Коллекторские свойства продуктивных толщ, их нефтенасыщенность - Характеристика месторождения Кумколь

На месторождении Кумколь нефтеносными являются J2, J3, неоком. В разрезе может быть до пяти нефтеносных горизонтов Юры: в средней Юре - Ю-IV, (Ю-V на Кумколе не встречен), в верхней Юре - Ю-I, Ю-II, Ю-III и два неокомских горизонта (М-I, M-II).

Разобщенность пластов коллекторов глинистыми пластами в зоне ВНК и ГНК привела к широкому развитию бесконтактных зон, особенно в М-I и Ю-I горизонтах, что способствует увеличению безводного периода эксплуатации Залежь массивная, массивно-плас-товая. Горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-IV содержат газовые шапки в присводовой части.

В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II, которые хорошо кор - релируются и однозначно выделяются по данным ГИС.

Горизонт М-1 представлен в виде 2-3 пластов-коллекторов. Верхние два песчаных пласта, наиболее выдержаны по толщине, прослеживаются по всей площади и иногда сливаются в единый коллектор. Нижний пласт часто замещается непроницаемыми породами. Определенной закономерности его распространения по площади не наблюдается.

Общая мощность неокомских отложений составляет 1065-1115 м. Общая толщина продуктивных отложений достигает 60 м. Продуктивная часть делится на две пачки - верхняя и нижняя.

Залежь нефти нижней пачки М-I пластово-сводовая, включает два пласта, разделенных на пропластки до 7 штук, ВНК находится на отметке -999 м. Высота залежи до 30 м (7,6-21,2 м); нефтенасыщенная мощность 1,0-13,4 м. Горизонты М-I и М-II разделяет пачка глин толщиной 9-21 м.

Верхняя пачка М-I, пластово-сводовая залежь, делится на 2-3 пласта, нижняя может переходить в плотный или сливаться со средним. Эффективная толщина до 13 м (2,0-11,8 м), ВНК находится на глубине 981-985 м, этаж нефтеносности имеет мощность 42 м. Получен приток 90 т/сут на штуцере 6 мм и депрессии 0,4 МПа.

Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в целом по пласту колеблются от 0,6 до 16,7 м (скв.1043) и в среднем составляют 9.2 м. Северная часть залежи горизонта М-1 представлена обширной водо-нефтяной зоной. геологический нефть тектоника

Наибольшие эффективные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в центральной части залежи или в северной части чисто-нефтяной зоны. Уменьшение нефтенасыщенных толщин происходит в восточной и западной бортовых и южной переклинальной частях залежи.

Расчлененность горизонта варьирует от 1 до 5 при среднем значении 2.27, коэффициент вариации 0.26. По чисто-нефтяной зоне расчлененность в среднем равна 2.6; коэффициент вариации 0.19; по ВНЗ - 1.6 и 0.28 соответственно. Средневзвешенные значения пористости по скважинам меняются от 0.19 до 0.33 по данным интерпретации ГИС и в среднем равны 0.272.

По данным лабораторных исследований керна пористость изменяется в пределах 0.19-0.32 при среднем значении 0.251.

Нефтенасыщенность определялась только по данным ГИС и варьирует в интервале 0.53-0.77 при среднем значении 0.646.

Проницаемость коллекторов определялась 3 методами: по лабораторным исследованиям керна, по данным интерпретации ГИС и по гидродинамическим исследованиям. По анализам керна проницаемость меняется от 0.005 до 5.29мкм2 при среднем значении 1.308 мкм по интерпретации ГИС от 0.048 до 6.0 мкм2, при среднем значении проницаемости 1.607 мкм2, по гидродинамическим исследованиям от 0.129 до 5.6 мкм2, при среднем значении 1.481 мкм2.

Средние значения пористости и проницаемости по разным методам определения практически совпадают. Наибольший охват скважин при определении проницаемости достигнут по данным ГИС.

По данному методу 30% значений проницаемости приходится на интервал 0.1-0.5 мкм2, 18% на интервал 0.5-1.0 мкм2 и 26% на интервал значений > 2.5 мкм2

Горизонт М-II отделяется от горизонта М-I глинистой пачкой толщиной 12-25 м и представлен в пределах продуктивной части разреза в виде 1-2 песчаных пластов.

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 2 и лишь в отдельных скважинах расслаивается до 3 пропластков.

