Франский ярус. Пашийский и кыновский горизонты

Отложения пашийского и кыновского горизонтов представлены песчаниками и алевролитами.[8]

Сложены пласты алевролитами неравномерно песчанистыми, светло-серыми, коричневыми, кварцевого состава, среднесцементированными, неравномерно нефтенасыщенными. Среди алевролитов отмечаются прослои песчаников алевритистых.

В результате микроисследований установлено, что порода состоит из зерен кварца размером 0, 05-0, 1 мм (60-85%), среди которых располагаются песчаные зерна размером 0, 1-0, 3 мм (5, 0-25, 0%). Зерна кварца полуокатанной, угловатой формы, упаковка средняя, участками уплотненная.

Зерна кварца округлой формы, угловато-окатанные, упаковка их средняя. Структура порового пространства межзерновая. Сообщаются поры тонкими соединительными канальцами. Размер пор в среднем 0, 07-0, 2 мм реже до 0, 25 мм. Тип коллектора поровый.

За граничные значения, разделяющие терригенные породы пашийского и кыновского горизонтов на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, в последнем пересчете запасов нефти были приняты: К_пр.гр= 6 · 10^-3 мкм², К_п.гр = 14 %.

Турнейский ярус

Турнейский карбонатный резервуар по месторождению сложен исключительно известняками, коричневато-серыми, коричневато-светлосерыми, в разной степени нефтенасыщенными.

Микроскопические исследования показали, что среди карбонатных пород турнейского яруса преобладают полидетритово-сгустковые известняки, отдельными прослоями встречаются комковатые разности.

По химическому составу известняки доломитистые, слабо глинистые: Текстура известняков массивная, неясно слоистая, реже тонкослоистая и плитчатая. Сложены породы на 60-70% сгустками, комочками пелитоморфного кальцита и перекристаллизованным органогенным детритом (водоросли, криноидеи, брахиоподы). Сцементированы известняки тонко- и мелкозернистым кальцитом. Цемент поровый, составляет 10-20% породы.

Структура порового пространства межформенная. Поры многочисленные, седиментационные, изометричные по форме. Размер их варьирует в пределах 0, 01-0, 12 мм, иногда отмечаются поры, увеличенные выщелачиванием до 0, 25-0, 4 мм. Путями фильтрации являются тонкие соединительные канальца или системы наклонных, горизонтальных микротрещин, раскрытостью 0, 02-0, 05 мм, редко единичные макротрещины. В разрезах трещиноватость отмечается, в основном, в известняках из уплотненных прослоев. Известняки неоднородные по коллекторским свойствам, что обусловлено как седиментационными причинами, так степенью прошедших процессов перекристаллизации, грануляции и выщелачивания. Их пористость – от 1, 3 до 21, 1%, газопроницаемость – от 5 до 1881, 2∙ 10^-3 мкм²

Литолого-петрографические и лабораторные исследования позволяют классифицировать продуктивные карбонатные породы яруса в эффективной нефтенасыщенной части, как поровые, трещинно-поровые, среднеемкие, среднепроницаемые коллекторы. Коллекторские свойства, определенные по керну и ГИС, оказались схожи.

Таким образом, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объем пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 5∙ 10^-3мкм²; К_п.гр=9, 5 %.

Визейский ярус. Бобриковский и тульский горизонты

Продуктивные пласты яруса, особенно их эффективные нефтенасыщенные прослои, сложены, в основном, слабо сцементированными (до рыхлых) алевролитово-песчаными породами; керн из пластов выносится в небольшом количестве, которого недостаточно для характеристики пластов-коллекторов тульского и бобриковского горизонтов каждого в отдельности.

Поэтому, учитывая все вышеизложенное, вполне правомерно ограничиться объединенной литолого-коллекторской характеристикой нефтеносных пластов визейского яруса данного месторождения в целом.

Башкирский ярус

Башкирский карбонатный резервуар на месторождении сложен известняками коричневыми и коричневато-серыми, органогенными, равномерно и прослоями пятнисто нефтенасыщенными.

Микроскопические исследования показали, что разрез яруса сложен известняками полидетритово-фораминиферовыми, комковатыми и кристаллическими. Текстура известняков массивная. Органогенные разности сложены раковинами фораминифер, водорослями, криноидеями, обломками брахиопод. Размер форменных элементов от 0, 1 до 0, 6 мм.

Комковатые известняки на 60-70 % состоят из комочков пелитоморфного кальцита размером 0, 15-0, 5 мм и органогенного детрита. Кристаллические известняки сложены разнозернистым кальцитом, чаще тонко и мелкозернистой размерности.

Известняки сцементированы микро- и тонкозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, участками базальный, количество – 10-35 %.

Структура порового пространства межформенная или межзерновая. По генезису поры седиментационные, иногда расширенные процессами выщелачивания. Размер пор 0, 01-0, 15 мм, распределение неравномерное, сообщаемость посредством тонких микроканальцев.

