Геолого-физическая характеристика месторождения

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

Общие, по месторождению, геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в табл. 1.

Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют довольно сложное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобриковского (пласт С-V)

горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.

Однако на территории Удмуртии в визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний в объеме окского надгоризонта. На территории Удмуртии кожимский надгоризонт представлен косьвинским, радаевским и бобриковским горизонтами. Ранее интерпретируемый в подсчете запасов нефти Малиновский надгоризонт отсутствует. Окский надгоризонт состоит из тульского, алексинского,

михайловского и веневского горизонтов, которые сложены пачками песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями каменных углей. В основании алексинского горизонта прослеживается пачка терригенных пород, которая не выдержана по толщине, распространены литологические замещения. Залежи нефти контролируются структурами тектоно-седиментационного и седиментационного генезиса, облекающие органогенные постройки франско-фаменско- турнейского возраста и в плане совпадающие с останцами карбонатных пород турнейского яруса.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаевского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта

(пласты С-II, C-III, C-IV).

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

		Поднятия
	Параметры
		Соколовское	Ельниковское	Апалихинское
	Средняя глубина залегания, м.	1380	1380	1380
	Тип залежи	пласт.	пласт.	пласт.
	Тип кллектора	терригенный	терригенный	терригенный
	Площадь нефтеносности, тыс.м²	39014	21923	22094
	Средняя общяя толщина, м.	32,7	32,6	25
	Средняя нефтенасыщенная толщина, м.	4,3	4,9	3,6
	Пористость, %	20,4	21	19,4
	Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед.	0,79	0,86	0,73
	Проницаемость, мкм²	0,315	0,415	0,445
	Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,67	0,68	0,54
	Коэффициент расчлененности, д. ед.	5,1	4,3	3,8
	Начальная пластовая температура, ºС	29	29	29
	Начальное пластовое давление, МПа	12,6	13,9	13,2
	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	16,3	17,2	20
	Плотность нефти в пластовых условиях, т/м³	0,879	0,897	0,886
	Абсолютная отметка ВНК, м.	-1198	-1198	-1198
	Объёмный коэффициент нефти, д. ед.	1,033	1,032	1,03
	Содержание серы в нефти, %	2,33	2,48	2,66
	Содержание парафина в нефти, %	4,21	4,32	4,45
	Давление насыщения нефти газом, мПа·с	7,1	8,95	7,23
	Газосодержание нефти, м³/т	13,4	15,42	12,35
	Содержание стабильного конденсата, г/см³	-	-	-
	Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,5	1,5	1,5
	Плотность воды в пластовых условиях, т/м³	1,117	1,117	1,117
	Средняя продуктивность, м³/сут. МПа	1,17	1,17	1,17

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Пласты визейской залежи отличаются значительной неоднородностью как по вертикали, так и по латерали и нередко сливаются, образуя единую песчано-алевролитовую пачку, к которой приурочены основные запасы нефти Ельниковского месторождения. Региональной покрышкой для толщи являются пачки аргиллитов и плотных известняков верхней части тульского горизонта.

Нефтеносность пластов С-VII и С-VIII вскрыта единичными скважинами.

Пласт СVI+VII+VIII залегает в отложениях бобриковского, радаевского и косьвинского горизонтов, литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию и имеет линзовидное строение. Общая толщина пласта в пределах месторождения изменяется в пределах 1,4- 44,0 м, эффективная –

0,5- 28,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 0,6-22,0 м.

Нефтеносность месторождения определена по керну, материалам ГИС,

опробованию и эксплуатации скважин. Пласт раздельно не испытан и нахо-

дится в совместной эксплуатации с пластами С-II-C-V. Наибольшее распро-

странение и толщины пласт имеет в пределах Ельниковского и Соколовского поднятий, в пределах Апалихинского купола развиты единичные линзы коллектора. По разрезу по материалам ГИС в пласте С-VI четко прослеживаются два -три продуктивных пропластка, которые, в свою очередь, состоят из 2 – 6 более мелких линз толщиной от 0,4 до 1,2 м, чаще всего не коррелируемых друг с другом даже по соседним скважинам.

Пропластки разделены перемычками, сложенными аргиллитами, толщина перемычек составляет 0,0-5,6 м. Местами пропластки имеют окна слияния.

Уровень ВНК установлен по материалам ГИС и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 – 1269,3 м.

Коэффициент песчанистости для пласта С-VI в целом по месторождению составляет 0,38, изменяясь по поднятиям от 0,31 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие), коэффициент

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

расчлененности в среднем равен 2,8 , изменяясь от 1,94 (Апалихинское поднятие) до 4,89 (Ельниковское поднятие).