В среднем по горизонту расчлененность равна 1.58, коэффициент вариации 0.22. Коэффициент песчанистости по горизонту М-II меняется в пределах 0.1 до 1 и в среднем составляет 0.74, коэффициент вариации равен 0.05.

Значения эффективных нефтенасыщенных толщин по горизонту меняются от 0.8 м до 15.2 м и в среднем составляет 7.2 м.

В виду пластово-массивной залежи горизонта М-II максимальные эффективно-нефтенасыщенные толщины соответствуют сводовой части структуры. Средневзвешенные значения пористости по скважинам изменяются от 0.19 до 0.328 и в среднем составляет 0.272 по данным интерпретации ГИС.

По данным лабораторных исследований керна пористость изменяется в пределах 0.19-0.32 и в среднем равно 0.239. Начальная нефтенасыщенность определялась по данным интерпретации ГИС и в среднем составляет 0.6 при разбросе значений от 0.4 до 0.75.

Проницаемость коллекторов определялась также 3 методами: по лабораторным исследованиям керна, по данным интерпретации ГИС и по гидродинамическим исследованиям. По анализам керна проницаемость

Коллекторов продуктивного горизонта М-II меняется от 0.195 до 3.22 мкм2 при среднем значении 1.33 мкм2, по интерпретации ГИС интервал изменений 0.05-6.0 мкм2, среднее значение 1.57 мкм2 по гидродинамическим исследованиям разброс значений проницаемости 0.048-6.71 мкм2, и в среднем составляет 2.6 мкм2.

По данным интерпретации ГИС в среднем по 23.0% значений проницаемости приходится на интервалы 0.1-0.5 мкм2, 0.5-1.0 мкм2 и >2.5 мкм2. Второй эксплуатационный объект (горизонты Ю-I-Ю-II) содержит нефтяную залежь с газовой "шапкой". В целом по месторождению Кумколь II эксплуатационный объект является основным по запасам нефти и газа и обладает наибольшей площадью нефтеносности. Значения эффективных толщин коллекторов II эксплуатационного объекта варьируют в пределах 2.7-24.7м и в среднем равны 13.8м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по объекту меняются от 0.6 до 23.7м и в среднем равны 9.6м, по зонам насыщения имеют следующие интервалы изменения и средние значения: по ГНЗ от 0.6 до 18.8м и в среднем 8.6м; по ЧНЗ от 2.7 до 23.7м и в среднем 12.7м; по ВНЗ от 1.2 до 19.0м и в среднем 7.6м.

Газонасыщенные толщины в целом по объекту имеют интервалы изменения от 0,6 до 23,1м, среднее значение 11.1м. По зонам насыщения газонасыщенные толщины имеют следующие интервалы изменений: по газовой зоне 8.3-23.1м, в среднем 15.1м, по газонефтяной зоне 0.6-18.1м, в среднем 7.1м. Максимальные значения нефте и газонасыщенных толщин (более 16м) соответствуют центральной (сводовой) части залежи.

Коэффициент песчанистости в целом по объекту меняется в пределах от 0.1 до 0.78 и в среднем составляет 0.42, коэффициент вариации 0.13. Расчлененность объекта варьирует от 1 до 10, при среднем значении 4.9 и коэффициенте вариации 0.13.

Средневзвешенные значения пористости по скважинам изменяются от 0.16 до 0.385 и в среднем составляют 0.238 по данным ГИС. По данным лабораторных исследований керна пористость меняется в пределах 0.16-0.34 и в среднем равна 0.233.

Нефтенасыщенность по объекту изменяется от 0.45 до 0.9 и в среднем равна 0.68, газонасыщенность коллекторов меняется от 0.59 до 0.89 и в среднем равна 0.71.

Продуктивный горизонт Ю-III отделен от вышележащего глинистым разделом толщиной 2-10м и является частью единого резервуара содержащего газонефтяную залежь, включая горизонты Ю-I и Ю-II.

Коллекторы Юры гранулярного типа, сложены алевролитами, алевритами, песками и песчаниками.

Породы горизонта Ю-IV состоят из алевролитов - 80%, песков и песчаников - 20%. Пески и алевролиты относятся к песчаникам и алевролитам на глинистом цементе как 2/1, карбонатизация - 9%.

В основании Ю-IV в юго-восточной части находятся слой плотного карбонатного песчаника.

