Продуктивная характеристика пластов
Керновые определения проводились в лаборатории физики пласта Печоранефть. Значения пористости (Кп) песчаников пласта I — б по керну меняется от 10,34 до 13,51% и в среднем составляет 11,92%. Пористость песчаников пласта I — в — 12,38% при диапазоне изменения от 8,93 до 14,7%. Среднее значение проницаемости (Кпр) по керну для пласта I — б равна 79,13 * 10−15 м2 при диапазоне изменения от 1,37… Читать ещё >
Продуктивная характеристика пластов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Характеристика толщин пластов Промышленные залежи нефти на Северо-Харьягинском месторождении приурочены к терригенным коллекторам пластов I — б и джьерского и I — в яранского горизонтов. Характеристика толщин песчаных пластов по месторождению дана в таблице 1.1.
Залежь пласта I — б небольшая, где общая толщина варьирует от 5 до 11 м при среднем значении 7 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины одинаковые, колеблются от 1,5 до 2,5 м и в среднем равняются 1,9 м.
Таблица 1. Характеристика толщин пласта
Пласт. | Общая толщина. | Эффективная толщина. | Нефтенасыщенная толщина. | |||
интервал изменения, м. | среднее значение, м. | интервал изменения, м. | среднее значение, м. | интервал изменения, м. | среднее значение, м. | |
I — б. | 5,0? 10,0. | 1,5? 2,5. | 1,9. | 1,5? 2,5. | 1,8. | |
I — в. | 31,7? 43,9. | 36,9. | 14,1? 27,3. | 21,4. | 5,5? 12,6. | 7,7. |
Верхняя часть I — в пласта более мощная, чем I — б пласта и в среднем общая толщина равна 36,9 м (диапазон изменения 31,7? 43,9 м). Эффективные толщины изменяются от 14,1 до 27,3 м, а нефтенасыщенные от 5,5 до 12,6 м, при среднем значении 21,4 м и 7,7 м, соответственно.
Показатели неоднородности пластов Для изучения влияния неоднородности на разработку Северо-Харьягинского месторождения определялись коэффициенты песчанистости, расчлененности и макронеоднородности. Значения этих коэффициентов приведены в таблице 1.2.
Таблица 2. Статистические показатели характеристик неоднородности.
Пласт. | Коэффициенты. | ||
песчанистости, доли единицы. | расчлененности, доли единицы. | макронеоднородности, доли единицы. | |
1-б. | 0,27. | 1,01. | 0,631. |
1-в. | 0,62. | 6,27. | 0,308. |
Коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта, отражает характер неоднородности и показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Северо — Харьягинском месторождении для пластов I — б и I — в он равен, соответственно — 0,27; 0,62. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение числа проницаемых пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. показывает среднее число проницаемых пластов, слагающих продуктивный горизонт. Для данного месторождения по пластам I — б и I — в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.
Комплексный коэффициент макронеоднородности учитывает расчлененность и представляет собой отношение количества проницаемых прослоев к толщине вскрытых скважинами проницаемых прослоев. Характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины пород-коллекторов.
На Северо-Харьягинском месторождении по пластам I — б и I — в он равен 0,631 и 0,308, соответственно.
Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов Определение коллекторских свойств пластов проводилось по результатам керновых, геофизических и гидродинамических исследований.
Керновые определения проводились в лаборатории физики пласта Печоранефть. Значения пористости (Кп) песчаников пласта I — б по керну меняется от 10,34 до 13,51% и в среднем составляет 11,92%. Пористость песчаников пласта I — в — 12,38% при диапазоне изменения от 8,93 до 14,7%. Среднее значение проницаемости (Кпр) по керну для пласта I — б равна 79,13 * 10-15 м2 при диапазоне изменения от 1,37 до 186,20 * 10-15 м2. Для пласта I — в значение проницаемости колеблется от 7,91 до 387,98 * 10-15 м2, составляя в среднем 122,44 * 10-15 м2.
По гидродинамическим исследованиям проницаемость определялась только для пласта I — в и равна 3,8 * 10-15 м2. При размахе содержания 0,64? 7,21 * 10-15 м2. Значение нефтенасыщенности по керну определялось через уравнение связи Кпэф = 1.16 * Кп — 4.25 при коэффициенте корреляции r = 0,92 и равно, соответственно, для пласта I — б — 80%, для пласта I — в — 79%.
Для изучения терригенных поддоманиковых отложений Северо-Харьягинского месторождения применялся стандартный комплекс исследований, принятый в Тимано — Печорской провинции. Из скважин, пробуренных на Северо-Харьягинском месторождении, полный комплекс выполнен в скважинах 1 и 2. В скважинах 3 и 6 выделение коллекторов производилось по качественным признакам из-за отсутствия исследований АК и некачественной записи НГК. В целом геофизический материал по месторождению хорошего качества.
При наличии комплекса характерных для терригенных коллекторов качественных и количественных признаков в эффективные толщины включились интервалы, однозначно характеризующиеся по большинству геофизических методов.
При исследовании образцов керна граничное значение пористости принято равным 10% для пород верхнего девона и 9% для пород среднего девона.
Результаты исследований керна подтверждают высокую пористость, при этом пласты — коллекторы характеризуются более низкими фильтрационными свойствами, что, несомненно, ухудшает коллекторские свойства.