Преддиплом. Преддиплом.практ. 1 геологический раздел общие сведения о Татышлинском месторождении
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
Физико–гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Промышленно нефтеносными в разрезе Татышлинского месторождения являются карбонатные отложения среднего карбона (пачки Скш4, Св3, Сбш), карбонатные отложения серпуховского яруса (Ссер), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CIV0, CIV, CV, CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3, CVI.4), карбонатные отложения фаменского яруса (пачки Дзв, Дфм2, Дфм3), терригенные отложения девона (пласты Дкн1, Дкн2, ДI, ДII). Залежи свободного газа выявлены в отложениях каширского (Скш4) и верейского (Св3 и Св3+4) горизонтов. Характеристика толщин продуктивных пластов и пачек приводится в таблице 2.1, характеристика залежей всех продуктивных пластов и пачек представлена в таблице 2.2, результаты стандартного исследования керна продуктивных пластов представлены в таблице 2.3. Карты начальных нефтенасыщенных толщин представлены в графических приложениях Г.27 – Г.46. Отложения среднего карбона Пачка Скш4 Продуктивная пачка Скш4 приурочена к нижней части каширского горизонта, средняя толщина её составляет 8 м. Сложена пачка известняками органогенно-обломочными, кристаллическими, с прослоями доломитов и мергелей с широко развитыми вторичными процессами – кальцитизацией и сульфатизацией, ухудшающими коллекторские свойства пород. Среди коллекторов преобладают известняки биоморфно-детритусовые. Поры развитые по камерам фораминифер и межформенные. Каверны часто выполнены кальцитом, ангидритом. Особенностью строения пачки Скш4 является слабое развитие в ней прослоев коллекторов, зоны их отсутствия распространены на большей части площади (графическое приложение Г.27). Доля коллекторов пачки Скш4 составляет 0,16, расчлененность – 1,0 Толщины коллекторов изменяются от 0 до 1.0-1,2 м, при средневзвешенной толщине 0,5 м. Пористость пород-коллекторов по керну колеблется от 8,3 до 18,0% (18 образцов из 4 скважин). По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 14 %, нефтенасыщенности – 73 %. В продуктивной пачке Скш4 установлена нефтяная залежь 1 и газовые залежи 5а1, 5а2, 5б1. Размеры залежей: длина 0,4-2,5 км, ширина 0,25-1,0 км, высота 4,5-15,2 м. ВНК залежи равен – 789,2 м. По типу залежи структурно-литологические и литологические. Доля ВНЗ равна 0,03. Покрышками для залежей пачки Скш4 служат плотные разности известняков, развитые выше и ниже продуктивной пачки. Пачки Св3+Св4 Продуктивные пачки Св3 и Св4 приурочены к нижней части верейского горизонта, содержат газо- и нефтеносные залежи. Толщина пачек составляет 7 и 5 м. Сверху и снизу они ограничены прослоями плотных пород мергелей и известковистых аргиллитов. Продуктивные пачки Св3, Св4 сложены известняками органогенно-обломочными с прослоями мергелей и известковистых аргиллитов. Коллекторами являются известняки детритусово-биоморфные. Цемент порового и крустификационного типа, преобладают межзерновые поры размером 0,05-0,25 мм. Пачка Св4 нефтеносна всего в четырех скважинах, на остальной площади прослои коллекторов или замещены плотной породой, или водоносные. Прослои коллекторов пачки Св3 развиты неравномерно. Доля коллекторов по площади изменяется от 0,30 до 0,98 (в среднем – 0,503), коэффициент расчлененности равен 2,1, распространения – 0,90. Пористость пород-коллекторов по керну колеблется от 9.0 до 17,0 %, проницаемость – в интервале 0,002-0,081 мкм2 (32 образца из 8 скважин). По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 14,0 %, начальной нефтенасыщенности – 74 %. Толщины коллекторов изменяются от 0 до 7,6 м, нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,4 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина равна 1,2, газонасыщенная – 3,1 м (графическое приложение Г.28). Открыто 4 залежи, из них две – нефтяные и две газовые. Размеры залежей в среднем: длина – 1,1-5,3 км, ширина – 0,5-2,5 км, высота 8,2-15,0 м. ВНК залежей изменяется в интервале 803,5-843,4 м. Типы залежей пластовые сводовые и структурно-литологические. Пачка Сбш Продуктивная пачка Сбш приурочена к верхней части башкирского яруса, имеет толщину около 40 м. Кровельная и подошвенная части продуктивной пачки представлены плотными известняками. Залежи относятся к массивно-пластовому типу. Пачка представлена переслаиванием кристаллических, пелитоморфных, биоморфных и детритусово-биоморфных известняков с редкими прослоями мергелей и глинистых известняков. Биоморфные и детритусово-биоморфные известняки чаще других бывают коллекторами. Тип цемента поровый и регенерационный. Тип коллектора – порово-каверновый. Поры полые, открытые, изолированные или соединяющиеся посредством межзерновых промежутков. Трещиноватость преобладает в плотных детритусово-шламовых разностях пород. Доля коллекторов составляет 0,95, коэффициент расчлененности – 5,1. Пористость коллекторов по керну изменяется от 7,0 до 2,.9%, проницаемость от 0,001 до 0,293 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 12 %, нефтенасыщенности – 84 %. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 6,2 м, составляя в среднем 2,7 м, средневзвешенное нефтенасыщенное значение равно 2,1 м (графическое приложение Г.29). Открыто 8 залежей нефти, длина залежей изменяется от 0,8 до 6,8 км, ширина от 0,5 до 4,4 км, высота – 4,1-21,5 м. ВНК залежей изменяется от минус 835,0 до -873,6 м. По типу залежи – массивно-пластовые. Серпуховский ярус Пачка Ссер Продуктивная пачка Ссер связана с верхней частью яруса толщиной 15 м. Она сложена доломитами и известняками в разной степени нефтенасыщенными. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 4,4 м, нефтенасыщенных коллекторов – до 3,2 м, составляя в среднем 1,5 м, средневзвешенное значение – 1,4 м (графическое приложение Г.30). Пористость определена по ГИС, средневзвешенное значение равно 13 %, средневзвешенное значение нефтенасыщенности – 83 %. Открыта одна залежь массивно-пластового типа, размеры ее 1,0 х 0,8 км, высота – 5,5 м. Терригенная толща нижнего карбона ТТНК представлена тульским и бобриковским горизонтами. Коллекторы верхних шести пластов (CIV0, CIV, CV, CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3), относящихся к тульскому горизонту, представлены мелкозернистыми алевролитами, глинистыми песчаниками и разнозернистыми песчано-глинистыми алевролитами. Песчаники и алевролиты кварцевые и мономинеральные, средне- и хорошо отсортированные. Зерна полуокатанной, угловатой, реже – окатанной формы. Цемент контактовый, второстепенную роль в составе цемента играет вторичный кристаллический кальцит. Поры неправильной формы, размером до 0,15 мм. Содержание пелитовой фракции не превышает 10-15 %. Детальная корреляция показала невыдержанность пластов. Выражается это в изменении толщин пластов и их полном замещении, а также в слиянии пластов в различных участках площади в разных комбинациях. Наиболее существенным является слияние пластов CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3 на залежи 1 и пластов CVI.2 и CVI.3 на залежах 1б, 1в, 1г и 2б. Все пласты, за исключением пластов CVI.1 и CVI.4, представлены только одним пропластком. Пласт CIV0 Пласт CIV0 представлен одним прослоем песчаника, распространенным в