Покрышка Ю-IV - аргиллиты и глинистые алевролиты Карагансайской свиты. Состав гидрослюдисто-коалинитовый с включениями битума, пирита, марказита.

В J2 продуктивные пласты (Ю-IV) встречены только в центральной сводовой части поднятия и залегают на глубине 1290-1320 м. Общая толща продуктивной пачки J2 - 24 м, состоит из 1-5 песчано-алевролитовых пластов. Эффективная суммарная мощность до 3,6-11 м. С отметке -1225 м и ниже коллектора водоносные, ВНК - 1200 м (скважина 2), ГНК-1179 и (скважина 8). Газовая шапка имеется в сводовой части. Этаж нефтегазоносности 26 м высота газовой части 3,5 м.

Горизонт Ю-IV отделяется от Ю-III пачкой глин мощностью 10-34 м. В J3 продуктивные пласты находятся на глубине 1200-1300 м. Общая толща продуктивных отложений до 75 и делится на три пачки, средняя толщина каждой из которых по 25 м. В пределах каждой пачки выделяются до 7 песчано-алевролитовых пластов.

Горизонты Ю-I, Ю - II, Ю - III относятся к кумкольской свите J3 представленной песчано-алевролитовыми породами с прослоями глинистых алевролитов и глин.

Залежи нефти J3 - пластово-сводовые, с единым водо-нефтя-ным контак - том. В пределах верхней пачки в сводовой части выявлена газовая шапка (скважины 1, 8, 9), ВНК (скважина 13) условно взят - 1198 м, ГНК - 1111 м. Этаж нефтегазоносности составляет 120 м, высота газовом части - 30 м. Горизоит Ю-III включает два песчаных пласта эффективной мощностью 1,6-2,2 м. Приток нефти из Ю-III получен до 87 т/сут на штуцере 8 мм с депрессией 3,8 МПа.

Горизонт Ю-II включает 1-2 песчаных пласта эффективной мощностью 0,6-11,4 м и может содержать газовую шапку. Горизонт Ю-I состоит из 2-3 песчаных пластов эффективной толщиной 0,8-12 м.

Из верхней части приток - 74 т/сут на штуцере 8 мм при депрессии 4,1 МПа. Меловые горизонты залегают выше Ю-I на 80-148 м. Продуктивные горизонты относятся к арыcкумской подсвите неокома.

Горизонт Ю - III состоит на 73 % т алевролитов и алевритов, причем соотношение сцементированной чаcти к сыпучей как 1/1, карбонатность-9,8 %. Пески и песчаники составляют 27 %. Состав: карбонаты - 5,7%, кварц - 27-58%, полевой шпат - 4-19%. Цемент глинистый с высоким содержанием включений пирита и марказита, максимально 98%, в среднем 57%.

Горизонт Ю - II состоит на 77% из алевритов и алевролитов, причем алевритов в 2 раза больше, чем алевролитов, карбонатность 9,9 %. Пески и песчаники составляют 23 % и относятся друг к другу в равной пропорции, их карбонатность 19,5%.

Горизонт Ю-I на 84 % сложен алевролитами и алевритами с карбонатностью до 15. Песок к песчанику относятся как 2/1.

Коллектора характеризуются слабо выраженной пористостью. Содержание кварца 31-61 %, полевого шпата 8-19 %, обломочный материал 26-60 %, цемент глиниссто-коалинитовый. В Северной части Ю-1 (скважины 1, 40) сложен преимущественно карбонатным песчаником и известняком.

Горизонты Ю - I, II; III разделяется между собой слоями глин мощностью 3-15 м.

По результатам бурения эксплуатационных скважин сводовая часть горизонта Ю-III расположена выше абсолютных отметок -1112м, где была выявлена газовая "шапка".

Как уже отмечалось выше по данным опробования и ГИС газонефтяной контакт горизонта Ю-III на уровне ГНК II эксплуатационного объекта. Значения эффективных толщин в целом по горизонту изменяются в интервале 0.6-20.8 м, в среднем равны 8.9 м, в том числе по зонам насыщения: по ГНЗ от 4.0 до 14.0м и в среднем 8.8 м, по ЧНЗ от 0.6 до 20.8 м и в среднем 7.5 м, по ВНЗ от 2.2 до 20.2 м и в среднем 10.5 м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются в интервале 0.6-20.8 м и в среднем равны 6.3 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ от 2.0 до 9.2 м, в среднем 5.3 м; ЧНЗ от 0.6 до 20.8 м в среднем 7.5 м; ВНЗ от 1.0 до 12.1 м в среднем 5.9 м.

