Джубаниязов. Содержание введение 1 Геологический раздел

• Название: Содержание введение 1 Геологический раздел
• Дата: 18.12.2022
• Размер: 2.14 Mb.
• Имя файла: Джубаниязов.doc
• Тип: Реферат; #851406
• страница: 2 из 5

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ


На рассматриваемом нами юго-западном участке месторождения Кокжиде выявлены нефтеносные отложения триаса и юры, которые связаны с надсолевым комплексом пород.

В отложениях соркольской свиты нижнего триаса размещаются три нефтеносных горизонта: T-III, T-III-B, T-II и один нефтеносный горизонт T-I-A приурочен к основанию акжарской свиты нижнего триаса.

Горизонт T-I-A объединяет ранее выделенные по старой номенклатуре пласты T-I-A и T-I, а горизонт T-II объединяет T-II и T-III-A. Объединение пластов в единый горизонт объясняется наличием маломощного глинистого раздела между пластами, который нередко отсутствует вовсе, что объясняет возможность существования единого гидродинамически связанного пластового резервуара для каждого горизонта.

С целью изучения и выяснения флювиальной (речной) геометрии, компанией Парадайм разрез среднеюрских отложений был разбит на 5 слоев, которые в данной работе соответствуют пластам юрских продуктивных горизонтов: 1 слой соответствует отложениям Ю-I продуктивного горизонта, 2 и 3 – соответствуют Ю-II продуктивному горизонту, а слои 4, 5 – соответствуют Ю-III продуктивному горизонту.

В отложениях средней юры выделяют два нефтеносных и один газоносный горизонты. Ю-I газоносный горизонт приурочен к кровле среднеюрских отложений; Ю-II, Ю-III - нефтеносные горизонты приурочены, соответственно, к средней части байос-батских отложений и к подошве среднеюрских отложений.

Для структурных построений продуктивных горизонтов нами были использованы геолого-геофизические материалы по скважинам 503, 507, 508, 627и 1082, расположенным за тектоническим нарушением на восточной части месторождения.

Проведено расчленение разреза и прослеживание одноименных пластов в пределах продуктивных горизонтов. Согласно принятой схеме расчленения разреза по каждому выделенному пласту подсчитаны коэффициенты распространения и слияния соседних пластов . Коэффициент слияния используется для оценки гидродинамической связанности смежных пластов.

Ю-I горизонт

Толщина продуктивного горизонта в среднем составляет 14 м. В горизонте прослеживаются 3 пласта-коллектора, которые сливаются между собой в скважине 628. В 630, 703, 717 скважинах сливаются пласт 1 и 2, в скважинах 618, 619, 620, 621, 624 сливаются пласты 2 и 3. Наиболее выдержанными по площади являются пласты 1 и 2. Пласт 3 замещен глинистой породой в шестнадцати скважинах. В скважинах 507, 606, 625 и 627 пласт 2 расслаивается на два пропластка. В скважинах 508, 633 происходит литологическое замещение пластов-коллекторов глинистой породой.

С данным горизонтом связана газовая залежь. Горизонт имеет коэффициенты расчлененности, песчанистости и распространения равные соответственно 3.4, 0.879, 0.926 (табл.2.2.1.). В работе [1] отмечено, что при испытании горизонта в четырех скважинах 309, 310, 318 и Г-57 были получены притоки газа дебитом до 11.7 тыс.м³/сут.
При опробовании скважины 318 в интервале 290 – 297м (-96.7-103.7м) был получен газ, дебит которого составил 5.6 тыс.м³/сут на 4.5 мм штуцере.

По результатам интерпретации ГИС наиболее низкая абсолютная отметка подошвы газонасыщенного коллектора в скважине 1095 составляет – 120.4 м

Газоводяной контакт по залежи Ю-I продуктивного горизонта принят на абсолютной отметке – 120.0 м

Газонасыщенная толщина в пределах контура газоносности меняется от 1.4 (скв.622) до 16.8 м (скв.631), и в среднем равна 7.0 м. Залежь пластовая сводовая, с востока тектонически экранированная. Размеры ее 2.30.7 км и высота продуктивной части 24 м

Ю-II горизонт

В пределах продуктивного горизонта общей толщиной от 14 до 35 м, прослежено 3 пласта-коллектора. Пласты не выдержаны по площади и часто замещаются глинистыми породами, коэффициент их распространения равен 0,741. В девяти скважинах пласты расслаиваются на два и три пропластка, коэффициенты расчлененности, песчанистости равны 5.6, 0.699 соответственно (табл.2.2.1.). Слияние между пластами 1 и 2 наблюдаются в скважинах 503, 618, 621. В скважинах 606, 624, 628 происходит слияние пластов 2 и 3, а в скважинах 619, 1082 три пласта-коллектора сливаясь между собой образуют единый резервуар (Ксл.=0.312).

