Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки
В июле 2000г. специалистами компании "PGS" была проведена работа по геологическому моделированию резервуара месторождения Сазанкурак. По каротажному материалу компания "PGS" провела собственную версию корреляции продуктивных горизонтов. При зонировании резервуара, была применена методика построения графика-колонок с песчанистостью и глинистостью, определенных на базе 50% содержания глин. Следует отметить, что данная линия проведена условно и соответствует условию, принятому при выделении коллекторов, приведенных в отчете по "Оперативной оценке запасов".
На основе данной методики выделены 4 литолого-фациальных зон, слагающих продуктивный горизонт. Выдержанные глинистые разделы в кровле и подошве горизонта коррелируются практически во всех скважинах. Верхний глинистый раздел V4 отделяет валанжин от готерива, а нижняя пачка глин V1 рассматривается в данном отчете как раздел между валанжинским и среднеюрским продуктивными горизонтами. Между этими глинистыми разделами встречаются два цикла песчаных отложений. Нижняя песчаная зона V2 характеризуется меньшей глинистостью, чем вышележащая пачка V3. Эти песчаные циклы выделены на основе каротажных материалов методов БК, ГК, ГГК и характеризуются уменьшением размеров частиц к верху и вклиниванием верхней пачки V3 в скважинах F-6 и G-5. Данные песчаные зоны, выделяемые в пределах валанжинского продуктивного горизонта, отличаются весьма непостоянным количеством глинистости. Такая структура отложений была обусловлена широким распространением трансгрессий, представленных почти во всех скважинах глинистыми пропластками (зоны V1 и V4). Два главных цикла песчаного отложения (зоны V2 и V3) интерпретированы как отложенные в условиях развития на рассматриваемой территории веероподобной речной системы, подпитываемой с севера. Анализ толщин отложений свидетельствует, что накопление осадков происходило во впадинах, амплитудой до 10м. Первый цикл накопления песчаного материала (нижние пески валанжина V2) имеют более широкую пространственную распространенность, чем верхняя пачка песков V3. Веерная система речных стоков обуславливает линзообразную геометрию распределения песчаных прослоев. Внутри каждого цикла песчаника изменения фактической степени песчанистости обусловлено изменениями фаций из-за расположения речных стоков, сносящих обломочный материал с областей питания на севере структуры. Значительное сокращение толщины нижнеюрских и отсутствие среднеюрских отложений в районе скважин SP-3, SP-59, F-30, F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57 свидетельствуют о размыве этих осадков в валанжинское время и переотложения их ниже по падению пласта.
Юрский продуктивный горизонт связан со среднеюрскими отложениями, имеет более крутое падение на юго-юго-запад и с угловым несогласием подклинивается под валанжинскую толщу. Средняя юра выклинивается вверх по восстанию пласта в районе скважин F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57. В данных скважинах валанжинские отложения залегают непосредственно на нижнеюрских отложениях. Среднеюрские отложения выделены ниже по падению структуры и характеризуются уменьшением глинистости к верху по показаниям ГК. Песчаные слои отличаются выдержанностью толщин. По методике, описанной выше, в пределах данного продуктивного горизонта также были выделены 4 литолого-фациальных зон.
Полученный фактический материал и результаты моделирования резервуара дают основание для выделения нескольких типов коллекторов, характеризующихся различной степенью глинистости, карбонатности, сцементированности, обусловленной изменениями фациальных условий накопления. Изменчивость степени глинистости и отсортированности коллектора, скорее всего, связана с озерно-речными условиями накопления. Из-за различия этих условий проницаемость на месторождении является неоднородной в соответствии с распределением фации. В результате, несмотря на то, что циклы накопления песчаника происходил в одно и то же геологическое время, во время добычи эффективное дренирование и охват резервуара разработкой будут обусловлены геометрией наиболее проницаемых песчаных тел. При ограниченности геологических данных и линейного распределения большинства скважин трудно построить подробную фациальную модель месторождения.
По текстурно-структурным признакам выделены следующие основные типы коллекторов:
- 1. Пески средне - и мелкозернистые, разной плотности, слоистости и глинистости 2. Песчаники средне - и мелкозернистые, слабосцементированные, с прослойками глин, с включением углистых веществ и ОРО. 3. Песчаники мелкозернистые, крепкие, с включением пирита, алевритистые, карбонатные.
Открытая пористость по керну в меловом горизонте меняется от 27 до 36 %, в юрском же диапазоне изменения составляют 26,5-31,5%.