Коэффициент пористости по поднятиям изменяется от 0,14 д.ед. до 0,20

д.ед., в среднем по месторождению составляя 0,19 (ГИС). Следует отметить,

что керн по пласту С-VI отобран лишь в одной скважине Ельниковского поднятия. Среднее значение коэффициента пористости по 15 образцам составляет 0,24 д.ед..

Проницаемость пласта С- VI+VII+VIII определена по керну только для Ельниковского поднятия по одной скважине и составляет 0,067 мкм2.

Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта. Перемычки между пластами СV -СVI, практически отсутствуют, что говорит о наличии гидродинамической связи между ними.

Пласт С-V развит повсеместно и также же как и пласт С-VI

литологически не выдержан как по разрезу, так и по простиранию, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами. Причем, на Соколовском поднятии пласт представлен 1-3 пропластками, на Ельниковском и Апалихинском – 1-2

пропластками. Общая толщина пласта составляет 2,4 – 23,1 м, в среднем составляя 4,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6

м на Апалихинском поднятии до 2,5 на Соколовском поднятии, в среднем по месторождению составляет 1,9 м.

Коэффициент расчлененности по поднятиям изменяется в широких пределах: 2,11 – на Соколовском, 1,67 – на Ельниковском, 1,39 – на Апалихинском. Наименее расчленен пласт С-V на Апалихинском поднятии.

Практически во всех скважинах он представлен одним или двумя пропластками. Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55), что говорит о его более высокой однородности по площади, по сравнению с пластом С-VI.

По результатам исследований керна коэффициент пористости по поднятиям изменяется от 0,20 д.ед. (Соколовское и Ельниковское поднятия)

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

до 0,23 д.ед. (Апалихинское поднятие), по результатам интерпретации ГИС коэффициент пористости варьирует от 0,19 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 0,20 (Ельниковское поднятие).

Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам варьируют в широких пределах: от 0,013 мкм2 до 3,550 мкм2.

Уровень ВНК залежей нефти пласта С-V при пересчете запасов принят по результатам интерпретации материалов ГИС, опробования скважин и данных эксплуатации на абсолютных отметках минус 1193,2 – 1205 м.

Пласт C-IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгори-

зонта. Пласт повсеместно имеет окна слияния с пластом С-V, особенно это характерно для Ельниковского и Апалихинского поднятий, где лишь в отдельных скважинах толщина перемычки не превышает 4,0-8,0 м. На Соколовском поднятии перемычка между пластами распространена повсеместно, и ее толщина в отдельных скважинах достигает 15 м.

Пласт С-IV характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности. На Соколовском поднятии в 44% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами, на Ельниковском и Апалихинском поднятиях в – 81% скважин пласт-коллектор замещен плотными породами.

Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,8 м на Соколовском до 1,4 м на Ельниковском поднятии и

1,65 м на Апалихинском, в среднем составляя 1,74 м.

Коэффициент песчанистости в среднем по месторождению равен 0,32,

варьируя по поднятиям от 0,3 (Соколовское поднятие), до 0,35 (Ельниковское и Апалихинское поднятия). Коэффициент расчлененности при этом колеблется от 1,6 (Ельниковское поднятие) до 1,7 (Соколовское поднятие).

Коэффициент пористости по керну определен лишь на Соколовском и Ельниковском поднятиях и равен, соответственно, 0,22 д.ед. и 0,19 д.ед. По

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед., проницаемость определена по керну и изменяется от 0,193 мкм2до 0,416 мкм2. Следует отметить, что керн отобран лишь в пяти скважинах на Соколовском поднятии и в двух скважинах на Ельниковском поднятии.

При пересчете запасов нефти для пласта С-IV, согласно материалам ГИС, опробования и эксплуатации скважин, принят уровень ВНК,

гипсометрически залегающий на абсолютной отметке минус 1198,0 м. Хотя в отдельных скважинах по данным ГИС уровень ВНК отмечен как на более высоких, так и более низких отметках.

Пласт C-III как и пласт C-V имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу. Толщина перемычек между пластами С-III и C-IV изменяется от 0,0 м, достигая 12,0 м в отдельных скважинах.

Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до

7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,1 м на Апалихинском поднятии,

до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.

Коэффициент песчанистости по пласту С-III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).

Пласт С-III достаточно однороден как по площади, так и по разрезу,

пласт коллектор представлен одним – четырьмя пропластками, лишь в отдельных скважинах – шестью – восьмью пропластками. Коэффициент расчлененности для поднятий варьирует от 1,22 (Апалихинское поднятие) до

1,5 (Соколовское поднятие).

Коэффициент пористости по материалам ГИС на поднятиях изменяется от 0,19 до 0,20, в среднем по месторождению составляя 0,19, по данным керна коэффициент пористости изменяется от 0,19 (Апалихинское поднятие)

до 0,24 (Соколовское поднятие), в среднем по месторождению соствляя 0,21.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Проницаемость определена по керну и варьирует по поднятиям от 0,310 мкм2

до 0,522 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности коллектора по керну определен лишь на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, причем образцы исследованы по керну, отобранному из четырех скважин,

коэффициент нефтенасыщенности изменяется в пределах 0,79 – 0,84; по данным ГИС коэффициент нефтенасыщенности изменяется а пределах 0,7 –

0,77.