На востоке залежи в скважинах 630, 701, 702, 703, 704, 717 происходит литологическое замещение пластов-коллекторов глинистыми разностями. Опробование горизонта проведено в скважинах 617, 619. В скважине 619 был получен приток нефти, в скважине 617 с абсолютной отметки –127.7 получена вода. В скважине 300 при опробовании горизонта в интервале 332 – 336м (-127.6-131.6м) получен приток нефти в колонне дебитом 2.4 м³/сут при среднединамическом уровне 279 м.

Наиболее низкая абсолютная отметка подошвы нефтяного коллектора по данным интерпретации ГИС равна –148.7, -149.4, -148.0 соответственно в скважинах 617, 626, 1095. Водонефтяной контакт для залежи Ю-II горизонта принят на абсолютной отметке – 148.0 м

Нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов Ю-II горизонта изменяется от 2 м (скв.622) до 18 м (скв.621) и в среднем составляет 10.5 м

Залежь нефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры – 2.5 0.6 км, высота ее равна 23 м

Ю-III горизонт отделяется от вышележащего глинистой пачкой, достигающей 12 м. Толщина продуктивного горизонта колеблется от 26 (скв.507) до 44 м (скв.702), где наблюдаются 4 пласта-коллектора, которые сливаются между собой в скважине 717, образуя единый резервуар. В скважине 606 пласты-коллекторы не выделены. Кровельный пласт 1 не выдержан по площади, часто замещен глинистыми породами, коэффициент распространения его составляет 0.60. Слияние пластов 1 и 2 прослеживается в скважинах 619, 622, 624, 626, 627, 703, 704.

Пласт 2 во всех пробуренных скважинах оценивается как коллектор, за исключением девяти скважин: 503, 508, 605, 606, 625,630, 633, 1082 и 1095, где он заглинизирован. В скважинах 507, 702 он представлен двумя пропластками, коэффициент его распространения равен 0.731.

Пласт 3 наиболее выдержан по площади (коэффициент его распространения равен 0.885) и заглинизирован лишь в шести скважинах: 508, 606, 617, 618, 628, 630. В скважинах 626 и 704 он расслаивается на три и два пропластка.

Пласт 4 менее выдержан и сливается с пластом 3 в скважинах 624, 625, 626, 627, 702,704, 1082. Коэффициент его распространения равен 0.615.

Наиболее низкие абсолютные отметка подошвы нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС в скважинах 617, 624, 625, 631, 626, и 701 соответственно –183.1, -182.2, -181.9, -181.5, 181.6 и –180.4 м. Опробование горизонта не проводилось. Водонефтяной контакт для всей залежи принят на абсолютной отметке – 182 м .

Эффективная нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов Ю-III горизонта варьирует в пределах от 0.8 (скв.1095) до 23.4 м (скв.623) и в среднем составляет 12 м

Залежь нефтяная, пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, с размерами 2.2 0.62 км, высота залежи 30 м

Т-I-А продуктивный горизонт отделяется от вышележащего глинистой толщей порядка 30 м. Толщина горизонта изменяется от 18.5 (скв. 503) до 57 м (скв. 1082), где прослеживаются 3 пласта-коллектора. Пласты не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми породами. В скважинах 606, 618 пласты-коллекторы заглинизированы. Пласт 1 более развит по площади и имеет коэффициент распространения равный 0.808, в скважинах 606, 626, 627 и 1095 пласт расслаивается на два и три пропластка. Пласты 2 и 3 менее развиты по площади, коэффициент их распространения равен соответственно 0.615 и 0.577, в скважине 605 пласты 2, 3 сливаются между собой .

Песчанистость горизонта в среднем составляет 0.874, коэффициент расчленения равен 3.52.