Проницаемость по керну меняется в мелу от 0,0001 до 15,5 мкм2, в юрских отложениях - от 0,00026 до 6,225 мкм2. Диапазон изменения нефтенасыщенности по данным анализа керна составил: в мелу 11,27-67,79 %, в юре - 32,6-63,5%.
Средние величены пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости по горизонтам приведены в таблице 2.2.3.
Горизонт "М" состоит в основном от 3 до 13 пластов. Коллектора валанжинского горизонта литологически представлены алевритами слабосцементированными, реже песками, песчаниками мелкозернистыми, обладают достаточно высокой проницаемостью. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,1 до 1,0 в среднем - 0,75, расчлененности в среднем 4,6.
Общая толщина горизонта колеблется от 1,4м до 56,2м., а эффективная нефтенасыщенная толщина от 1,4м до 44м. Наибольшие значения ее отмечаются в западной части залежи в районах скважин F-3, F-26, SK-13, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет соответственно 43,1 м, 25,6 м, 35,3 м. В этих скважинах дебиты нефти составили от 38,0 м3/сут до 108,0 м3/сут на 9 мм штуцерах. В центральной части залежи дебиты нефти изменяются в пределах от 26,9 м3/сут. до 76,0 м3/сут.
Коллектора среднеюрского горизонта являются нефтеносными только в разрезе западного поля центрального блока. Литологически они представлены песчаниками мелко - и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.
Горизонт сложен от одного до четырех, реже восьми пластами-коллекторами, разделенными глинистыми прослойками. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,17 до 1,0 в среднем - 0,74, расчлененности в среднем 3,95.
Общая толщина горизонта изменяется в пределах от 1,8 до 45,7 м, эффективная толщина составляет от 1,8 до 45,7 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина от 0,9 м до 38,5 м.
Общая толщина горизонта М' Южного блока изменяется в пределах от 12,3 м до 58 м. Эффективная толщина составляет от 5,8 м до 31,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 4,5 до 19,9 м.
Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,2 до 0,9 в среднем - 0,5, расчлененности в среднем 4,8.
Характеристика толщины и статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов, статистические ряды распределения проницаемости приведены в таблицах 2.2.1.,2.2.2., 2.2.4.
Таблица 2.2.1. - Характеристика толщин пластов
Наименование параметров |
Северный блок |
Центральный блок |
Южный блок | ||||
Западное поле |
Вост. Поле | ||||||
М |
М |
Ю |
М+Ю |
М |
МI | ||
Общая толщина коллектора |
Среднее значение |
15,0 |
25,2 |
24,8 |
48,9 |
19,9 |
32,2 |
Интервал изменения |
9,4-19,5 |
1,4-56,2 |
1,8-45,7 |
1,4-109,6 |
10,0-36,1 |
12,3-58,0 | |
Коэффициент вариации, % |
28,0 |
48,6 |
75,0 |
57,2 |
58,0 |
62,9 | |
Эффектив. нефтенас. толщина |
Среднее значение |
6,7 |
17,8 |
12,1 |
25,1 |
12,4 |
8,7 |
Интервал изменения |
4,0-9,0 |
1,4-44 |
0,9-38,5 |
1,4-53,5 |
8,6-12,4 |
4,5-19,9 | |
Коэффициент вариации, % |
30,7 |
53,7 |
78,6 |
64,0 |
15,2 |
56,1 | |
Эффектив. водонас. толщина |
Среднее значение |
- |
24,5 |
20,3 |
27,7 |
10,9 |
9,0 |
Интервал изменения |
- |
13-31 |
3-43,5 |
4-52,5 |
10,9 |
1,0-18,3 | |
Коэффициент вариации, % |
- |
90,0 |
88,5 |
94,1 |
81,6 |
76,4 | |
Общая эффективная толщина |
Среднее значение |
6,7 |
18,2 |
16,3 |
29,2 |
14,0 |
13,8 |
Интервал изменения |
4,0-9,0 |
1,4-44 |
1,8-45,7 |
1,4-59 |
10,0-19,5 |
5,8-31,4 | |
Коэффициент вариации, % |
30,7 |
52,9* |
72,9 |
61,8 |
28,9 |
63,9 |
Таблица 2.2.2. - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
Наименование параметров |
Сев. блок |
Центральный блок |
Юж. блок | ||||
Западное поле |
Вост. поле | ||||||
М |
М |
Ю |
М+Ю |
М |
МI | ||
Коэффициент песчанистости |
Среднее значение |
0,5 |
0,75 |
0,74 |
0,62 |
0,8 |
0,5 |
Интервал изменения |
0,3-0,8 |
0,1-1,0 |
0,17-1,0 |
0,16-1 |
0,5-1,0 |
0,2-0,9 | |
Коэффициент вариации, % |
43,0 |
32,7 |
55,7 |
38,0 |
24,4 |
49,0 | |
Коэффициент расчлененности |
Среднее значение |
2,3 |
4,6 |
3,95 |
7,63 |
4,3 |
4,8 |
Интервал изменения |
2-3 |
1-13 |
1-13 |
1-26 |
1,0-9,0 |
2-10 | |
Коэффициент вариации, % |
20,2 |
57,4 |
87,6 |
69,1 |
78,4 |
47,1 |
Таблица 2.2.3. - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности.
