Коллекторские свойства Гремихинского нефтяного месторождения
Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Этот объект представлен залежью массивного типа с подошвенными водами крупного водонапорного бассейна.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке с широкой и пологой северо-западной и несколько суженой юго-восточной переклиналями.
Литологически породы пласта А4 представлены неравномерным переслаиванием светло-серых органогенно-обломочных, плотных трещиноватых и пористых известняков с незначительным содержанием каверн. Цементом пород служит кальций, составляющий 5—7% от их общего объема. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы.
Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями.
По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части: верхнюю, среднюю и нижнюю.
Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5–2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0–3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0–18,0 м. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм2. Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г/см3), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м3/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа×с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м.
Средняя и нижняя части пласта А4 также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 – в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная – 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.
Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой – сложный характер их сообщности.
Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А4 сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083–0,149 мкм2. Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.
Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А4 обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 1/см, плотность их 0,9–8,4 1/см2, ширина от 0,02 до 2–3 мм. Трещины в разной степени кальцинированы, нередко частично или полностью заполнены нефтью.
С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2–3 см.
Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А4.
Нижняя поверхность кондиционно-нефтенасыщенного разреза имеет весьма сложный рельеф, контактируя либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны).
Таким образом, поверхность водонефтяного контакта (ВНК) представлена контактными окнами нефть-вода и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт. Запасы средней и нижней частей разреза объекта примерно одинаковы.
Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК (1000 м) – 12,5 МПа, пластовая температура +28 °С.
Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 0,912 до 0,924 г/см3, составляя в среднем 0,917 г/см3. Содержание парафина в нефти изменяется от следов до 6,7% по весу; количество силикагелевых смол – от 9 до 17%.
Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (61% по объему); содержание сероводорода – 0,27% (по объему), гелия – до 0,1–0,15%, СО2 – 1,31%, Н2 – 0,026%.
Обобщенная геолого-физические характеристики продуктивных пластов Гремихинского месторождения приведены в таблице.
Таблица Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Гремихинского месторождения
Параметры | Объекты | ||
верей | башкир. | яснопол. | |
Средняя глубина залегания, м | |||
Тип залежи | пласт. | массив. | пласт. |
Тип коллектора | карб. | карб. | терриг. |
Средняя общая толщина, м | |||
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 20,5 | 5,8 | |
Пористость, % | 19,8 | 18,7 | 21,4 |
Проницаемость, мкм2 | 0,162 | 0,619 | 0,526 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 12,6 | ||
Начальная пластовая температура, °С | |||
Начальное пластовое давление, МПа | 10,9 | 11,5 | 14,5 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с | 149,6 | 113,2 | |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,921 | 0,986 | 0,911 |
Абсолютная отметка ВНК, м | -1944 | -1000 | -2448 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,04 | 1,019 | 1,098 |
Содержание серы в нефти, % | 2,2 | 1,55 | |
Содержание парафина в нефти, % | 3,41 | 2,23 | 2,57 |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 2,3 | 4,4 | 7,3 |
Газосодержание нефти, м3/т | 6,2 | 5,3 | 7,3 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м | 1,178 | 1,171 |
Как видно из таблицы, нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (около 150 мПа×с), высокосернистых (более 2%), высокопарафинистых (более 6%), высокосмолистых (более 15%), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.
Как следует из вышеизложенного, к осложняющим особенностям разработки Гремихинского месторождения относятся сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость нефти (до 180 мПа×с), заключенной в резко неоднородных поровотрещиннокавернозных коллекторах карбонатного типа.
Дата добавления: 2016-08-07; просмотров: 1802;