Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Гаршинского месторождения
№ п/п
|
Параметры
|
Размерность
|
Продуктивные пласты
|
Д3-1
|
Д3-2
|
Д4-0
|
Д4
|
Д5-2
|
Д5-3
|
1
|
Средняя глубина залегания кровли
|
м
|
3977
|
4169
|
4183
|
4283
|
4311
|
2
|
Абсолютная отметка ВНК
|
м
|
-3979,0-(-4021,0)
|
-4007,2-(-4047,5)
|
-4037,7-(-4080,0)
|
-4163,6-(-4226,0)
|
-4153,2-(-4246,0)
|
3
|
Абсолютная отметка ГНК
|
м
|
|
|
|
|
|
|
4
|
Абсолютная отметка ГВК
|
м
|
|
|
|
|
|
|
5
|
Тип залежи
|
|
пластовая сводовая,
литологич. и тектонич. экранированная
|
пластовая сводовая, литологич. и тектонич. экранированная
|
пластовая сводовая,
неполнопластовая,
литологич. и тектонич. экранир.
|
6
|
Тип коллектора
|
|
терригенный
|
Карбонатный
|
терригенный
|
карбонатный
|
терригенный
|
7
|
Площадь нефте/газоносности
|
тыс.м2
|
117477
|
54381
|
98124
|
68075
|
10868
|
8
|
Средняя общая толщина
|
м
|
15,0
|
12,3
|
6,7
|
33,6
|
7,7
|
9
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
|
м
|
7,2
|
2,1
|
3,7
|
4,4
|
3,4
|
10
|
Средняя эффективная газонасыщенная толщина
|
м
|
|
|
|
|
|
|
11
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина
|
м
|
|
|
|
|
|
|
12
|
Коэффициент пористости
|
доли ед.
|
0,069-0,139
|
0,129-0,165
|
0,061-0,133
|
0,077-0,135
|
0,090-0,108
|
13
|
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
14
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
15
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта
|
доли ед.
|
0,701-0,930
|
0,933-0,95
|
0,525-0,935
|
0,865-0,956
|
0,784-0,902
|
16
|
Коэффициент газонасыщенности пласта
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
17
|
Проницаемость
|
мкм2
|
0,051
|
0,126
|
0,1038
|
0,0521
|
0,0076
|
18
|
Коэффициент песчанистости
|
доли ед.
|
0,48
|
0,17
|
0,55
|
0,13
|
0,44
|
19
|
Расчлененность
|
ед.
|
4,5
|
1,3
|
1,7
|
1,8
|
2,3
|
20
|
Начальная пластовая температура
|
оС
|
86
|
86
|
87
|
87
|
92
|
92
|
21
|
Начальное пластовое давление
|
МПа
|
46,8
|
47,0
|
47
|
49,4
|
49,4
|
22
|
Вязкость нефти в пластовых условиях
|
мПа*с
|
восток 0,37/
запад 0,23
|
восток 0,37/
запад 0,23
|
0,17
|
0,17
|
0,2
|
0,2
|
23
|
Плотность нефти в пластовых условиях
|
г/см3
|
восток 0,690/
запад 0,600
|
восток 0,690/
запад 0,600
|
0,542
|
0,542
|
0,527
|
0,527
|
24
|
Плотность нефти в поверхностных условиях
|
г/см3
|
восток 0,809/
запад 0,789
|
восток 0,809/
запад 0,789
|
0,773
|
0,773
|
0,789
|
0,789
|
25
|
Объемный коэффициент нефти
|
доли ед.
