динамика разработки. Краткая геологофизическая характеристика продуктивных пластов месторождений, разрабатываемых нгду Чекмагушнефть
 Скачать 65.86 Kb.
|
|
Краткая геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождений, разрабатываемых НГДУ “Чекмагушнефть” 1.1 Геолого-физическая характеристика месторождений НГДУ “Чекмагушнефть” Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана, разрабатываемые НГДУ “Чекмагушнефть” характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий. По 15 месторождениям указанного региона, которые включают 50 продуктивных объектов (31 объект в терригенных коллекторах, 19 - в карбонатных), получен значительный объём информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации. Нефтяные месторождения северо-запада Башкортостана - рисунок 1, расположены в пределах крупной структуры – Бирской седловины, которая по нижнепермским отложениям имеет ширину не более 85 км и протягивается до г. Благовещенска, т.е. длина её от западной административной границы Башкортостана – 175 км. В пределах Бирской седловины в соответствии с северо-запад юго-восточным простиранием нижнепермские отложения дислоцированы в ряд субпараллельных валов. От границы Южно-Татарского свода к юго-западной окраине Башкирского свода выделяются Базинский, Чекмагушевский, Манчаровский, Каразириковский, Андреевский, Иванаевский, Карабаевский валы. Валообразные сооружения северо-западной ориентировки протягиваются через всю Бирскую седловину. Рассматриваемые месторождения приурочены к двум структурам третьего порядка – Андреевскому и Чекмагушевскому валам. Чекмагушевский вал образован Старореченским, Актанышским, Илишевским, Манчаровским, Кувашским, Аблаевским и Амировским поднятиями. Этот вал протягивается с северо-запада субпараллельно Базинскому валу на 150 км. Андреевский вал состоит из Саузбашевской, Наратовской, Андреевской, Менеузовской, Таймурзинской, Саитовской, Карача-Елгинской, Старомуштинской, Гареевской, Саиткуловской, Новолаяштинской, Кристальной, Лаяштинской, Асяновской, Шелкановской и группы Чермасанских структур.  Рисунок 1.1 - Обзорная схема нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана Основные нефтегазоносные комплексы Нефтеносность рассматриваемых месторождений связана с отложениями палеозоя. По литолого-стратиграфическому признаку все промышленно-нефтеносные пласты данной территории можно выделить в пять групп продуктивных толщ. 1. Терригенные отложения девона: а) муллинский горизонт живетского яруса среднего девона; б) пашийский горизонт франского яруса верхнего девона; в) кыновский горизонт франского яруса верхнего девона. 2. Карбонатные отложения девона: а) фаменский ярус верхнего девона; б) заволжский надгоризонт верхнефаменского подъяруса верхнего девона. 3. Терригенные отложения нижнекаменноугольной системы: а) бобриковский горизонт визейского яруса; б) тульский горизонт визейского яруса. 4. Карбонатные отложения нижнекаменноугольной системы: а) турнейский ярус. 5. Карбонатные отложения среднекаменноугольной системы: а) башкирский ярус; б) верейский горизонт московского яруса; в) каширский горизонт московского яруса. По каширскому горизонту значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,14 и 0,82 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,020 мкм2 по данным исследования керна. По отложениям каширского горизонта глубинной пробы нет, поэтому плотность нефти принята по поверхностной нефти равной 908 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условиях и плотность пластовой нефти получены расчетным путем для определения коэффициента вытеснения и составляют соответственно 32,4 мПа∙с и 899 кг/м3. Объемный коэффициент 1,020 принимаем равными коэффициенту карбонатной пачки турнейского яруса. Величина газосодержания принимается также по аналогии с турнейским ярусом 17,4 м3/т. Для пласта СV тульского горизонта пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,25 и 0,837 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами нефти в целом пластов ТТНК. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 890 кг/м3 и 19,6 мПа∙с, газосодержание 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. Для пласта СVI0 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,205 и 0,88 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,549 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами нефти в целом пластов ТТНК. