Ельниковского нефтяного месторождения
.pdfСПБГУАП / Санкт-Петербург
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 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..
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 подня-
тиям изменяется от 0,20 д.ед. (Соколовское и Ельниковское поднятия) 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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 ха-
рактерно 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 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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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. Прони-
цаемость 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
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 гидроди-
намическую 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 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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 микротрещиноватости. В связи отсутствием исследований по керну с определением процентного содержания доломитов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для определения доломитизации –
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород
по лабораторным данным
|
|
Количество |
Диапазон изменения значения |
|
|
Возраст |
Пласт |
|
|
|
|
определений |
индекс |
|
Краевой угол |
||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Амотта-Гервея |
|
смачивания |
|
|
|
|
|
|
С2pd |
|
1 |
0,265 |
|
74,6 |
|
|
|
|
|
|
|
К1, K2 |
3 |
0,096 ... 0,133 |
|
82,3 ... 84,5 |
С2ks |
|
|
|
|
|
K4 |
4 |
0,361 ... 0,765 |
|
40,1 ... 68,8 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
CIV, CVI |
32 |
-0,033 ... 0,288 |
|
73,3 ... 91,9 |
С1v |
|
|
|
|
|
CII, CIII |
12 |
-0,03 ... 0,089 |
|
84,9 ... 91,7 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
С1t |
С1t |
10 |
0,138 ... 0,227 |
|
76,9 ... 82,1 |
|
|
|
|
|
|
1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти,
и газа.
По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797
г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%),
вязкие в пластовых условиях (10,3 мПа∙с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно),
высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия.
Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в коли-
честве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После
СПБГУАП / Санкт-Петербург
проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установ-
лено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского пласта – III Т2М4И2П3, тульского – III Т2М3И1П3,
каширо-подольского пластов – III Т1М2И1П2.
Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводо-
родно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, про-
пана и нормального бутана.
По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском – 275,1 г/л и 1,178 г/см3, на Апалихинском – 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском – 245,4 г/л и 1,161 г/см3. /1/.
1.5. Запасы нефти и газа
Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).
После разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (прото-
кол №10819 ГКЗ СССР от 28.03.1990 г).