технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения
 Скачать 2.85 Mb.
|
2.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов2.3.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов по кернуНефтепродуктивными на месторождении являются терригенные отложения тульского горизонта нижнего карбона: пласты C1tl2, С1tl4 и C1tl6. За период с 2013 по 2015 гг. отбор и исследование керна проведено в одной скважине (№ 122ВНУ). По состоянию на 01.01.2016 г. с целью изучения литолого-петрофизических свойств пород керн отобран в девяти поисковых и двух эксплуатационных скважинах. Проходка с отбором керна по месторождению составила 182,5м, вынос керна составил 96,3 м (52,8 % от проходки). Вынос керна из эффективной толщины при этом составил 21,43 м или 26,9 % от эффективной толщины пласта, в т.ч. по нефтенасыщенной части вынос керна составил 15,26 м (43,2%). Отбор и вынос керна по скважинам, пробуренным на площади Кармановского месторождения, а т.ж. освещенность керном продуктивных пластов приведена в таблицах 2.4, 2.5. Керновый материал из продуктивных отложений использовался для определения коллекторских свойств пород, слагающих нефтенасыщенные пласты (таблица 2.6). Выполнено по нефтенасыщенной части 27 определений пористости, 24 определения проницаемости, девять определений остаточной водонасыщенности. Пласт C1tl2 - основной продуктивный пласт Кармановского месторождения. Коллекторские характеристики продуктивного пласта по результатам обработки кернового материала были определены по трем скважинам. Среднее значение пористости по 11 определениям составило 21,6 % (от 14,5 % до 25 %), проницаемости – 1495 × 10-3 мкм2 по девяти определениям (от 10 × 10-3 мкм2 до 2656 × 10-3 мкм2). Остаточная водонасыщенность пород составила 37,7 % по трем определениям (по двум скважинам). Таблица 2.4 – Отбор и вынос керна по скважинам, пробуренным на площади Кармановского месторождения  Песчаники пласта C1tl2 серые, коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые. Цемент глинистый. Минералогический состав глинистого цемента, в основном, гидрослюдистый. Тип цементации контактовый, неполнопоровый, поровый и базальный. При последних двух типах цементации порода не является коллектором. Плотные разности пород встречаются среди пористых разностей в виде включений, тонких прослоек. В коллекторах содержание пелитовой фракции обычно меньше 15%. По разрезу и площади песчаники часто замещаются алевролитами. Алевролиты темно-серые, кварцевые, неравномерно глинистые, прослоями известковистые, содержат линзочки и прослои песчаников, являются непродуктивными породами. Подстилают и перекрывают пласт C1tl2 аргиллиты темно-серые до черных, слоистые, слюдистые, прослоями известковистые и песчанистые, с включением пирита. Минералогический состав аргиллитов гидрослюдистый и монтмориллонит – гидрослюдистый. Средняя пористость продуктивной части пласта составляет 21,6 %, средняя проницаемость – 1495 × 10-3 мкм2. Таблица 2.5 – Освещенность керном продуктивных пластов 
Пласт С1tl4. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивного пласта C1tl4 изучена по данным анализа образцов керна, поднятых из семи скважин и характеризуется следующими параметрами: средняя проницаемость по 15 образцам керна равна 640,8 × 10-3 мкм2 (от 39 × 10-3 мкм2 1560,7 × 10-3 мкм2), средняя пористость по 16 образцам равна 19,2 % (15,6 до 21,4 %). Остаточная водонасыщенность пород не определялась. Пласт С1tl.4 представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Породами коллекторами являются мелкозернистые, кварцевые песчаники, реже крупнозернистые песчанистые алевролиты. Глинистость и отсортированность песчаников значительно изменяется по площади. В породах-коллекторах содержание глинисто-углистого и карбонатного материала колеблется обычно в пределах 5-15%, тип цементации при этом смешанный контактовый и неполнопоровый. При высоком содержании цементирующего материала (>20%) развиты поровый и базальный типы цементации и порода утрачивает коллекторские свойства. Минералогический состав глинистого материала преимущественно гидрослюдистый. Песчано-алевролитовые прослои участками разобщены между собой прослоями аргиллитов толщиной от 0,4 до 2,0 м. Аргиллиты темно-серые, слоистые, со скорлуповатой отдельностью, плотные, прослоями алевритистые, углистые. Минеральный состав аргиллитов гидрослюдистый, иногда с примесью монтмориллонита. Необходимо отметить, что коллекторские свойства пород пласта С1tl.4 в зависимости от типа цементации и количества цементирующего материала могут колебаться в больших пределах. Пласт C1tl6 сложен песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, в различной степени алевритистыми и глинистыми. От нижележащего пласта C1rd-bb отделяется прослоем каолинитовых аргиллитов толщиной до 3-5 м. Из продуктивной части пласт керном не представлен. Коэффициент вытеснения. Лабораторные определения коэффициентов вытеснения, ОФП на собственном керне не проводились. Коэффициент вытеснения взят по аналогии с характерным участком пласта C1tl2 Арланского месторождения, имеющим значительную толщину и проницаемость более 0,7 мкм2, а так же характеристики пластовых нефтей, полностью соответствующие нефтям Кармановского месторождения [5]. В исследованиях по определению зависимостей коэффициентов вытеснения от темпа заводнения песчаников тульского горизонта Арланского месторождения был использован керновый материал. Объемная модель представляет собой систему двух не сообщающихся пластов, отличающихся по проницаемости. Пласт с более высокой проницаемостью был укомплектован 14 образцами керна (Кпр = 0,697-0,86 мкм2) со средней проницаемостью по пласту 0,764 мкм2. Менее проницаемый пласт составлен 13 образцами керна (Кnp = 0,13- 0,148 мкм2) с проницаемостью по пласту 0,141 мкм2. В качестве вытесняемой жидкости использована изовискозная модель нефти, которая при 24°С имела вязкость 19,3 мПа*с, плотность 0,874 г/см3 . Для вытеснения нефти использовалась сточная вода, которая при пластовой температуре имела вязкость 1,42 мПа*с, плотность 1,134 г/см3. Эксперименты были выполнены при рабочем давлении 11 МПа и температуре 24 °С на установках, обеспечивающих постоянные скорости движения жидкости в поровом пространстве. Экспериментально были установлены зависимости коэффициентов вытеснения нефти от скорости закачки сточной воды в песчаниках с проницаемостью 0,13-0,15 и 0,697-0,86 мкм2. Оптимальной является скорость движения жидкости в порах, равная 120-150 м/год. В песчаниках проницаемостью 0,13-0,15 мкм2 увеличение скорости движения жидкости в поровом пространстве от 34,7 до 134,0 м/год повышает коэффициент вытеснения нефти от 0,5306 до 0,6457 или на 11,5% по отношению к начальной нефтенасыщенности. Для песчаников с проницаемостью 0,697-0,86 мкм2 повышение скорости движения жидкости в поровом пространстве от 32,5 до 122-142 м/год увеличивает коэффициент вытеснения нефти от 0,567 до 0,7 или 13,3% по отношению к начальной нефтенасыщенности. При увеличении скорости закачки воды в 1,6 раза по сравнению с оптимальными для пласта C1tl2 на начальной стадии их разработки не дает положительных результатов. Коэффициент вытеснения по пласту C1tl2 составил 0,700 д.ед, по пласту С1tl4 - 0,620 д.ед, по пласту C1tl6 – 0,580 д.ед. В результате лабораторных исследований установлены зависимости фазовых проницаемостей нефти и воды, а также градиентов давления вытеснения нефти от темпа заводнения. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||