Меловой горизонт (М) | ||||||
Метод опреде-ления |
Наименование |
Проницае-мость, мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная |
Насыщен-ность связанной водой, Д. ед. | |
Нефтенасыщенность, доли ед. |
Газонасыщенность, доли ед. | |||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
8 |
8 |
6 | ||
Количество определ., шт. |
45 |
49 |
27 | |||
Среднее значение |
1,972 |
0,33 |
0,439 | |||
Коэффициент вариации, д. ед. | ||||||
Интервал изменения |
0,0001-15,5 |
0,27-0,36 |
0,11-0,70 | |||
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
30 | ||||
Количество определ., шт. |
125 | |||||
Среднее значение |
0,34 | |||||
Коэффициент вариации, д. ед. | ||||||
Интервал изменения |
0,18-0,35 | |||||
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
20 |
- |
- |
- |
- |
Количество определ., шт. |
20 |
- |
- |
- |
- | |
Среднее значение |
4,29 |
- |
- |
- |
- | |
Коэффициент вариации, д. ед. |
1,3 |
- |
- |
- |
- | |
Интервал изменения |
0,85-17,02 |
- |
- |
- |
- | |
Юрский горизонт (Ю) | ||||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
2 |
3 |
3 | ||
Количество определ., шт. |
42 |
40 |
8 | |||
Среднее значение |
1,094 |
0,30 |
0,433 | |||
Коэффициент вариации, д. ед. | ||||||
Интервал изменения |
0,0002-6,22 |
0,265-0,315 |
0,326-0,635 | |||
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
30 | ||||
Количество определ., шт. | ||||||
Среднее значение |
0,32 | |||||
Коэффициент вариации, д. ед. | ||||||
Интервал изменения |
0,18-0,35 | |||||
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
7 |
- |
- |
- |
- |
Количество определ., шт. |
7 |
- |
- |
- |
- | |
Среднее значение |
6,7 |
- |
- |
- |
- | |
Коэффициент вариации, д. ед. |
- |
- |
- |
- | ||
Интервал изменения |
0,738-15-176 |
- |
- |
- |
- |
Таблица 2.2.4. - Статистические ряды распределения проницаемости
.№№ |
По данным лабораторного |
По данным гидродинамических | ||
П/п |
Изучения керна |
Исследований | ||
Интервалы |
Число |
Интервалы |
Число | |
Изменения, мкм2. |
Случаев |
Изменения, мкм2. |
Случаев | |
М продуктивный горизонт | ||||
1 |
0-1,0 |
26 |
0-1,0 |
1 |
2 |
1,0-5,0 |
15 |
1,0-5,0 |
11 |
3 |
5,0-10,0 |
2 |
5,0-10,0 |
2 |
4 |
Более 10,0 |
2 |
Более 10,0 |
2 |
Всего |
45 |
Всего |
16 | |
Ю продуктивный горизонт | ||||
1 |
0-1,0 |
7 |
0-1,0 |
1 |
2 |
1,0-5,0 |
13 |
1,0-5,0 |
3 |
3 |
5,0-10,0 |
1 |
5,0-10,0 |
0 |
4 |
Более 10,0 |
- |
Более 10,0 |
2 |
Всего |
21 |
Всего |
6 | |
М+Ю продуктивный горизонт | ||||
1 |
0-1,0 |
0-1,0 |
1 | |
2 |
1,0-5,0 |
1,0-5,0 |
6 | |
3 |
5,0-10,0 |
5,0-10,0 |
2 | |
4 |
Более 10,0 |
Более 10,0 |
1 | |
Всего |
Всего |
10 |
Похожие статьи
-
Характеристика геологического строения Стратиграфия. Во вскрытом геологическом разрезе структуры Сазанкурак принимают участие отложения от нижнепермских...
-
Состав и свойства нефти в поверхностных условиях Физико-химические свойства нефти месторождения Сазанкурак были исследованы по поверхностным и пластовым...
-
Исследования пластовой нефти месторождения Сазанкурак проводились в лабораториях АОМЭ ТОО "КазНИГРИ", АФ ТОО ЦТИ ННК "Казахойл", а также проанализированы...