При пересчете запасов нефти уровень ВНК обоснован по данным ГИС,

опробованию и эксплуатации скважин единым для всех залежей,

гипсометрически залегающим на абсолютной отметке минус 1198,0м. Пласт С-III в большинстве скважин опробован отдельно, но разрабатывается совместно с пластами С-II-C-VI. Пласты C-III, C-IV, С-V, С-VI практически по всей площади месторождения имеют окна слияния, образуя единую гидродинамическую систему.

Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта С-III пачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м. Залежи нефти пласта С-II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.

Общая толщина пласта изменяется от 1,9 м (Апалихинское поднятие)

до 3,6 м (Ельниковское поднятие). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м

на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.

Коэффициент песчанистости пласта С-II в среднем по месторождению изменяется от 0,3 (Соколовское поднятие) до 0,53 (Апалихинское поднятие).

Коэффициент расчлененности по поднятиям месторождения колеблется от

1,0 (Соколовское и Апалихинское поднятия) до 1,4 (Ельниковское поднятие).

Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,16 до 0,20 д.ед., в

среднем составляя 0,18 д.ед.; по результатам интерпретации материалов ГИС

– от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17. Проницаемость определена по керну и изменяется в широких пределах: от 0,037 мкм2 (Апалихинское

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

поднятие) до 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие). Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91; по результатам интерпретации ГИС коэффициент нефтенасыщенности колеблется в пределах от 0,61 (Соколовское поднятие)

до 0,69 (Апалихинское поднятие), по месторождению в целом составляя 0,62.

Для пласта С-II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус

1198,0 м. В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину от 25,0 м до 119,2 м, в среднем составляя 31,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м

до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.

Коэффициент песчанистости в целом по визейской залежи варьирует от

0,54 (Апалихинское поднятие) до 0,679 (Ельниковское поднятие), в среднем по месторождению коэффициент песчанистости визейской залежи равен

0,629. Коэффициент расчлененности по поднятиям колеблется в пределах 3,8

– 5,1, в среднем составляя 4,6. Коэффициент пористости в среднем по визейским залежам равен 0,20; проницаемость по керну составила 0,488

мкм2; по результатам ГДИ скважин – 0,396 мкм2. Начальные дебиты варьировали в достаточно широком диапазоне, колебания по отдельным скважинам составляли 2,8 – 70,0 м3/сут. /1/.

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика месторождения

продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну,

геофизическим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

Визейский ярус: породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических свойств по разрезу и по площади.

Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и

акцессорных материалов составляют менее 1%. По данным

гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип цемента – поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуще-

ствляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.

Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация

также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.

Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.

В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известня-

ками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и по-

дольского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов доломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечиванию порового пространства, формированию закрытых

водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

микротрещиноватости. В связи отсутствием исследований по керну с определением процентного содержания доломитов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для определения доломитизации – достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.

Таблица 2

Характеристика вытеснения нефти водой

				Соде-		Коэффи-	Коэффи-	Относительная про-
		Прони-		ржание	Начальная	циент		ницаемость, д.ед.
	Объект,		Вяз-кость				циент
		цае-		свя-	нефтенасы-	остаточной		для воды	для нефти
	продуктивные		нефти,				вытесне-
		мость,		занной	щенность,	нефтенасы-		при остат	при остат
	пласты		мПа с				ния нефти,
		мкм2		воды,	д.ед.	щенности,		нефтена-	водона-
				д.ед.		д.ед.	д.ед.	сыщ	сыщен-ности
	Визейский ярус
	(Апалихин-ское	0,776	16,3	0,104	0,896	0,351	0,608	0,0330	0,4367
	и Ельнико-
	вское поднятия)
	Визейский ярус
	(Соколовс-кое	0,856	16,3	0,101	0,899	0,348	0,613	0,0335	0,4403
	поднятие)

Таблица 3

Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента

вытеснения

			Продук-	Прони-		Вязкость	Квт экс-	Квт	Отклоне-
				цаемость
	Месторожде-ние	Возраст	тивный			нефти,	пер.,	расч.,	ние от Квт
				по	газу,
			пласт			мПа∙с	д.ед.	д.ед.	экспер., %
				мкм2
				0,269		22,2	0,577	0,537	-7,0
				0,0424		22,2	0,443	0,440	-0,7
		C1v	СII– CVI
	Ельниковское			0,886		23,5	0,587	0,596	1,6
				0,877		21	0,587	0,601	2,5
		C1t	C1t	0,08		23	0,467	0,491	5,2