основном в восточной части площади. На западе преобладают плотные алевролитовые разности пород. Коэффициент распространения составляет 0,76, песчанистости – 0,802, расчлененности – 1,0. Пористость коллекторов определена по керну по 3 скважинам по 7 образцам и равна 14,0-23,0 %, проницаемость изменяется от 0,018 до 0,611 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 19 %, нефтенасыщенности – 82 %. Толщины пласта CIV0 варьируют от 0 до 3,2 м, составляя в среднем 1,4 м, средневзвешенная нефтяная толщина равна 1,1 м (графическое приложение Г.33), коэффициент вариации равен 0,362. По пласту CIV0 открыто 12 залежей, длина их изменяется от 0,3 до 4,8 км, ширина от 0,3 до 2,0 км, высота от 1,4 до 23,7 м. ВНК залежей изменяется от минус 1185,0 до минус 1226,6 м. Типы залежей пластовые сводовые, структурно-литологические и литологические. Пласт CIV Пласт CIV наименее выдержан, коэффициент распространения равен 0,25. Имеет линзовидное развитие. Толщины коллекторов изменяются от 0 до 3,6 м, преобладающая толщина равна 0,8 м, средневзвешенная толщина равна 0,6 м. (графическое приложение Г.31). Коэффициент вариации равен 0,799, песчанистости – 4,0, расчлененности – 1,0. Пористость коллекторов по керну изменяется от 15,5 до 20,0 %, проницаемость равна 0,063 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 19 %, нефтенасыщенности – 81 %. По пласту CIV открыто 10 залежей. Длина залежей изменяется в пределах 0,5-1,35 км, ширина – 0,15-1,2 км, высота – 5,4-20,7 м. ВНК залежей изменяется от минус 1187,5 до минус 1220,0 м. Типы залежей – пластовые сводовые, структурно-литологические и литологические. Пласт CV Пласт CV наиболее полно представлен в песчаной фации в восточной части месторождения, коэффициент распространения равен 0,66, песчанистости – 0,94, расчлененности – 1,07. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 4,2 м, в среднем равны 1,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,1 м (графическое приложение Г.32), коэффициент вариации равен 0,348. Пористость коллекторов по керну изменяется от 13,7 до 26,2 %, проницаемость – от 0,003 до 0,560 мкм2. По ГИС средневзвешенная пористость равна 19 %, нефтенасыщенность – 80 %. По пласту CV открыто 13 залежей. Длина залежей изменяется от 0,7 до 4,0 км, ширина от 0,3 до 1,4 км, высота от 8,8 до 21,3 м. ВНК залежей изменяется в пределах –1180,0-1233,8 м. Типы залежей – пластово-сводовые, структурно-литологические и литологические. Пласты CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3 Пласты CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3 иногда разделяются на ряд пропластков. В 12 скважинах отмечено слияние пластов песчаников. Толщины коллекторов колеблются от 0,8 до 6,8 м, среднее значение толщины коллекторов изменяется от 1,9 до 2,5 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина равна 1,4 м. (графические приложения Г.34– Г.36). Коэффициент вариации изменяется в интервале 0,416-0,526, песчанистости – 0.,6-1,0, расчлененности – 1,0-1,07. Пористость по керну изучена по 14 скважинам по 38 образцам и изменяется от 15,1 до 23,5 %, составляя в среднем 19,9 %, проницаемость изменяется от 0,003 до 2,,235 мкм2, среднее значение по образцам равно 0,335 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости изменяется от 19,0 до 21,0 %, нефтенасыщенности – 81-83 %. В целом по пласту CVI0 открыто 34 залежи. Длина залежей изменяется от 0,35 до 3.5 км, ширина от 0,15 до 1,6 км, высота от 4,0 до 24,5 м. ВНК залежей изменяется от 1180,0 до 1237,5 м. Типы залежей пластово-сводовые, структурно-литологические и литологические. Пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 