-
Согласно почвенно-географическому районированию, в районе месторождения преобладающим зональным типом являются бурые солонцеватые почвы....
-
Нефтяное месторождение Сазанкурак расположено в пределах нефтегазовой зоны Междуречья Урал-Волга, в административном отношении находится на территории...
-
Первая оценка запасов на месторождении Сазанкурак была выполнена по состоянию на 1.09.95 г. и утверждена в ГКЗ РК (протокол № 48 от 6 декабря 1996г). На...
-
Технологические показатели вариантов разработки Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических...
-
Расчет капитальных вложений проводился по следующим направлениям: Затраты на бурение новых добывающих скважин; Затраты на ГИС; Ликвидацию нерентабельных...
-
Основные подходы и допущения В данном разделе приведен расчет экономической эффективности трех вариантов, Проекта разработки месторождения Сазанкурак,...
-
Состав растворенного в нефти газа исследовался в 19 пробах, отобранных из 12 скважин. Как видно из результатов анализа (таблица 2.3.3.) основными...
-
Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями, рассчитанными в соответствующих...
-
Разнообразие животного мира представляет огромную ценность, это - уникальный природный ресурс, который играет чрезвычайно важную роль в жизни и...
-
В растительный покров беден и представлен типичной для полупустыни полынной и солончаковой разновидностями (сухостойкими кустарниками и травами). В...
-
Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти, показал, что в настоящее время пока нет никаких оснований, сомневаться в том, что утвержденный при...
-
Геологическая среда В региональном тектоническом плане структура Сазанкурак приурочена к одноименному соляному куполу, который расположен в пределах...
-
Месторождение Сазанкурак находится в пределах западной части Прикаспийской системы артезианских бассейнов. В разрезе месторождения в различной степени...
-
Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта Оценка экономической эффективности проекта...
-
С точки зрения нефтегазоносности в настоящее время мезозойский гидрогеологический бассейн Западно - Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) представляет...
-
Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан "О налогах и...
-
Месторождение Сазанкурак в географическом отношении расположено в юго-западной части Прикаспийской впадины в приморской зоне Междуречья Урал-Волга,...
-
Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважини и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров В...
-
Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. Оценка выработки запасов приведена в табл. 1.6. Таблица 1.6 Оценка выработки запасов по...
-
Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность Начальное пластовое давление Пласта Фм приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м)...
-
Породы-коллекторы представлены в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые по разрезу переслаиваются с аргиллитами и...
-
Нефтеносность - Геологическое обоснование доразведки Южно-Узеньского месторождения
Промышленная нефтеносностьв пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3]. Залежи нефти на Южно-Узеньской структуре...
-
Обоснование расчетных моделей пластов и методы расчета технологических показателей разработки В основу расчетной модели, принятой для прогноза...
-
На поле разреза выделяются 4 группы пород: А) четвертичные отложения; Б) пермские коренные породы, затронутые выветриванием (глубина 50-60 м); В)...
-
Геологическое строение территории Южно-Узеньского месторождения сложное, на территории отмечаются тектонические нарушения и литологические экраны...
-
Анализ текущего состояния разработки - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения
Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д. ед.,...
-
Характеристика технологических показателей разработки Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:...
-
Геологическое строение Тобойского месторождения, Общие сведения - Тобойское месторождение
Общие сведения Тобойское месторождение расположено в центральной части Большеземельской тундры и по административному делению входит в состав Ненецкого...
-
Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с "Проектом...
-
Пласт терригенный коллектор нефть Южно-Ромашкинская площадь относится к группе центральных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. Она граничит...
-
Первичное вскрытие продуктивных пластов: Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны являются репрессия, продолжительность ее действия,...
-
Система контроля процессов разработки залежей нефти и газа должна обеспечить получение информации о распределении давлений по площади каждого пласта, о...
-
Общие сведения по месторождению Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части республики Башкортостан, в 60 км к юго-востоку от...
-
Характеристика фонда скважин Южно-Ромашкинская площадь согласно Генеральной схеме разработки, составленной ВНИИ в 1954 году, выделена в самостоятельный...
-
История разработки Месторождение открыто в результате поисково-разведочного бурения в 1990 году. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в ноябре...
-
Для выбора метода вскрытия продуктивной залежи необходимо оценить ее мощность и число продуктивных пластов; выяснить характер насыщения и ориентировочно...
-
Продуктивные пласты - Разработка месторождения
Характеристика продуктивных пластов. Геологический разрез на Суторминском месторождении вскрыт до глубины 3197 м скважиной №106. Продуктивными пластами с...
Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки