Коллекторские свойства пласта
3мкм2. По граничному значению проницаемости 1010−3 мкм2 находим предельное значение пористости, которое соответствует 14% и, которое можно использовать при разделении пород на коллекторы и неколлекторы. Таким образом, исходя из сказанного выше, за нижние пределы пористости нами принимается Кп =14%, при проницаемости Кпр=1010−3 мкм2. Микроскопическими исследованиями было охвачено 56 шлифов, среди… Читать ещё >
Коллекторские свойства пласта (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Коллекторские свойства пород определялись тремя методами: геофизическими методами, лабараторными исследованиями и гидродинамическими исследованиями скважин.
Геофизическими исследованиями охвачены все продуктивные горизонты месторождения по всем скважинам и они являются наиболее представительными. Материалом для петрофизических и литолого-петрографических исследований послужил керн Елгинского месторождения.
Продуктивные пласты горизонтов (С1бб-3, С1тл-3 и С1тл-2) сложены песчаниками и алевролитами коричневыми, темно-коричневыми, алевритистыми, слабо глинистыми, равномерно нефтенасыщенными.
Микроскопическими исследованиями было охвачено 56 шлифов, среди которых были образцы, как из эффективной, так и уплотненной частей. По этим данным, а также по данным гранулометрического анализа продуктивные пласты тульско-бобриковской толщи сложены песчаниками и алевролитами.
Песчаники сложены зернами кварца, угловато-окатанной формы, сортировка средняя, в местах сгущения зерен — упаковка плотная.
По данным гранулометрического состава они мелкозернистые (37,3 — 76,1%), с небольшим содержанием среднезернистой псаммитовой фракции (0 — 5,2%), алевритистые (крупнозернистая алевритовая фракция — 16,5 — 32,5%, среднеи мелкозернистая — 2 — 10,6%).
Цемент регенерационный, образованный вторичным кварцем и контактовый, на отдельных участках поровый, представленный карбонатно-глинистым веществом (глинистость — 4,8 — 22,5%; карбонатность — 0,1 — 0,3%). Пористость песчаников 23,7 — 27,8%.
Алевролиты образованы зернами кварца угловатой и угловато-округлой формы размером 0,03 — 0,21 мм. Сортировка средняя, а на отдельных участках — плохая. Упаковка зерен средняя.
По данным гранулометрического состава содержание среднезернистой псаммитовой фракции варьирует в пределах 0,1 — 0,6%, мелкозернистой псаммитовой — 5 — 58,5%, крупнозернистой алевритовой — 25,6 — 79,3%, средне мелкозернистой алевритовой — 4,6 — 17,3%, пелитовой — 6,4 — 28,2%.
Типы цемента в алевролитах такие же, как и в песчаниках — регенерационный, контактовый и поровый.
Пористость алевролитов варьирует в пределах 19,8 — 26,2%, карбонатность — в пределах 0,3 — 4,7%.
В целом пористость пород, слагающих эффективные нефтенасыщенные прослои тульско-бобриковской толщи, колеблется от 14,3% до 28%, проницаемость — от 137•10-3 до 588•10-3 мкм2, карбонатность — от 0,1 до 4,7%, глинистость — от 4,8 до 28,2%.
Средние значения пористости и проницаемости для эффективной нефтенасыщенной части тульского горизонта составили соответственно 22,6% (34 определения) и 470×10-3 мкм2 (4 определения), бобриковского горизонта 25,7% (7 определений) и 137×10-3 мкм2 (1 определение).
Тип коллектора по данным литолого-петрографических исследований — поровый, высокоемкий, среднепроницаемый.
По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам тульского горизонта изменялись от 20×10-3 мкм2 до 460х•10-3мкм2 в среднем составляли 154×10-3 мкм2, бобриковского горизонта от 100×10-3 мкм2 до 2930×10-3 мкм2 в среднем составляли 916×10-3 мкм2 .
Покрышками для залежей нефти в тульско-бобриковских отложениях служат одновозрастные аргиллиты, алевритистые алевролиты и песчаники сильно глинистые, известковистые. Глинистость колеблется от 2,8 до 42,8%, карбонатность — от 0,1 до 25,7%. Такие колебания глинистости и карбонатности сильно отражаются на пористости, изменяя ее от 1,2 в аргиллитах до 26,2% в песчаниках. Значение проницаемости соответствующее нулевому значению динамической пористости равно.
1010-3мкм2. По граничному значению проницаемости 1010-3 мкм2 находим предельное значение пористости, которое соответствует 14% и, которое можно использовать при разделении пород на коллекторы и неколлекторы. Таким образом, исходя из сказанного выше, за нижние пределы пористости нами принимается Кп =14%, при проницаемости Кпр=1010-3 мкм2.
Турнейский ярус.