Коллекторы четырех нижних продуктивных пластов, относящихся к радаевско-бобриковским отложениям, сложены песчаниками мелко- и среднезернистыми, участками и прослоями глинистыми и алевритистыми, часто с углисто-глинистыми примазками, с контактовым и глинистым (порового типа) характером цементации. Продуктивные пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 часто сливаются в разных сочетаниях, также в разрезе отмечаются тонкие глинистые прослои, которые расслаивают пласты на ряд пропластков-коллекторов. Распространение пород коллекторов по залежам неравномерное. Коэффициент распространения изменяется от 0,50 до 0,85, расчлененности от 1,063 до 1,290. Толщины коллекторов изменяются от 0 до 10,4 м, средние нефтенасыщенные толщины – от 1,2 до 3,6 м, средневзвешенные значения – от 1,2 до 1,9 м. (графические приложения Г.37–Г.40). Коэффициенты вариации изменяются по пластам от 0,388 до 0,651, песчанистости от 0,76 до 0,89. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 20-22 %, нефтенасыщенности – 82-88 %. По пластам бобриковского горизонта открыто 39 залежей нефти, длина залежей изменяется от 0,15 до 5,3 км, ширина - от 0,12 до 1,7 км, высота – от 0,8 до 35,6 м. Типы залежей – пластово-сводовые, структурно-литологические и литологические. Турнейский ярус Пачка СТкз1 Продуктивная пачка СТкз1 приурочена к кровельной части турнейского яруса. От вышезалегающих коллекторов визейского яруса пачка СТкз1 отделяется пачкой глинисто-углистых пород косьвинского возраста. Толщина пачки в среднем составляет 30 м. Коллекторы представлены отдельными прослоями различной толщины, разделенными плотными слоями, число их меняется от 1 до 7, коэффициент расчлененности составляет 3,03. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 16,8 м, средневзвешенная нефтяная толщина равна 4,8 м (графическое приложение Г.41). Доля коллекторов равна 0,167. Коэффициент распространения равен 0,94. Проницаемые прослои сложены в основном мелкокристаллическими пористыми и кавернозно-пористыми известняками, редкие трещины выполнены глинистым материалом. По результатам 256 образцов керна из 23 скважин пористость варьирует от 6,9 до 17,5 %, составляя в среднем 11,8 %. Средневзвешенное значение пористости равно 11,3 %. По ГИС средневзвешенная пористость равна 11 %, нефтенасыщенность – 85 %. По пачке СТкз1 открыто 14 залежей, длина залежей изменяется от 1,1 до 5,25 км, ширина - от 0,9 до 2,1 км, высота - от 11,0 до 40,2 м. ВНК залежей колеблется в пределах –1224,0-1276,3 м. Тип залежей – пластово-сводовые. Фаменский ярус Пачка Дзв Залежь продуктивной пачки Дзв вскрыта двумя сква. 4597 и 302КШД, коллекторы отмечены по всему разрезу пачки. Пачка Дзв представлена известняками. Средняя толщина составляет 16 м. Залежь массивно-пластового типа, размеры залежи 5,0х4,5 км, высота равна 19,8 м. Толщины коллекторов изменяются от 3,0 до 5,2 м, в среднем составляют 4,1 м, средневзвешенное значение равно 3,1 м (графическое приложение Г.42). Коэффициент расчлененности равен 3,5, доля коллекторов – 0,25. Пористость определена по ГИС и равна в среднем 9,0 %, нефтенасыщенность – 80 %. Пачка Дфм2 Пачка Дфм2 залегает в верхней части среднефаменского подъяруса, средней толщиной в 52 м. Коллекторы представлены биогенными известняками и кавернозными доломитами. Коллекторы не выдержаны по разрезу, в разрезе продуктивной пачки выделяется от 1 до 6 проницаемых прослоев. Коэффициент расчлененности равен 4,20, доля коллектора – 0,11. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 6,2 м, составляя в среднем 2,7 м, средневзвешенное значение равно 2,3 м (графическое приложение Г.42). Пористость по ГИС равна 11 %. В продуктивной пачке Дфм2 открыто 6 залежей, длина их изменяется в пределах 0,9-2,7 км, ширина – 0,7-1,8 км, высота – 9,0-36,3 м. ВНК залежей изменяется от 1429,8 до 1478,8 м. Залежи нефти массивно-пластового типа. Пачка Дфм3 Пачка Дфм3 приурочена к средней части продуктивной пачки толщиной 48 м. Коллекторы представлены биогенными известняками и кавернозными доломитами. Они также не выдержаны по разрезу, коэффициент расчлененности равен 2,6. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 8,2 м, составляя в среднем 4,1 м, средневзвешенное значение равно 4,0 м (графическое приложение Г.43). Пористость по ГИС равна 8,0 %. Доля коллекторов составляет 0,09. В продуктивной пачке Дфм3 открыто 4 залежи, длина их изменяется в пределах 0,85-2,5 км, ширина – 0,75-2,0 км, высота – 15,3-45,6 м. ВНК залежей принят на отметках – 1505,0-1522,6 м. Залежи массивно-пластового типа. Пачка Дфм4 Пачка Дфм4 приурочена к нижней части продуктивной пачки. Коллекторы представлены биогенными известняками и кавернозными доломитами. Коллекторы отличаются большой невыдержанностью, коэффициент расчлененности равен 2,7. Толщины коллекторов изменяются от 1,6 до 7,6 м, составляя в среднем 3,0 м, средневзвешенное значение равно 2,6 м (графическое приложение Г.43). По отложениям фаменского яруса пористость исследована по 33 образцам, но из них лишь два образца относятся к коллекторам, то есть керновые материалы практически отсутствуют. Пористость коллектора по керну равна 11,8 %, проницаемость 0,009 мкм2. По ГИС средневзвешенная пористость по пачке Дфм4 равна 10 %. В продуктивной пачке Дфм4 открыта одна залежь, размеры ее 2,9х1,1 км, высота 23,4 м. ВНК равен –1568,6 м. Тип залежи массивно-пластовый. Терригенные отложения девона В терригенной толще девона промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами Дкн1, Дкн2, ДI, ДII. Покрышками для залежей ТТД являются аргиллиты и глинистые алевролиты, которые перекрывают залежи сверху и снизу. Пласт Дкн1 В верхней аргиллито-алевролитовой пачке кыновского горизонта в восточной части площади залегают песчаники пласта Дкн1, представленные одним пластом. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, преимущественно с контактовым цементом. Отмечается повышенная глинистость. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 3,2 м, средневзвешенное значение равно 1,2 м. Коэффициент выдержанности равен 0,22, песчанистости – 0,95, расчлененности – 1,15. По пласту Дкн1 открыта одна залежь размером 6,0х(1,5-2,5) км, высотой 19,3 м. ВНК залежи равен – 1824,0 м. Тип залежи структурно-литологический (графическое приложение Г.20). Коллекторские свойства изучены по керну по двум скважинам. Пористость изучена по 6 образцам, среднее значение по образцам равно 19,9 %, проницаемость равна 0,485 мкм2. Интервал изменений 0,440-0,663 мкм2. По ГИС пористость равна 18 %, нефтенасыщенность – 86 %. Пласт Дкн2 Пласт Дкн2 залегает в основании аргиллито-алевролитовой пачки. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, с примесью глинистого материала. Песчаники в ряде скважин переходят в глинистые алевролиты и не являются коллекторами. Коэффициент распространения пласта равен 0,25, песчанистости – 0,90, расчлененности – 1,07. Толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 3,6 м, средневзвешенное значение равно 1,0 м (графическое приложение Г.44). Коллекторские свойства изучены по 4 скважинам. Пористость изучена по 9 образцам и равна в среднем по образцам 17,7 %, проницаемость по 6 определениям изменяется от 0,001 до 0,221 мкм2, в среднем она равна 0,148 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 17 %, нефтенасыщенности – 84 %. По пласту Дкн2 открыто 6 залежей, длина залежей изменяется от 0,8 до 7,0 км, ширина – от 0,4 до 2,5 км, высота – от 2,5 до 41,4 м. Типы залежей пластовые сводовые, структурно-литологические, литологические. ВНК залежей изменяется от – 1850,0-1867,0 м. Пласт ДI Коллекторы пластов ДI и ДII очень близки по своему литолого-петрофизическому составу и коллекторским свойствам. Они представлены мелкозернистыми песчаниками, хорошо отсортированными с контактовым и глинистым цементом с изменяющимися коллекторскими свойствами. Промышленная нефтеносность пласта ДI связана с центральной частью месторождения. Толщина нефтенасыщенного песчаника меняется от 0,8 до 5,2 м, средневзвешенная толщина равна 1,7 м (графическое. приложение Г.45). Коэффициент выдержанности равен 0,71, расчлененности – 1,07, песчанистости – 0,86. В ряде скважин отмечается слияние пласта ДI с пластом ДII. Пласт ДI иногда глинистыми прослоями разделен на пропластки. Пористость песчаников по керну изменяется от 12,0 до 22,4 %, среднее значение равно 17,2. Проницаемость изменяется от 0,002 до 0,532 мкм2, составляя в среднем 0,209 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 18 %, нефтенасыщенности 85 %. По пласту ДI установлено три залежи. Длина залежей изменяется в пределах 2,0-9,0 км, ширина – 0,2-4,0 км, высота – 4,6-30,0 м. ВНК залежей –1837,0-1872,4 м. По типу залежи структурно-литологического типа. Пласт ДII Пласт ДII в своей песчаной фации имеет меньшее развитие, чем пласт ДI. Нефтенасыщенная толщина коллектора изменяется от 0,8 до 5,0 м, средневзвешенная толщина равна 1,6 м. Коэффициент выдержанности равен 0,53, расчлененности – 1,13, песчанистости – 0,85. Пористость изменяется от 12,6 до 22,5%, составляя в среднем 17,7 %, проницаемость изменяется от 0,022 до 0,520 мкм2, в среднем проницаемость равна 0,244 мкм2. По ГИС средневзвешенное значение пористости равно 17 %, нефтенасыщенности – 86 %. По пласту ДII открыто три залежи структурно-литологического типа. Длина залежей изменяется от 1,1 до 7,5 км, ширина – 0,6-3,0 км, высота – 10,8-17,7 м. ВНК залежей принят в интервале отметок –1836,2-1842,5 м (графическое приложение Г.46). Законтурные зоны залежей не подвергались специальным гидродинамическим исследованиям. Материалы законтурных поисково-разведочных и отдельных эксплуатационных скважин позволили установить наличие обширных законтурных водоносных зон практически для всех продуктивных пластов разреза. Гидродинамические режимы залежей нефти определяются особенностями геологического строения пластов, их коллекторскими свойствами, физико-химическими характеристиками пластовых флюидов и мероприятиями, осуществляемыми при разработке залежей. В таблице 2.4 приведены данные по замерам начальных пластовых давлений, давлений насыщения, определенным по пробам нефти, отобранным в пластовых условиях. Для залежей продуктивных пачек среднего карбона начальный режим работы залежей упруго-водонапорный. В разработке находятся только залежи пачки Сбш. Для залежей ТТНК начальный и текущий режим всех залежей – упруго-водонапорный. Сохранение водонапорного режима до конца разработки возможно при условии сохранения темпов закачки. Для залежей пачек СТкз1, Дфм и пластов Дкн1, Дкн2 начальный режим упруго-напорный, затем режим растворенного газа. Для пластов ДI и ДII начальный режим залежей упруго-водонапорный, далее – водонапорный. Определение коэффициента вытеснения Коэффициенты вытеснения по эксплуатационным объектам получены расчетным путем, через значения коэффициентов начальной и остаточной нефтенасыщенности. Характеристика вытеснения нефти водой представлена в таблице 2.5. |