этой же сложнопостроенной области относятся и районы с более высокой проницаемостью коллекторов (от 0,1096 мкм2 до 0,1468 мкм2). Краевые зоны характеризуются проницаемостью от 0,058 мм2 до 0,1018мм2 (в среднем 0,0812 мм2). Прием, сравнительно высокой проницаемостью отличается средняя часть пласта (0,1484 мкм2), на долю которой приходится 25876,6 тыс.т начальных запасов нефти (39,7% и 36,3% от запасов в центральных районах и залежи в пласте А-4 в целом). Она представляет собой наиболее благоприятный объект для разработи, так как помимо определяющей доли запасов она характеризуется сравнительно хорошей гидродинамической изоляцией от верхней и нижней частей, в пределах которых условия залегания нефти заметно хуже. Рассматривая итоги геолого-промысловых исследований, можно сделать следующие заключения. Башкирский ярус (горизонтА-4) на Гремихинском месторождении сложен неравномерным переслаиванием (с содержанием СаСО3 до 99,9%) светло-серых органогенно-обломочных, плотных трещиноватых и пористых известняков. Продуктивный пласт А-4 представляет собой пачку органогенно-обломочных известняков, в которой чередуются плотные и проницаемые прослои с весьма изменчивой петрофизической характеристикой. Пористые разности имеют каверны, насыщенные нефтью. Извилистые трещины в известняках, часто насыщенные битумом, могут служить путями фильтрации флюидов, в том числе и по вертикали. В разрезе объект представлен переслаиванием карбонатных порово-трещинных коллекторов с незначительным содержаниеемкавеерн и плотных со слабо- и среднезеернистыми обломочными карбонатными частицами органического происхождения с размерами 0,1-1,2 мм; диаметры поровых каналов меняются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляющий 5-7% от общего объема. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемыее породы. Разрабатываемая залежь пласта А-4 приурочена к водонапорной системе открытого типа с нормальным гидростатическим давлением. Залежь в башкирских отложениях пластовая, массивная с упруго-водонапорным режимом. Для нее установлено превышение пластового давления над давлением насыщения в скважине 81 более, чем в два раза, а в скважине 113 отмечается соответствие пластового давления давлению насыщения /15/. Принимая во внимание последний факт, необходимо иметь в виду, что в растворенном газе залежи пласта А-4 содержится до 70% азота, он достиг насыщения при данном давлении, тогда как метан и прочие углеводородные газы далеко не достигли насыщения. Поэтому наблюдается низкая величина газонасыщения (соответственно для верхней и нижней части залежи 3,2 м3/т и 5.7 м3/т.). Среднее начальное пластовое давление по залежи, приведенное к уровню ВНК, равном 1000 м, определенное по трем замерам, составляют 12,4 МПа и условно приравнивается к гидростатическому. Имеются данные начальных пластовых давлений, замеренных в пределах залежи в 1964-1967 г.г. Ближе всего к начальному ВНК было замерено давление в скважине 107 на абсолютной отметке –998,8 м. Это давление, приведенное к ВНК, составляет 12,4 МПа и мало отличается от приведенного пластового давления, замеренного в скважине 81 на 51,7 м выше ВНК. Равенство отметок ВНК в залежи пласта А-4 башкирского яруса служит признаком гидродинамической сообщаемости в нижней его части по вертикали. Среднее значение пластовой температуры в пласте А-4 равно +28 °С. На основании детального строения пласта А-4 установлено размещение прослоев коллекторов, наличие двух разделов, распространенных практически на всей площади месторождения и отсюда – трех частей пласта: верхней, средней и нижней. Выявлены следующие особенности указанных частей. Верхняя часть характеризуется достаточно хорошо прослеживающимися прослоями-коллекторами, толщины которых несколько меньше толщин разделяющих пород. Довольно широко развито явление литологического замещения пород так, что доли объемов частично или полностью изолированных прослоев-коллекторов достигают 8-20% и более. Это определяет величины коэффициента охвата по разрезу. Так, по 6 и 4 зонам он соответственно составляет 0,761 и 0,803, тогда, как по средней и нижней частям он, как правило равен единице. Пористость верхней части изменяется от 18,8% до 20,5% (в среднем составляя 19,9%), проницаемость – от 0,0126 мкм2 до 0,273 мкм2 (в среднем – 0,0904 мкм2), нефтенасыщенность - от 0,793 до 0,838 (в среднем- 0,819). Коэффициент эффективности (“песчанистости”) изменяется от 0,28 до 0,508 и в среднем равен 0,4. Нефть подпирается контурными водами. Доля начальных балансовых запасов нефти от запасов в пласте А-4 составляет 30,8%. Средняя часть образована массивными коллекторами с подчиненным по толщинам и прерывающимися плотными породами, хотя местами наблюдается, напротив, замещение нефтенасыщенных коллекторов проницаемыми карбонатными породами. Пористость изменяеется от 21,7 до 23,1% (в среднем - 22,2%), проницаемость – от 0,043 мкм2 до 0,461 мкм2 (в среднем составляя 0,148 мкм2), нефтенасыщенность от 0,856 до 0,870 (в среднем – 0,864). Коэффициент эффективности изменяется от 0,748 до 0,809, в среднем составляя 0,830. Нефть подпирается, в основном, контурными водами. Доля начальных балансовых запасов нефти средней части равна 36,3%. Нижняя часть также представлена, главным образом, массивными коллекторами с большим (по сравнению со средней частью) количеством разделяющих пород. В этой части наряду с прерывистостью проницаемых пород также наблюдается замещение нефтенасыщенных коллеекторов непроницаемыми породами. Пористость изменяется о 19,5 до 20,3% (в среднем – 20%), проницаемось изменяется от 0,0317 мкм2 до 0,232 мкм2 (в среднем составляя 0,086 мкм2), а нефтенасыщенность изменяется от 0,808 до 0,862 (в среднем – 0,845). Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 912 до 924 кг/м3, составляя в среднем 917 кг/м3. Содержание парафина в нефти изменяется от следов до 6,7% по весу; количество силикагелевых смол – от 9 до 17%. Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (до 70% по объему); содержание сероводорода – 0,27% (по объему), гелия – до 0,1-0,15%, СО2 – 1,31%, Н2 – 0,026 %. Обобщенная геолого-физическая характеристика пласта А-4 башкирского яруса Гремихинского месторождения сведена в таблице 3
Таблица 3 Геолого-физическая характеристика залежи нефти пласта А-4 башкирского яруса Гремихинского месторождения
Как видно из таблицы, нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (до150 мПа·с). Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина в нефти свыше 3,5 %, асфальтенов свыше 5%, серы более 3 %, смол более 25%, что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.
©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.
|