|
восток 1,441/
запад 1,884
|
восток 1,441/
запад 1,884
|
2,564
|
2,564
|
2,289
|
2,289
|
26
|
Содержание серы в нефти
|
%
|
восток 0,41/
запад 0,65
|
восток 0,41/
запад 0,65
|
0,32
|
0,32
|
0,44
|
0,44
|
27
|
Содержание парафина в нефти
|
%
|
восток 4,56/
запад 6,31
|
восток 4,56/
запад 6,31
|
8,48
|
8,48
|
5,14
|
5,14
|
28
|
Давление насыщения нефти газом
|
МПа
|
восток 16,88/
запад 23,54
|
восток 16,88/
запад 23,54
|
25,48
|
25,48
|
30,54
|
30,54
|
29
|
Газосодержание
|
м3/т
|
восток 200,3/
запад 415,2
|
восток 200,3/
запад 415,2
|
710,9
|
710,9
|
616,7
|
616,7
|
30
|
Давление начала конденсации
|
МПа
|
|
|
|
|
|
|
31
|
Плотность конденсата в стандартных условиях
|
г/см3
|
|
|
|
|
|
|
32
|
Вязкость конденсата в стандартных условиях
|
мПа*с
|
|
|
|
|
|
|
33
|
Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (С5+)
|
г/м3
|
|
|
|
|
|
|
34
|
Содержание сероводорода
|
%
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
35
|
Вязкость газа в пластовых условиях
|
мПа×с
|
|
|
|
|
|
|
36
|
Плотность газа в пластовых условиях
|
кг/м3
|
|
|
|
|
|
|
37
|
Относительная плотность газа по воздуху
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
38
|
Коэффициент сверхсжимаемости газа
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
39
|
Вязкость воды в пластовых условиях
|
мПа*с
|
1,01
|
1
|
1
|
0,88
|
0,88
|
40
|
Плотность воды в поверхностных условиях
|
г/см3
|
1,199
|
1,199
|
1,199
|
1,199
|
1,199
|
1,199
|
41
|
Сжимаемость
|
1/МПа×10-4
|
|
|
|
|
|
|
42
|
нефти
|
|
восток 19,2/
запад 30,6
|
восток 19,2/
запад 30,6
|
41,7
|
41,7
|
47,8
|
47,8
|
43
|
воды
|
|
2,36
|
2,36
|
2,36
|
2,36
|
2,45
|
2,45
|
43
|
воды
|
|
|
|
|
|
|
|
44
|
породы
|
|
8,08
|
4,00
|
8,91
|
4,75
|
9,80
|
45
|
Коэффициент вытеснения (водой)
|
|
0,647
|
0,695
|
0,689
|
0,645
|
0,568
|
46
|
Коэффициент вытеснения (газом)
|
доли ед.
|
|
|
|
|
|
|
47
|
Коэффициент продуктивности
|
м3/сут * МПа
|
12,43
|
|
19,85
|
19,85
|
0,63
|
0,63
|
48
|
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:
|
|
|
|
|
|
|
|
49
|
А
|
МПа2/(тыс.м3/сут)
|
|
|
|
|
|
|
50
|
В
|
МПа2/(тыс.м3/сут)2
|
|
|
|
|
|
|
1.2 Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивных пластов
Пласты Д3-2, Д3-1 стратиграфически приурочены к живетскому ярусу ардатовского горизонта среднего девона, литологически однотипны, представлены терригенными отложениями – песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
Песчаники кварцевые светло-серые, мелкозернистые, пористые, частично трещиноватые, с зеркалами скольжения (скв. 296), стилолитизированные, плотные, в различной степени глинистые, с углисто-растительным тонко рассеянным детритом, ОВ, биотурбированные ходами роющих организмов, пиритизированные, отмечается сидерит по органике, по ходам биотурбаторов (скв. 1011). Текстуры пятнисто-слоистые, косослойчатые, пологоволнистые, беспорядочные, однородные.
Алевролиты кварцевые светло-серые до чёрных, крупно- и разнозернистые, трещиноватые, песчаные, слюдистые, с УРД, ОВ, интенсивно биотурбированные, со слабой примесью карбонатного материала, иногда стилолитоподобные с битуминозно-глинистым материалом. Текстуры однородные, слоистые, пологоволнистые, косые, беспорядочные.
Аргиллиты серые до чёрных, алевритистые, с УРД, ОВ, плитчатые, плотные, биотурбированные, карбонатизированные. Текстуры слоистые, листовидные.
По данным описания шлифов (скв. 287, 290, 295, 820) коллекторами нефти служат песчаники кварцевые, желтовато- и коричневато-серого цвета, тонко-мелкозернистые, алевритовые, хорошо отсортированные.
Органические остатки: остракоды, брахиоподы (в т. ч. беззамковые), двустворки фрагменты рыб и рака скорпиона, единичные членики криноидей.
Трещины:тектонического типа (круто-наклонные, быстро-гаснущие, залеченные, частично раскрытые); литогенетического типа (субвертикальные, открытые разуплотнения, уплотнения, иногда с чёрным ОВ, с включением тонкокристаллического пирита и сидерита по органике (скв. 1011).
Цементрегенерационный кварцевый, пленочный контактно-поровый, неравномерно распределённый, бесцементное соединение зёрен, пятнами базально-поровый, глинистого и глинисто-карбонатного (сидеритового) состава (1-4 %), пойкилитовый, регенерационный карбонатный (3-10 %).
1.3 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
Физико-гидродинамические характеристики пластов А4-1, А4-2, А4-4, А5, О4а, О5, Б2, Т1-1, Т1-2, Т2, Т3-1, Т3-2, Д3, Д4, Д4-0, Д5-2 и Д5-3 изучались по данным исследования керна, по результатам ГИС и ГДИ.
Расчет коллекторских свойств пород по данным керна и ГИС выполнялся с учетом нижних пределов коллекторских свойств, принятых при подсчете запасов 2014 года. (таблица 1.3).
Таблица 1.3 - Граничные значения коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности по пластам Гаршинского месторождения
Пласт
|
Параметр
|
Граничные
|
Граничные
|
Граничные
|
Принятые
|
|
|
|
значения
|
значения
|
значения
|
граничные
|
|
|
|
параметров
|
параметров
|
параметров
|
значения
|
Кн
|
|
|
по стандартн.
|
по зависим.
|
по капилляри-
|
параметров
|
гран.
|
|
|
петрофизике
|
с Кп динами-
|
метр ии
|
ПЗ 2014г.
|
|
|
|
|
ческим
|
Кво, Кп, Кпр
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
Кп гр, %
|
6
|
|
|
6
|
|
Д3
|
Кпр гр, мД
|
0,6
|
0,6
|
|
0,6
|
|
|
Кво гр, %
|
48
|
50
|
12
|
50
|
50
|
|
Кп эфф гр, %
|
|
|
|
|
|
|
- терригенные пласты
|
|
|
|
|
|
- кар бонатные пласты
|
|
|
|
|
Для расчета проницаемости пород при подсчете запасов 2014 года были получены корреляционные зависимости проницаемости от пористости, приведенные ниже в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности
Вид
исследований
|
Наименование
|
Проницаемость,
мкм2
|
Пористость
доли. ед.
|
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
|
Пласт Д3
|
Лабораторные
исследования
керна
|
Кол-во скважин, шт.
|
20
|
20
|
16
|
Кол-во определений, шт.
|
425
|
439
|
287
|
Среднее значение
|
0,0461
|
0,118
|
0,872
|
Минимальное значение
|
0,0006
|
0,059
|
0,548
|
Максимальное значение
|
0,2218
|
0,176
|
0,977
|
Геофизические
исследования
скважин
|
Кол-во скважин, шт.
|
36
|
96
|
96
|
Кол-во определений, шт.
|
1140
|
188
|
114
|
Среднее значение
|
0,051
|
0,124
|
0,92
|
Минимальное значение
|
0,001
|
0,065
|
0,48
|
Максимальное значение
|
0,276
|
0,170
|
0,96
|
Гидродинамические
исследования
скважин
|
Кол-во скважин, шт.
|
22
|
-
|
-
|
Кол-во определений, шт.
|
27
|
-
|
-
|
Среднее значение
|
0,018
|
-
|
-
|
Минимальное значение
|
0,0003
|
-
|
-
|
Максимальное значение
|
0,19
|
-
|
-
|
Принятые при проектировании значения
|
0,051
|
0,069-0,139
|
0,701-0,930
|
|
Скачать 1.43 Mb.