Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения

 


Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Угутского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин.


В общей сложности для расчёта средних значений параметров использованы следующие данные:


- для расчета открытой пористости: 278 измерений, из 23 скважин, в том числе 184 измерения (66%) из нефтенасыщенной части пластов и 94 измерения (34%) из водонасыщенной части;


- для расчета проницаемости 228 измерений, из 23 скважин, из них 143 измерения (63%) из нефтенасыщенной части пластов, 85 измерений (37%) из водоносной части;


- для расчета содержания связанной воды: 227 измерений из 23 скважин, из них 142 измерения (63%) из нефтенасыщенной части пластов, 85 измерений (37%) из водоносной части;


Результаты проведённых исследований сведены в таблицу 1.


             Таблица 1 – Результаты исследований ФЕС свойств пластов





























Пласт



Пористость, %



Проницаемость, мД



Насыщенность связанной водой, %



ЮС1-1



17,4-19,3



13,2



15,4-36,7



ЮС1-2



16,4-17,7



2,0-23,0



43



ЮС1-3



16,9-18,1



12,6-20,4



36,4-41,4




Геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин, что позволяет проследить характер изменения коллекторских свойств по площади и разрезу продуктивных пластов. На основании этих исследований выявлено следующее.


Проницаемость отдельных продуктивных пластов различается достаточно сильно: пласт ЮС1-1 (от 0,3 до 85 мД), пласт ЮС1-2 (от 0,5 до 47 мД), пласт ЮС1-3 (от 0,5 до 50 мД). Так же установлено, что для продуктивных пластов ЮС1-1 и Ю1-3 характерно уменьшение проницаемости от кровли к подошве, наиболее проницаемые пропластки сосредоточены в кровельной части пластов. В пласте Ю1-2 наиболее проницаема центральная часть.


Распределение проницаемости по площади распространения пласта ЮС1-1 показано на рисунке 1.


Для пласта ЮС1-1 характерно увеличение проницаемости в направлении с запада на восток от 8-20 мД до 16-34 мД.  Для пласта ЮС1-2  характерно снижение проницаемости с северо-запада на юго-восток от 10-30 мД  до 1-10 мД. В пределах пласта Ю1-3 проницаемость распределяется достаточно равномерно. Как будет видно из дальнейшего, в данной работе рассмотрению подлежит пласт ЮС1-1.


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


 


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Рисунок 1 -  Карта распределения проницаемости пласта ЮС1-1


Осреднённые значения коэффициентов открытой пористости по отдельным пластам горизонта ЮС1 варьируют незначительно: пласт ЮС1-1 (18,6%), ЮС1-2 (16%), ЮС1-3 (17%). Доля пропластков с наибольшими значениями пористости продуктивных пластов (более 18%) распределяется следующим образом: пласт ЮС1-1 (60%), ЮС1-2 (64%), ЮС1-3 (61%).


Характер распределения пористости по площади распространения продуктивных пластов аналогичен распределению проницаемости. Карта распределения пористости пласта Ю1-1 показана на рисунке 2.


Осредненная нефтенасыщенность продуктивных пластов горизонта Ю1 распределена следующим образом пласт ЮС1-1 в нефтяной зоне (НЗ) – 55,9%, в водонефтяной зоне (ВНЗ) – 48,8%; пласт ЮС1-2: НЗ – 58,4%  ВНЗ – 48,5%; пласт ЮС1-3: НЗ – 57,1%,  ВНЗ – 48%.


Общим для геологического разреза всех продуктивных пластов, является характерное снижение нефтенасыщенности от кровли к подошве. Распределение нефтенасыщенности продуктивных пластов на момент начала разработки месторождения слеедующее: пласт ЮС1-1 (87%), ЮС1-2 (91%), ЮС1-3 (88%). Распределение нефтенасыщенности пласта ЮС1-1 по его площади       распространения представлено на рисунке 3.


Геологическая неоднородность. Основные показатели неоднородности продуктивных пластов рассчитаны по разному количеству скважин: по 15 скважинам, пробуренных на горизонт Ю2 и по 232 скважинам на пласт ЮС1-1. Статистическое изучение распределения проницаемых пропластков по их эффективной толщине в объёме залежей нефти продуктивных пластов Угутского месторождения указало на различный структурный состав пластов. Так, в продуктивном пласте ЮС1-1 прослои толщиной до 2м составляют 29% объёма залежи, от 2 до 4м – 40% залежи. На монолитные пласты толщиной более 4м приходится примерно 31% объёма залежи.


В структуре строения пласта ЮС1-2, прослои толщиной до 2 м занимают половину объёма пласта, от 2 до 4м – 17% объёма, а прослои толщиной более 4м, как и в пласте ЮС1-1, составляют 32% объёма пласта.


В пласте ЮС1-3 прослои толщиной до 2 м имеют относительный объём        – 66%, прослои от 2 до 4м – 13% объёма и прослои более 4м – всего 12% объёма пласта.


Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС1-1 представлена на рисунке 4.


В таблице 2 представлены основные, осреднённые по пластам, геолого-физические параметры Угутского месторождения.


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


пористость %


Рисунок 2 - Карта распределения пористости пласта ЮС1-1


 


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Рисунок 3 - Распределение нефтенасыщенности пласта ЮС1-1


 

Таблица 2 - Геолого-физические параметры пластов ЮС1-1, ЮС1-2, ЮС1-3


































































































































































Параметр



Единицы



Пласт



Пласт



Пласт



 



измерения



ЮС1-1



ЮС1-2



ЮС1-3



Средняя глубина залегания



м



2796



2815



2827



Тип залежи



 



литолого-экранированный



Тип коллектора



 



поровый



поровый



поровый



Площадь нефтегазоносности



м2



3148520



181755



210230



Средняя толщина пласта



м



15,7



10,3



15,1



Средняя нефтенасыщ. толщина



м



8,1



3,3



5,5



Коэффициент открытой пористости



%



18



17



18



Проницаемость пласта



мД



22



14



30



Коэффициент песчанистости



д.ед



0,59



0,4



0,43



Коэффициент расчленённости



д.ед



2,71



1,52



3,67



Пластовая температура





88



85



87



Пластовое давление начальное



М Па



28,6



28,8



28,8



Динамическая вязкость нефти



мПа*с



1,2



1,3



3,4



Плотность нефти пластовая



кг/м3



773



815



842



Объёмный коэффициент нефти



д.ед



1,179



1,106



1,078



Газосодержание нефти



м3/т



64



45



30



Давление насыщения нефти газом



М Па



10,9



8,5



6,4



Динамическая вязкость воды



мПа*с



0,35



0,35



0,35



Плотность воды пластовая



кг/м3



0,989



0,989



0,989



Удельная продуктивность



Кпрод/1м



0,989



0,551



0,491



Начальные балансовые запасы



млн.т



67,9



30,6



86








Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения


Рисунок 4 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта                                                                                                                                                                        ЮС1-1






ищи здесь, есть все, ну или почти все