Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Изучение литологии продуктивных пластов производилось на основе макроописания керна, изучения пород в шлифах, анализа гранулометрического и химического состава[7].

Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических свойств по разрезу и по площади. Поры межзерновые, угловатые.

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

Характеристика коллекторских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, по лабораторным исследованиям приведены в таблице 2. Средние значения по пластам рассчитаны как средневзвешенные значения по толщинам нефтенасыщенных пропластков, средние значения по объектам – как средневзвешенные по объемам нефтенасыщенных толщин.

Таблица 2

Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, д. ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед
Визейский объект
поднятие
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	10	11		3
	Количество определений, шт.	118	197		10
	Средневзвешенное значение	0,315	0,222		0,882
майское поднятие
Лаб-ые исследования керна	Количество скважин, шт.	7	10		3
	Количество определений, шт.	134	202		45

                                                                                  

Таблица 2(продолжение)

	Средневзвешенное значение	0,694	0,192	0,882
Апалихинское поднятие
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	4	6	1
	Количество определений, шт.	72	89	4
	Средневзвешенное значение	0,445	0,197	0,792
В целом по месторождению
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	21	27	7
	Количество определений, шт.	324	486	59
	Средневзвешенное значение	0,488	0,207	0,797

 

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея . Полученные в результате лабораторных исследований на образцах Ельниковского месторождения индексы Амотта-Гервея приведены в таблице 3.

                                                                                                       Таблица 3

Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород по лабораторным данным

Возраст	Пласт	Количество определений	Диапазон изменения значения
			индекс Амотта-Гервея	краевой угол смачивания
С1v	CIV, CVI	32	-0,033 ... 0,288	73,3 ... 91,9
	C II , C III	12	-0,03 ... 0,089	84,9 ... 91,7

 

Для образцов терригенных пород визейского яруса подобные данные изменяются в диапазоне от -0,033 до 0,288, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации 73,3 – 91,9°.

Оценку коэффициентов вытеснения нефти водой для условий залежей нефти Майское месторождения осуществляли по обобщенным зависимостям, которые установлены при статистической обработке результатов исследования этого процесса в лабораторных условиях на составных линейных моделях пластов многих месторождений Удмуртии и Пермской области в соответствии с требованиями ГОСТа [3]. Для оценки соответствия расчетных значений действительности, в таблице 4 приведены результаты лабораторных экспериментов.

Таблица 4

Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения

Месторождение	Возраст	Продуктивный пласт	Проницаемость по газу, мкм2	Вязкость нефти, мПа∙с	Квт экспер., д.ед.	Квт расч., д.ед.	Отклонение от Квт экспер., %
	C2ks	K4	0,067	12,9	0,570	0,565	-0,9
			0,143	11,35	0,554	0,589	6,4
			0,031	9,827	0,562	0,551	-1,9
	C2ks+C2vr		0,0842	9,8	0,623	0,579	-7,1
			0,03	11,1	0,589	0,547	-7,1
Майское	C1v	СII– CVI	0,269	22,2	0,577	0,537	-7,0
			0,0424	22,2	0,443	0,440	-0,7
			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

 

Как видно из таблицы, отклонение расчетной величины от экспериментального значения коэффициента вытеснения не превышает ±7,1%, что свидетельствует о тесноте корреляционной связи между ними.

Для залежей нефти в терригенных отложениях нижнего карбона коэффициент вытеснения рассчитывается как

,                  (1)

с погрешностью оценки коэффициента вытеснения ±0,022, где Кпр – проницаемость, мкм²; m₀ – отношение динамической вязкости нефти к динамической вязкости воды, с погрешностью оценки коэффициента вытеснения ± 0,026 [4].

В таблице 5 приведены основные расчетные характеристики вытеснения нефти водой в условиях поднятий Ельниковского месторождения для средних значений проницаемости и вязкости продуктивных пластов объектов.

Таблица 5

 

Характеристики вытеснения нефти водой

Объект

Визейский объект ⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒ Поделиться:

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-21; Просмотров: 327; Нарушение авторского права страницы