По данным интерпретации ГИС нижняя абсолютная отметка подошвы нефтенасыщенного коллектора находится на абсолютных отметках -252.8, -253.2, -252.9, -252.6 соответственно в скважинах 605, 624, 625, 626. Скважины 617, 633 и 1081 – водоносные.

В скважине 312 при испытании интервала 450-457 (-271.9-278.9) м объект “сухой “, в скважине Г-51 из интервала 447-452 (-265.6-270.6) м получен приток нефти и воды, в скважине Г-59 из интервала 430-439 (-249.9-258.9) м получен приток нефти в колонне дебитом 2.58 м³ /сут при среднединамическом уровне, равном 50 м [1].

Водонефтяной контакт по залежи Т-I-А продуктивного горизонта принят на абсолютной отметке – 253 м (табл.2.2.3).

Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 2 м до 13.3 м, средняя её величина составляет 7 м

Залежь нефтяная, тектонически экранированная. Размеры – 2.1  0.6 км, высота - 42 м Т-II продуктивный горизонт

Покрышкой горизонта является тонко переслаивающаяся песчано-глинистая толща от 62 до 80 м. Толщина горизонта колеблется от 17 (скв.624) до 30м (скв. 619). Прослеживаются 3 пласта-коллектора, пласты 2 и 3 сливаются между собой в скважинах 605, 619 и 630. Пласты 1 и 2 более развиты по площади, каждый из них имеет коэффициент распространения, равный соответственно 0.961 и 1.0. Пласт 1 расчленяется на два пропластка в скважинах 618 и 633, пласт 2 также расчленяется на два пропластка в скважинах 503, 628, 633 и 1095. Пласт 3 менее выдержан по площади, часто замещается глинистыми породами, коэффициент распространения его равен 0.692.

Нефтяная залежь установлена опробованием горизонта в скважинах 59, 312, 606, 1081 дебитами 5.36 м³/сут, 0.9 м³/сут, 16.1 м³/сут, 15.7 м³/сут соответственно. В скважинах 51, 59, 606, 620, 626, 633, 1081 и 1095 получены нефонтанирующие притоки нефти. По данным интерпетации ГИС ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважинах 605, 619, 623, 626, 1081 и 1095.

Водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке –358м .

Нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов Т-II горизонта изменяется от 1.2 (скв.617) до 13.6 м (скв.619) и в среднем составляет 7 м Залежь нефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры – 2.6  0.9 км, высота 30 м Т-III-В горизонт отделен от вышележащего глинисто-песчанистой толщей от 7 (скв.621) до 21м (скв.618). Толщина горизонта в среднем 16м, в его пределах прослеживается 3 пласта-коллектора. Хорошо выдержаны по площади пласты 2 и 3, слияние отмечается лишь в скважине 625. Пласт 1 менее развит по площади, часто замещается глинистыми породами, коэффициент его распространения равен 0.615 .

Опробование горизонта проведено в скважинах 605, 621, 623, 633, где были получены притоки нефти. В скважине 626 при опробовании с абсолютной отметки –383.0 м была получена вода. По данным интерпретации ГИС скважины 605, 621, 623, 626, 633 и 1081 вскрыли водонефтяной контакт. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке – 382 м (табл.2.2.3).

Нефтенасыщенная толщина в пределах контура нефтеносности колеблется от 1.2 (скв.1081) до 11.4 м (скв.605) .

Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 2.5  0.6 км, высота – 23 м Т-III продуктивный горизонт отделяется от вышележащего Т-III-В горизонта глинистой пачкой толщиной от 6 (скв.605) до 17 м (скв.617). Толщина горизонта от 5 (скв.624) до 10 м (скв.605). Продуктивный пласт данного горизонта расслаивается на два пропластка в скважинах 622, 701,704,717 и на три в скважине 508. Горизонт имеет коэффициенты расчленения и песчанистости, равные 1.87, 0.711

Нефтяная залежь установлена опробованием горизонта в скважинах 625, 630, 717, где получены притоки нефти. В скважинах 51 и 1081 получены притоки пластовой воды. По интерпретации ГИС в скважинах 625, 630, 633 и 717 наиболее низкая абсолютная отметка подошвы нефтенасыщенных коллекторов равна соответственно -394.5, -393.1, -396.8 и –393.8м. Водонефтяной контакт по залежи Т-III горизонта принят на отметке -396 м

Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1м (скв.606) до 5.1 м (скв.630) и в среднем составляет 3 м Залежь пластовая сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная. Размеры её составляют 2.2  0.5 км, высота 16 м При оперативном подсчете запасов нефти и газа месторождения Кокжиде 1996 года [1] среднее значение пористости по горизонтам было принято по керну. Оно оценивалось как среднее значение между всеми определениями, без учета граничных параметров пород-коллекторов. Аналогично определено и среднее значение проницаемости. Нефтенасыщенность по керну не оценивалась. К оперативному подсчету запасов нефти и газа месторождения Кокжиде 2000 года подсчетные параметры по керну не оценивались, так как остались не определены значения нижних пределов проницаемости и пористости для пород-коллекторов. Полученные по керну данные по 69 скважинам были представлены 225 определениями пористости, 144 определениями газопроницаемости параллельно слоистости и 103 определениями – перпендикулярно слоистости. Из них по триасу имелось 122 определения пористости, 72 определения газопроницаемости параллельно и 63 – перпендикулярно слоистости. Кроме определений пористости и проницаемости выполнялись определения гранулометрического состава пород, карбонатности, насыщенности нефтью и водой.

Выполненное сопоставление соотношений проницаемость-пористость, пористость-нефтенасыщенность, пористость–глинистость, полученных по результатам исследования керна из интервалов с промышленным притоком и из не приточных объектов, позволило авторам [4] определить, что граничное значение пористости для пород-коллекторов триасовых продуктивных горизонтов находится в пределах 0.14-0.17, нефтегазонасыщенность должна превышать 0.4-0.43, для юрских пород-коллекторов граничное значение пористости составляет от 0.19 до 0.24.

В 2002 году был проведен отбор керна из скважины 622 из среднеюрских (горизонт Ю-III) и нижнетриасовых (горизонты Т-I-А, Т-II, Т-III-В и Т-III) продуктивных отложений [3]. В работе представлено литологическое описание керна, петрографическое описание шлифов и результаты определения коллекторских свойств горных пород.

Проходка колонковым долотом составила 151 м, линейный вынос керна – 91.5 м, что соответствует 60.5% от проходки. В таблице 2.2.5. приведены сведения об освещенности продуктивных отложений керном из скважины 622.

Суммарная толщина песчаников и алевролитов, представленных в керне составляет 17, 7.5, 15.5, 3.8, 3.5 метров по продуктивным горизонтам Ю-III, Т-I-А, Т-II, Т-III-В и Т-III, из них 17, 7.5, 10.0, 1.5 метров соответственно являются слабосцементированными разностями.

Выполнено макроописание всего поднятого керна. Только по керну из нижнетриасовых продуктивных горизонтов выполнены определения свойств пород (103 образца) и петрографическое описание шлифов (49 шлифов). Исследования свойств пород включали определение открытой и полной пористости, минералогической плотности, карбонатности, гранулометрического состава, водонасыщенности прямым методом парафинированного керна, газопроницаемости параллельно напластованию по 47 образцам-цилиндрам и по 52 образцам, полученным методом уплотнения пород.

Породы продуктивного горизонта Ю-III представлены слабосцементированными песчаниками с редкими, тонкими (2-20см) прослоями глин.

Продуктивный горизонт Т-I-А сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Толщина прослоев песчаников и алевролитов 1-3 м, глин – от 1 до 4 м. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелко-среднезернистые, алевритистые, полимиктовые, с признаками УВ. Сортировка средняя, размеры зерен варьируют в пределах 0.1-0.7 мм, преобладают частицы диаметром 0.2-0.4 мм. Обломочный материал представлен зернами кварца, полевыми шпатами, обломками кремнистых, глинистых пород, эффузивами, листочками слюд, обломками карбонатного материала гравийной размерности. Цемент глинисто-кальцитовый, базально-порового типа. Алевролиты по минералогическому составу обломочной части, типу и составу цемента аналогичны песчаникам.