По лабораторным данным открытая пористость карбонатных пород изменяется от 0, 2 до 24, 7 %, газопроницаемость от 0, 02∙ 10^-3 до 2022, 3∙ 10^-3 мкм², остаточная водонасыщенность от 9, 2 до 76, 6 %. Средние значения пористости 9, 56 % и проницаемости 121, 8∙ 10^-3 мкм² позволяют классифицировать карбонатные породы яруса, в целом, как низкоемкие, высокопроницаемые коллекторы порового типа. В целом, разрез башкирского яруса неоднороден по коллекторским свойствам и представлен переслаиванием пористо-проницаемых и уплотненных карбонатных пород. Наличие в перекристаллизованных, иногда сульфатизированных известняках, слагающих плотные прослои, эффективных микро- и макротрещин с примазками нефти позволяет предположить гидродинамическую связь между пористо-проницаемыми прослоями и массивным типом залежи. До 2007 года керн был отобран в единичных скважинах из водонасыщенного коллектора. Только в скважине № 4949, пробуренной в 2007 году, керн поднят из нефтенасыщенных прослоев (всего два образца). По результатам исследований керна и по ГИС коллекторские свойства оказались схожи.

Таким образом, учитывая всё сказанное, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы башкирского яруса на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=2, 5·10^-3 мкм²; К_п.гр=9%.

Верейский горизонт

Материалом для изучения вещественного состава и коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта послужил керн, отобранный в скважинах № 2096, 6931, 10894, 11701, 4882, 10901, 10902.

Микроскопические исследования показали, что среди карбонатных пород горизонта преобладают полидетритово-фораминиферовые и комковатые разности известняков. Прослоями встречаются раковинные песчаники и микрозернистые известняки.

Сложены породы раковинами фораминифер, комочками пелитоморфного или микрозернистого кальцита, органогенным детритом. Текстура известняков массивная, реже тонкослоистая.

Цемент (10-40 %) – микро- тонко- и мелкозернистый кальцит и глинистый материал, тип его поровый, крустификационный, реже базальный (уплотненные прослои).

Известняки неравномерно пористы. Структура порового пространства межформенная, внутриформенная, межзерновая. По происхождению они первичные, иногда увеличены процессами выщелачивания. Размер пор от 0, 03 до 0, 8 мм, форма неправильно изометричная, удлиненная. Сообщаются они тонкими канальцами или за счет слияния. В большинстве поры открытые, несут следы нефти, в отдельных прослоях поры в известняках полностью или частично заполнены глинистым веществом или вторичным кальцитом.

По лабораторным данным значения пористости водоносных известняков колеблется от 0, 8 до 26, 2 %, газопроницаемости от 0, 01∙ 10^-3 до 458∙ 10^-3 мкм². Средние значения параметров для горизонта, в целом, составляют: К_п – 9, 7 %, К_пр– 40, 6∙ 10^-3 мкм², что позволяет отнести к низкоемким, высокопроницаемым коллекторам. В скважине № 4949 был отобран керн из продуктивной части (три образца). Проницаемость по керну в 4 с лишним раза выше, чем по ГИС. По анализу эксплуатации верейских пластов на данном этапе можно сделать вывод о том, что они низкопроницаемые: дебиты нефти нерентабельно низкие по всем скважинам, которые были в работе.

Таким образом, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы верейского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 6·10^-3 мкм²; К_п.гр=8%.

Каширский горизонт

Каширский горизонт данного месторождения не охарактеризован керном. Поэтому ее краткая литолого-петрографическая и коллекторская характеристика дается по аналогии с довольно хорошо изученными многочисленными залежами месторождений западного склона Южно-Татарского свода.

На изученных месторождениях разрезы горизонта сложены известняками органогенно-детритовыми, комковатыми, тонко- и микрозернистыми с подчиненными прослоями доломитов тонко- и микрозернистых.

Для данного горизонта характерны известняки с мелкодетритовой и комковатой структурой. Органогенный детрит нередко составляет 70-90 % от всей массы породы. Размер его 0, 1-1, 0 мм. Преобладают остатки фауны размером 0, 1-0, 4 мм. Цемент контактово-поровый. Представлен разнозернистым кальцитом, количество изменяется от 10 до 30 %.

Емкостью в известняках являются межзерновые, реже внутриформенные и межзерновые (в цементе) поры размером 0, 01-0, 4 мм (с преобладанием 0, 05-0, 3 мм), участками увеличенные выщелачиванием до 0, 5-0, 6 мм. Распределение пор неравномерное.

По аналогии с другими месторождениями западного склона Южно-Татарского свода коллекторы относятся к высокоемким среднепроницаемым коллекторам порового типа.

Что касается уплотненных прослоев, то они представлены микрозернистыми, массивными, мергелевидными, прослоями доломитизированными известняками. Пористость их изменяется от 1, 5 до 8, 6 %, газопроницаемость – от 0 до 0, 42·10^-3 мкм².

Коллекторские свойства изучены только по ГИС.

Таким образом, учитывая всё сказанное, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы каширского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие эффективный нефтенасыщенный объём пустотного пространства, были приняты: К_пр.гр=0, 5·10^-3 мкм²; К_п.гр=10%.

Нефтенасыщенность пласта— содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём т.н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения b_выт, и выражается nн=n_нo(1-Я_выт), где n_нo — начальная нефтенасыщенность.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