По данным исследований керна продуктивных отложений турнейского яруса пористость их колеблется от 8,3 до 13,8%, в среднем составляя 10,5%. Абсолютная проницаемость изменяется в пределах (0,4−402)х10-3мкм2, в среднем составляя 42,4×10-3мкм2. Остаточная водонасыщенность не определялась. По аналогии с Бастрыкским и Кадыровским месторождениями можно утверждать, что тип коллектора в турнейской толще Елгинского месторождения поровый, на отдельных участках — каверно-поровый.
При проницаемости равной около 0,5*10-3 мкм2. При этой проницаемости граничное значение пористости, при котором возможно движение флюида, равно 9%.
Покрышкой для залежей нефти в турнейском ярусе являются аргиллиты с прослоями плотных глинистых алевролитов из нижней части визейского яруса, толщиной до 7 м.
Пашийский и кыновский горизонты По данным исследований керна продуктивных отложений кыновского горизонта пористость их колеблется от 14,7 до 21,6%, в среднем составляя 18,6%. Проницаемость изменяется в пределах (36−1356)х103мкм2, в среднем составляя 552,6×10-3мкм2. Остаточная водонасыщенность в коллекторе колеблется от 2,43 до 48,1%, в среднем составляя 16,1%.
По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам изменялись от 98×10-3 мкм2 до 520×10-3 мкм2 в среднем составляли 227×10-3 мкм2 .
По данным исследований керна продуктивных отложений пашийского горизонта пористость их колеблется от 14,4 до 25,3%, в среднем составляя 19,5%. Абсолютная проницаемость изменяется в пределах (9,4−5274)х10-3мкм2, в среднем составляя 606,7×10-3мкм2. Остаточная водонасыщенность в коллекторе колеблется от 1,82 до 47,7%, в среднем составляя 9,4%.%.
По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам изменялись от 24×10-3 мкм2 до 482×10-3 мкм2 в среднем составляли 253×10-3 мкм2 .
Покрышками для пластов терригенного девона служат аргиллиты, мергели и алевролиты кыновского горизонта.
Аргиллиты имеют пористость 5,3% (1 определение), мергели — 1,5% (1 определение).
Алевролиты были изучены по шести образцам керна, по которым были выполнены определения пористости, гранулометрического состава и карбонатности. По этим данным среднезернистая псаммитовая фракция в них составляет 0,1 — 10%, мелкозернистая псаммитовая — 0 — 9,5%, крупнозернистая алевритовая — 7,5 — 59,7%, среднеи мелкозернистая алевритовые — 13,8 — 45%, пелитовая фракция — 7 — 9,4%. Карбонатность колеблется от 0,1 до 11,4%, иногда достигая в случае с мергелем 50,7%. Пористость алевролитов, слагающих неэффективные прослои, изменяется от 6,7 до 11,3%.
В итоге по данным исследований керна и корреляционного анализ взаимосвязей между основными свойствами коллекторов в качестве нижних (кондиционных) значений можно принять следующие значения:
Таблица 3.
Горизонты. | Кп, %. | К, 10-3мкм2 |
С1тл+С1бб. | ||
С1тр | 0,5. | |
Д0+Д1. |
Таблица 4. Геолого-физическая характеристика пластов Елгинского месторождения.
Параметры. | Эксплутационный объект. | ||||
Пашийский. | Тыманский. | Мендымский. | Турнейский. | Бобриковский. | |
Средняя глубина залегания кровли, м. | |||||
Тип залежи. | Пластовый струк.-литол. | Пластовый струк.-литол. | Пластовый Пор.-трещ. | Пластовый массивный. | Пластовый струк.; |
Тип коллектора. | поровый. | поровый. | Пор.-трещ. | пор. -трещ. | литол.поровый. |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 4563/4574. | 6922/4508. | 5138/2119. | 1789/1488. | 3932/; |
Средняя толщина, м. | 24,2. | 16,7. | 35,7. | 14,2. | |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м. | 2,7. | 10,6. | 3,9. | ||
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м. | 8,9. | 3,7. | 15,1. | 5,7. | |
Коэф. пористости, доли ед. | 0,2. | 0,19. | 0,06. | 0,107. | 0,228. |
Коэф. нефтенасыщенности пласта, доли ед. | 0,88. | 0,8. | 0,83. | 0,655. | 0,83. |
Проницаемость 10-3, мкм2 (по ГИС). | 462,5. | 208,3. | 33,2. | 1035,7. | |
Коэф. песчанистости, доли ед. | 0,61. | 0,91. | 0,68. | 0,38. | 0,69. |
Расчлененность, доли ед. | 1,4. | 5,7. | 1,5. | ||
Начальная пластовая температура, °С. | |||||
Начальное пластовое давление, МПа. | 17,5. | 17,5. | 16,5. | 11,3. | 11,1. |