Геолого-физическая характеристика объекта разработки, Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность

Начальное пластовое давление Пласта Фм приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м) составило 20,7 МПа, средняя начальная пластовая температура принята равной 33°С. Объект разработки представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Параметры пласта Фм приведены в табл. 1.

Таблица 1. Сводная таблица параметров пласта Фм

Параметр

Значение

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м

2000.6 (-1778.3)

Тип залежи

Массивная

Тип коллектора

Карбонатный

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2

11402

Коэффициент расчлененности

19,8

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

12,3

Коэффициент песчанистости

0,17

Коэффициент пористости, доли ед.

0,11

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

0,79

Проницаемость, мкм2

0,039

Начальная пластовая температура, 0С

33

Начальное пластовое давление, МПа

20,70

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

1,13

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

706

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

816

Абсолютная отметка ВНК, м

-1880

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,383

Содержание серы в нефти, %

0,41

Содержание парафина в нефти, %

4,58

Давление насыщения нефти газом, МПа

14,69

Газовый фактор, м3/т

185,6

Содержание сероводорода, %

0

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с

1,17

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1,133

Сжимаемость, 1/МПа Ч 10-4

нефти

15,82

воды

2,81

породы

1,405

Пласт Фм имеет невысокую проницаемость (0,039 мкм2), средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм2*см/(мПа*с), пониженную нефтенасыщенность (Кн. нас.=0,79) и пористость 11 %. Значения пористости и проницаемости по разным видам исследований приведены в табл. 2.

Коэффициент расчлененности - 19,8, коэффициент песчанистости - 0,17(коэффициенты расчлененности и песчанистости с коэффициентами вариации представлены в табл. 3).

Таблица 2. Численное значение проницаемости, пористости и нефтенасыщенности по разным видам исследований

Метод определения

Наименование

Проницаемость, мкм2

Пористость, доли ед.

Начальная нефтенасыщенность, доли ед.

Лабораторные исследования

Интервал изменения

0,00072 - 1,311

0,054 - 0,265

Среднее значение

0,0911

0,123

Коэффициент вариации

1,789

0,394

Геофизические исследования скважин

Интервал изменения

0.005 -6.094

0.054 -0.229

0.506 -0.945

Среднее значение

0,449

0,105

0,785

Коэффициент вариации

2,001

0,349

0,144

Гидродинамические исследования скважин

Интервал изменения

0,0002-0,249

Среднее значение

0,039*

Коэффициент вариации

1,45

*- параметр, принятый в расчетах.

Таблица 3. Коэффициенты расчлененности и песчанистости

Коэффициент

Значения

РИГИС

ГМ

ФМ

Коэффициент расчлененности (К расч.)

3,5

7-40/21.2

9-25/15.2

Коэффициент песчанистости (К песч.)

0,18

0,15

0,11

Геологические запасы нефти составляют 57,3 % от запасов месторождения, представлены по категории В+С1.Развита трещиноватость, наблюдаются прямолинейные и извилистые тонкие разнонаправленные трещины. Наибольшей проницаемостью обладает верхняя часть разреза в виду влияния эффективной трещиноватости.

Коэффициент вытеснения, определенный экспериментально на модели пласта проницаемостью 0,1124 мкм2, скомпонованной из образцов турнейско-фаменских отложений составил 0,645. В опытах использовалась нефть пласта Т-Фм, вязкость модели нефти равнялась 1,3 мПа*с, вытесняющим агентом служила пресная вода, температура проведения опыта - 33 °С.

Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. №№ 401, 419, 424, 162 (основная часть выборки). Коллекторами являются известняки сгустково - и комковато-детритовые кавернозно-пористые. В скважинах №№ 401, 419, 424 - известняки интенсивно выщелоченные с зонами палеокарста. Отмечается слабая доломитизация в цементе и по органике (1-3%).

Поры межформенные размером от 0,03 до 0,65-0,8 мм и каверны - 1,0-4,5 мм (макро - - до 2,0-2,5 см) от редких до придающих породе кавернозно-пористый облик, часто с битумным заполнением. Скв. № 410 вскрыла отложения рифового склона - здесь коллекторами являются известняки мелкодетритовые с мелкими кавернами 2-3 мм.

В соответствии с результатами изучения смачиваемости породы турнейско-фаменских отложений гидрофобные. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет прерывистый характер, зоны замещения коллекторов плотными породами.

Похожие статьи




Геолого-физическая характеристика объекта разработки, Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Предыдущая | Следующая