Газонасыщенные толщины изменяются в интервале 0.8-8.1м и в среднем равны 3.5 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины (более 10 м) соответствуют северной части залежи горизонта Ю-III, уменьшение толщин происходит в южном направлении (4.0 м и менее).

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 6 и в среднем равна 2.2, коэффициент вариации 0.19.

По анализам керна пористость коллекторов горизонта Ю-III меняется в пределах 0.16-0.35м и в среднем равна 0.23. По данным ГИС пористость меняется от 0.16 до 0.333м в среднем равна 0.229.

Нефтенасыщенность меняется от 0.34 до 0.88 и в среднем составляет 0.67, газонасыщенность в интервале 0.62-0.74, в среднем равна 0.684.

Проницаемость пластов-коллекторов горизонта Ю-Ш изменяется в интервале 0.002-3.27 мкм2 и в среднем соответствует 0.463 мкм2 по данным ГИС в интервале 0.003-5.99 мкм2 и в среднем равна 0.445 мкм2 по гидродинамическим исследованиям интервал изменения 0.047-1.73 мкм2, в среднем равна 0.580 мкм2.

По данным интерпретации ГИС 30.2% значений проницаемости приходится на интервал 0.01-0.05 мкм2, 13.8% на интервал 0.05-0.1мкм2 35% на интервал 0.1-0.5 мкм2 и 11.2% на интервал 0.5-1.0 мкм2.

Продуктивный горизонт Ю-IV несколько обособлен по высоте от вышележащих горизонтов Ю-I-III и отделяется пачкой глин толщиной 10-40м. Горизонт Ю-IV характеризуется высокой расчлененностью и наибольшим распространением зон отсутствия коллекторов. В пределах контура продуктивности горизонта Ю-IV выделены следующие зоны насыщения: газонефтяная, газо-нефтеводяная, чисто-нефтяная и водо-нефтяная. Значения эффективных толщин в целом по залежи изменяются от 0.8 до 23.0 м и в среднем равны 9.0 м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по залежи меняются от 0 до 10.3 м и в среднем равны 4.2 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ от 0 до 6.3 м, в среднем 2.8 м; ГНВЗ - от 0 до 10.3 м, в среднем 5.4 м; ЧНЗ от 1.8 до 5.5 м в среднем 4.0 м; ВНЗ от 0.6 до 9.1 м в среднем 4.6 м.

Газонасыщенные толщины в целом по залежи меняются в интервале 0-6.3 м и в среднем равны 3.0 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ 0.8-5.8 м и 2.7 м, ГНВЗ 0-6.3 м и 3.2 м.

Зоны отсутствия коллекторов выделены в северной и восточный частях залежи по нефтенасыщенному разрезу

Коэффициент песчанистости в целом по горизонту меняется в пределах 0.05-1.0 м и в среднем равен 0.4, коэффициент вариации 0.33.

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 6 и в среднем равна 2.97, коэффициент вариации 0.34.

Пористость коллекторов по данным исследования керна меняется от 0.16 до 0.3 и в среднем равна 0.206.

По данным ГИС пористость изменяется в пределах 0.16-0.314 и в среднем равна 0.223.

Нефтенасыщенность и газонасыщенность коллекторов горизонта Ю-IV изменяются соответственно в пределах 0.44-0.8 и 0.49-0.77 и имеют средние значения 0.572 и 0.632.

Проницаемость коллекторов горизонта Ю-IV по керну изменяется в интервале 0.003-0.718 мкм2 и в среднем равна 0.165 мкм2, по данным ГИС в интервале 0.005-5.15 мкм2 и в среднем 0.462 мкм2, по гидродинамическим исследованиям в интервале 0.118-1.89 мкм2 и в среднем соответствует 0.625мкм.

По данным ГИС (наибольший охват скважин) 41.3% значений проницаемости приходится на интервал 0.01-0.05мкм2, 13.0% - на интервал 0.05-0.1 мкм2 и 30.4% - на интервал 0.1-0.5 мкм2.

Похожие статьи




Коллекторские свойства продуктивных толщ, их нефтенасыщенность - Характеристика месторождения Кумколь

Предыдущая | Следующая