Породы продуктивных горизонтов Т-II, Т-III-В и Т-III представлены песчаниками, алевролитами с прослоями глин толщиной от 0.5 до 2.5 м. Песчаники зеленовато-серые, средне-, мелко-среднезернистые, отчасти гравелистые, зачастую слабосцементированные, с признаками УВ. Минералогический состав кластического материала полимиктовый – кварц, обломки кремнистых, глинистых пород, чешуйки слюд (биотит, мусковит), зерна карбонатного материала. Цемент глинистый, глинисто-кальцитовый, неравномерный, порового и базально-порового типов. Алевролиты крупнозернистые, слабопесчанистые, полимиктовые. Цемент глинистый поровый, сгустковый кальцитовый.

Анализ результатов, полученных при указанном выше комплексе исследований, показал, что невозможно однозначно определить граничные значения емкостно-фильтрационных параметров пород-коллекторов. Тем не менее, анализ показывает, что образцы цилиндрической формы с карбонатностью, превышающей 25%, являются в 80% случаев непроницаемыми, остальные образцы обладают низкой емкостно-фильтрационной характеристикой (за исключением 1 образца с глубины 445.5 м с пористостью 0.178, проницаемостью 0.176 мкм² при карбонатности 49.9%).

Все образцы цилиндрической формы (кроме одного) при карбонатности меньше 25% и глинистости до 30% обладают проницаемостью, превышающей 0.001 мкм². В нескольких случаях проницаемость пород с глинистостью, превышающей 30 %, выше, чем у пород с такой же пористостью при меньшей глинистости, и такие образцы должны быть отбракованы.

Анализ изменения средних значений пористости и проницаемости, определенных при условиях: Скар<25%, Сгл<30%, Кпр>1.0 *10^-3 мкм²; Скар<25%, Сгл<30%, Кпр>10 *10^-3 мкм²; Скар<25%, Сгл<30%, Кпр>20 *10^-3 мкм², как для образцов цилиндрической формы, так и для образцов уплотненных “рыхлых” пород (табл.2.2.6.), показывает, что при всех указанных условиях в каждой из выборок величины средних значений емкостно-фильтрационных свойств практически одинаковы или незначительно увеличиваются с увеличением проницаемости, как по горизонтам, так и в целом по продуктивной толще нижнего триаса. Для образцов уплотненных “рыхлых” пород средние значения параметров незначительно, но всегда выше, чем для образцов цилиндрической формы.

Данные наблюдения позволяют оценить величину пористости и проницаемости пород продуктивных горизонтов нижнего триаса, вскрытых скважиной 622, с карбонатностью меньше 25%, глинистостью до 30% и проницаемостью выше 0.001 мкм², приняв сцементированные и, из-за недостатка информации, “рыхлые” породы, удовлетворяющие этим параметрам, за породы-коллекторы. Полученные таким образом величины средних параметров пород-коллекторов по керну, являются приблизительными, и, скорее всего, заниженными. Они представлены в таблице 2.2.7.

Расчет средних значений пористости и проницаемости по исследованному ранее керну не может быть выполнен до обоснования граничных параметров пород - пласта коллекторов.

По парафинированным образцам керна из скважины 622 определялось значение водонасыщенности прямым методом. При интерпретации результатов использована привязка исследованных образцов керна по глубине к разрезу скважины, выполненная в [3]. Величина водонасыщенности, определенная по керну из нефтенасыщенной зоны (по скважине 622 выше ВНК образцы керна имеются только из Т-II горизонта с глубины 528-536.5 м) отражает величину остаточной водонасыщенности пород, измененную за счет проникновения фильтрата глинистого бурового раствора и, возможно, потерь при подъеме керна. Если принять, что погрешности при определении остаточной водонасыщенности незначительны, из-за высокой вязкости нефти и небольших глубин, то по 8 имеющимся определениям среднее значение остаточной водонасыщенности составляет 45.8%.

Рассчитанная величина остаточной водонасыщенности является ориентировочной, как по указанной выше причине, так и потому, что определена по уплотненным образцам “рыхлых” пород (табл.2.2.8.), но она позволяет понять, что породы-коллекторы нижнего триаса, вероятно, характеризуются высокой величиной остаточной водонасыщенности, хотя и более низкой, чем определено по имеющимся данным.

Из-за недостаточного объема информации по керну и гидродинамических исследований в таблице 2.2.9 отражены средневзвешенные по толщине значения пористости и начальной нефтенасыщенности по геофизическим исследованиям.