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,890 г/см3 и 19,6 мПа∙с, газосодержание 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. Для пласта CVI.1 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,239 и 0,856 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 1,422 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 890 кг/м3 и 20,8 мПа∙с, Газосодержание принято, как среднее по ТТНК 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. Для пласта CVI.2 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,234 и 0,828 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,758 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 898 кг/м3 и 26,5 мПа∙с, Газосодержание принято, как среднее по ТТНК 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. Для пласта CVI.3 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,238 и 0,870 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 1,247 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами пласта CVI.2. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,898 г/см3 и 26,5 мПа∙с. Газосодержание принято, как среднее по ТТНК 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. Для пласта CVII(лп) пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,236 и 0,878 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по данным исследования образцов керна равная 1,346 мкм2. По пласту CVII (лп) есть собственная проба, но параметры нефти по данной пробе завышены, поэтому параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами пласта CVI.2. Плотность при 20оС по совместным пробам равна 898 кг/м3 и 26,5 мПа∙с. Газосодержание принято, как среднее по ТТНК равным 17,4 м3/т, объемный коэффициент 1,042. При проектировании по пачке СТ1 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,11 и 0,772 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,016 мкм2. Плотность нефти при 20оС принята по результатам анализа совместной с пачкой СТ2 глубинной пробы равной 894 кг/м3, вязкость в пластовых условиях 22,6 мПа∙с, объемный коэффициент 1,020. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м3/т. Давление насыщения принято, как среднее по турнейскому ярусу 2,9 МПа. При проектировании по пачке СТ2 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,11 и 0,75 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,009 мкм2. Плотность нефти при 20оС принята по результатам анализа совместной с пачкой СТ1 глубинной пробы равной 894 кг/м3, вязкость в пластовых условиях 22,6 мПа∙с, объемный коэффициент 1,020. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м3/т. Давление насыщения принято, как среднее по турнейскому ярусу 2,9 МПа. При проектировании по пачке СТ3 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,116 и 0,769 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,025 мкм2. Плотность нефти при 20оС принята по результатам анализов глубинных проб равной 899 кг/м3. Вязкость принята по собственным пробам и равна 31,0 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м3/т. При проектировании по пачке СТ4 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,119 и 0,783 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,008 мкм2. Плотность нефти при 20оС принята по результатам анализов глубинных проб равной 901 кг/м3. Вязкость принята по собственной пробе 25,2 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м3/т. При проектировании по пачке СТ5 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,115 и 0,763 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,005 мкм2. Плотность нефти при 20оС принята по результатам анализов глубинных проб пачки СТ4 равной 0,901 г/см3, вязкость 25,2 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м3/т. По пласту Dкн1 значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,164 и 0,879 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,158 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов при проектировании для пласта Dкн1 приняты по результатам анализа собственных и совместных с пластом Dкн2 глубинных проб. Плотность нефти при 20оС равна 887кг/м3, газосодержание 32,7 м3/т, объемный коэффициент 1,075, вязкость нефти в пластовых условиях 15,4 мПа·с. По пласту Dкн2 значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,160 и 0,819 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,275 мкм2 по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов при проектировании для пласта Dкн2 приняты по результатам анализа собственных и совместных с пластом Dкн1 глубинных проб. Плотность нефти при 20оС равна 887к г/м3, газосодержание 32,7 м3/т, объемный коэффициент 1,075, вязкость нефти в пластовых условиях 15,4 мПа·с. По пашийскому горизонту значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,181 и 0,804 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,280 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании для пашийского горизонта приняты по глубинным пробам. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 902 кг/м3 и 20,3 мПа∙с, газосодержание 21,2 м3/т, объемный коэффициент 1,064. Для муллинского горизонта пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,19 и 0,88 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну равная 0,407 мкм2. Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам пласта DI. Плотность при 20оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,902 г/см3 и 20,3 мПа∙с, объемный коэффициент 1,064, газосодержание 21,2 м3/т. Значения коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивных пластов приняты по результатам экспериментальных исследований. Воды продуктивных отложений, по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Залежь нефти в каширском горизонте имеет наибольшие размеры, является пластовой, полностью подстилается водой. Режим залежи - водонапорный. Залежь эксплуатировалась одной скважиной, в настоящее время эксплуатация залежи не производится. Начальное пластовое давление составляло 9,3МПа. Залежи нефти в пластах терригенной толщи нижнего карбона, содержащие более 81 % всех балансовых запасов по месторождению, пластово-сводовые и литологические, в основном подпираются пластовыми водами. Законтурные водоносные зоны связаны с залежами нефти. Плотность сетки в зоне разбуривания по верхней пачке терригенной толщи находится в пределах 13-20 га/скв., по нижней пачке -13,8-15,2 га/скв. Начальное пластовое давление по площади и пластам находилось в пределах 13,7 - 14,8 МПа. Давление насыщения нефти газом находилось в пределах 4 - 6,9 МПа, следовательно, нефть в пласте в недонасыщенном состоянии. Свободного газа в виде газовой шапки в пластах терригенной толщи нет. Первоначальный режим залежи — упруговодонапорный. Литологические залежи в начальный период эксплуатировались при упругом режиме. При разработке залежей в начальный период без поддержания пластового давления происходило снижение его. Затем с организацией заводнения пластовое давление стало возрастать. Режим залежей превратился в жёсткий водонапорный. Практически весь утвержденный в количественном выражении фонд пробурен. Залежи нефти в турнейском ярусе являются пластовыми сводовыми, связаны с водоносной областью. Значительную роль играет литологический фактор. В этом случае связь между нефтяной и водонефтяной частями затруднена. Плотность сетки по турнейской залежи в зоне разбуривания составляет 16 га/скв., в контуре нефтеносности – до 40 га/скв. Все запасы нефти в турнейском ярусе относятся к трудноизвлекаемым из-за малых толщин пластов и низкой проницаемости. Система заводнения обращенная, девятиточечная. Начальное пластовое давление по залежам и площадям находилось в пределах 14,2 - 18,0 МПа. Давление насыщения нефти газом равнялось 5,8 - 6,0 МПа. Режим залежей упруговодонапорный и упругий. В случаях отсутствия связи между нефтяной и водонефтяной частями может развиться режим растворённого газа. Нагнетание воды на Тамьяновской площади начато в августе 1977 г.в скважину № 518 в открытом стволе. В результате анализа опытного нагнетания воды показали, что скважины воду принимают. Имеются примеры эффективного влияния нагнетания воды на производительность и обводненность продукции добывающих скважин. Отмечается повышение эффективности нагнетания при приближении нагнетательных скважин к добывающим. Возможно,это связано со следующим обстоятельством. При приближении нагнетания градиенты давления в пласте повышаются, что в свою очередь способствует раскрытию микротрещин и увеличению притока жидкости к забоям скважин. В настоящее время запасы нефти в турнейском ярусе Кувашской площади выросли в несколько раз. Небольшие залежи нефти в кыновском горизонте относятся к литологическому типу. Выявлены залежи только на Кувашской и Имянлекулевской площадях. Залежи нефти в этом горизонте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -10,6 га/скв.(350х350 м) Начальное пластовое давление составляет 16-18 МПа. Давление насыщения равно 5,2-6,8 МПа. Нефти недонасыщены, свободного газа нет. Режим залежей - упругий. При разработке без поддержания пластового давления может быстро развиться режим растворенного газа. Небольшие залежи нефти в пласте Д1 относятся к структурному и структурно-литологическому типам. Выявлены на Тамьяновской и Кувашской площадях. Залежи нефти в этом пласте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -13,8 га/скв.(400х400 м) Начальное пластовое давление равно 18-19 МПа. Давление насыщения нефти газом равно 7,9 МПа. Нефть недонасыщена. Первоначальный режим залежей упруговодонапорный и упругий. Небольшая залежь нефти с запасами промышленной категории выявлена в пласте Д2 на Тамьяновской площади. Залежь полностью подстилается водой и относится к категории пластовых сводовых. Режим залежи – водонапорный. Начальное пластовое давление 19-19,5 МПа. |