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.
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.
пористость %
Рисунок 2 - Карта распределения пористости пласта ЮС1-1
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 | 0С | 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 |
Рисунок 4 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС1-1