Производственная практика по РНМ

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса. В отложениях турнейского яруса основные залежи нефти сосредоточены кизеловском и череповетском горизонтах. Размеры залежей изменяются по длине от 2,0 до 6,0км, ширине – от 0,1 до 5,0км. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 - 1142м. Залежи турнейского яруса массивного типа. Где часть турнейских отложений размыта, нефтенасыщенные пропластки частично или полностью отсутствуют.

Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, глинистости и других физико-химических свойств пород-коллекторов отображены в таблице 1.2.2.

Таблица 1.2.2.

«Граничные значения пород-коллекторов и их классификация»

В целях количественного определения коллекторских свойств продуктивного пласта, его характеристик неоднородности использована геолого-промысловая база. Для проведения геолого-промысловых исследований на основании рассчитанных параметров составлены итоговые таблицы (см.табл.1.2.3) и построены соответствующие карты. Для оценки коллекторских свойств по скважинам рассчитаны: математическое ожидание ( средневзвешенное по толщине пропластка значение) пористости – МКпор, д.ед.; нефтенасыщенности – МКн, %; эффективная нефтенасыщенная толщина – hэф, м; а также произведение этих параметров - hэфmКн, м3/м2. Для оценки геологической неоднородности – вариации по толщине проницаемости - WКпр, %; пористости – WКпор, %; нефтенасыщенности – WКн, %; математическое ожидание проницаемости – МКпр, мкм2 и коэффициент расчлененности – Красч.

Таблица 1.2.3.

«Оценка статистических параметров неоднородности пластов

по зональным интервалам»

*Sвар. – площадная вариация (изменчивость) признака, %.

Проницаемость по объекту характеризуется значительной изменчивостью как в разрезе, так и в плане. Зоны повышенной проницаемости, пористости, мощности пласта характерны для наиболее возвышенных участков рельефа. Преимущественная выработка запасов участков с высокими коллекторскими свойствами и стуктурно-геологическими особенностями обусловлена изначально. Максимальными в среднем значении проницаемости характеризуются блоки 7 и 9 – более 2004 Д. Наиболее низкими значениями проницаемости и высокой площади изменчивости этого признака характеризуются 6 и 13 блоки разработки.

По залежи распространены случаи, когда один мощный прослой от одной скважины к другой разделяется на несколько маломощных прослоев (от 2 до 11 прослоев) или вовсе глинизируется. Площадная неоднородность залежи также обусловлена геолого-структурной зональностью. Зоны высокой проницаемости характерны для участков пласта наибольшей толщиной. Таким образом, слабопроницаемые, не дренируемые коллекторы отмечаются по участкам залежи с малой мощностью, а также по отдельным прослоям высокопроницаемых зон с большой эффективной толщиной. Указанные факторы изначально обуславливает сложность выработки запасов практически всей части коллектора.

Характеристика нефтей

Нефть терригенного девона сернистая, смолистая, парафиновая, нижнего карбона – высокосернистая, парафиновая, высокосмолистая. Вверх по разрезу уменьшается давление насыщения (с 8,2 до 3,0 МПа), увеличивается вязкость с 4,0 до 47 мПа*с, увеличивается плотность нефти, возрастает содержание серы и смол. Различий в свойствах нефтей по территории месторождения не отмечается.

Наибольший газовый фактор, 41 м3/т, характерен для нефти отложений девона. В соответствии с этим изменяются и другие параметры нефтей: вверх по разрезу уменьшается давление насыщения (с 8,2 до 3.0 МПа), увеличивается вязкость (с 4,0 до 48 мПа*с), увеличивается плотность нефти, возрастает содержание серы и смол. По всем объектам нефть недонасыщена газом – давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового. Нефть и газ нижнего карбона значительно тяжелее нефтей девона, а отличие их в пределах нижнего карбона в зависимости от принадлежности к тому или иному горизонту небольшое. Плотность поверхностной нефти по залежам терригенной толщи карбона изменятся от 0,89 до 0,52 г/см3, а вязкость – от 51,2 до 133 мПа*с. Содержание в нефти серы изменяется от 1,98 до 3,64%, сероводорода – от 0,001 до 0,003 и т.д. Плотность поверхностной нефти по залежам турнейского яруса изменяется от 0,80 до 0,92 г/см3, а вязкость – от 24,5 до 113,2 мПа*с. Содержание в нефти серы изменяется от 1,58 до 4,4%.

Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта изменятся в широких пределах по залежи – от 1,8 до 40,2 м.

Таблица 1.2.4.

«Характеристика параметров по данным геофизических исследований»

Условные запасы нефти, газа и конденсата по месторождению.

Пересчет запасов нефти по месторождению был выполнен в 1985г. Запасы утверждены ЦКЗ Миннефтепрома (протокол №23 от 25.03.86г., Пермь) и положены в основу при расчетах удельных балансовых, удельных остаточных запасов нефти, выделения структуры запасов, а также определения величин ряда сравнительных технологических параметров.

Запасы нефти пласта Д1 (Ново-Елховская и Федотовская площади) подсчитаны по площадям, пластам, нефтяной зоне и ВНЗ, а также классами коллекторов.

При обосновании подсчетных параметров (пористости и нефтенасыщенности) определено, что каждый класс коллектора характеризуется своими значениями параметров, независимо от принадлежности к тому или иному пласту, зоне или площади.

Приняты следующие значения параметров: