Оценка работы нагнетательных скважин методом построения графика Холла

ФЕС коллекторов изучены по керну в 84 скважинах.

Открытая пористость (Кп) изменяется от 15.3 до 26.3% при средней 20%, коэффициент проницаемости (Кпр) - от 0.7 до 1288.9 мД при средней 90.7 мД и водоудерживающей способности (Ков) - от 0.12 до 0.78 д. ед. при среднем значении 0.38 Д-ед.

Фильтрационно-емкостные  свойства (ФЕС) пласта БС₁₀^2-3 изучены по данным ГИС 1863 скважин. Пористость коллекторов изменяется от 15.9 до 24.7%, среднее значение по пласту - 20.1%. Проницаемость изменяется от 1.1 до 2424.5 мД при средней 75.3 мД. Нефтенасыщенность имеет значения от 26.5 до 85.9% и в среднем составляет 62.6%.

 

  

Параметр	Показатели		Пласт БС101			Пласт БС102-3				Пласт БС112				Пласт БС12
			Залежь №1
			ЧНЗ	ВНЗ	в целом	ЧНЗ	ВНЗ	в целом	ЧНЗ		ВНЗ	в целом	ЧНЗ		ВНЗ	в целом
Общая толщина,   м	Среднее значение		6.4	-	6.4	53.8	62.4	56.4	20.7		23.1	20.9	14.1		18.0	15.1
	Коэффициент вариации, д. ед.		-	-	-	0.5	0.5	0.5	0.3		0.4	0.3	0.4		0.3	0.4
	Интервал  изменения	от	0.4	-	0.4	2.3	17.1	2.3	2.9		7.5	2.9	3.8		7.6	3.8
		до	13.4	-	13.4	182.4	157.0	182.0	46.5		43.5	46.5	30.0		28.2	30.0
Эффективная нефтенасыщенная толщина,   м	Среднее значение		1.3	-	1.3	14.3	11.9	13.6	10.4		7.8	10.2	7.4		6.1	7.1
	Коэффициент вариации, д. ед.		-	-	-	0.6	0.6	0.6	0.5		0.6	0.6	0.5		0.6	0.5
	Интервал  изменения	от	0.4	-	0.4	0.5	0.4	0.4	0.2		0.9	0.2	1.4		0.2	0.2
		до	2.4	-	2.4	44.4	40.4	40.4	24.1		17.1	24.1	15.4		12.7	15.4
Эффективная водонасыщенная толщина,   м	Среднее значение		-	-	-	-	9.6	9.6	-		4.8	4.8	-		3.4	3.4
	Коэффициент вариации, д. ед.		-	-	-	-	0.7	0.7	-		0.8	0.8	-		0.71	0.7
	Интервал  изменения	от	-	-	-	-	0.4	0.4	-		0.2	0.2	-		0.8	0.8
		до	-	-	-	-	37.3	37.3	-		13.9	13.9	-		10.0	10.0

   

пласт	Кол-во скважин, используемых для определения	Коэффициент песчанистости, доли ед.			Коэффициент расчлененности, доли ед.			Комплексный показатель неоднородности
		среднее значение	коэф. вариации	интервал значений	среднее значение	коэф. вариации	интервал значений	среднее значение	коэф. вариации	интервал значений
БС102-3	1898	0.32	0.579	0.05-0.88	12.6	0.538	1.0-39.0	5.56	0.66	0.001-28.5
БС112	231	0.479	0.338	0.08-0.86	7.4	0.577	1-25	3.765	0.712	0-15.248
БС12	100	0.48	0.384	0.09-0.93	5.9	0.59	1-20	3.043	0.621	0.01-9.411

 

Таблица 1.2.2 Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов 

 

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов

1.3.1 Породы, слагающие продуктивные пласты и их литолого-петрографические характеристики

 

По результатам геолого-геофизических исследований в составе горизонта  БС₁₀ выделены следующие пласты: БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, имеющие близкие литолого-фациальные параметры. По описанию керна и данным лабораторных исследований разрез пластов слагается неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.

Песчаники средне-мелкозернистые, алевритистые, слюдистые, с горизонтальной и плоско параллельной слоистостью, обусловленной намывами слюдисто-углистого  материала. Содержание обломочного  материала 90-95%, степень сортировки обломков средняя и хорошая, форма полуугловатая, полуокатанная. Средний коэффициент отсоротированности материала (So) составляет 1.87, изменяясь от 1.37 (пласт БС₁₀⁰) до 2.43 (пласт БС₁₀^2-3). Преобладающий размер обломков 0.11-0.2 мм, содержание алевритовой фракции до 30%.

Состав породообразующих минералов: кварц 45-50%, полевые шпаты 40-45%, обломки пород около 15%, слюда  до 5%, практически не меняется по разрезу. Кварц в обломках чистый с нормальным угасанием, полевые шпаты - калиевые разности и плагиоклазы пелитизированные в разной степени. Слюда представлена гидратизированным и слабо карбонатизированным биотитом, реже мусковитом.

Содержание цемента  в песчаниках порядка 15%, тип цемента  порово-пленочный, поровый, состав гидрослюдисто-хлоритовый, реже хлорит-каолинитовый, карбонатный.

Алевролиты представлены крупнозернистыми, песчанистыми, средне отсортированными разностями. Текстура слоистая, линзовидно-слоистая, обусловленная  ориентацией слюдистых и углистых обломков. Содержание кварца и полевого шпата составляет 35-45%, обломков пород не более 15%, слюды – 5-7%. Содержание цемента порядка 12%, тип пленочный, конформно-пленочный, состав хлоритовый и хлорит-гидрослюдистый.

Покрышкой для коллекторов  горизонта БС₁₀ являются глины тонко отмученные, с линзовидной, горизонтальной слоистостью. Основная масса сложена мелкозернистым веществом гидрослюдисто-хлоритового состава.

1.3.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород по керну

 

 

Оценка параметров ФЕС, характеризующих коллекторы, проводилась  по продуктивным пластам Тевлинско-Русскинского месторождения БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁², БС₁₂, БС₁₆, БС₁₇, БС_18-19, БС_21-22, ЮС₀, ЮС₁¹, ЮС₁², ЮС₂¹, ЮС₂².

Основной объем лабораторных исследований коллекторов группы пластов  БС₁₀ приходится на нефтенасыщенную часть разреза пласта БС₁₀^2-3.

Коллекторы пласта БС₁₀¹ лабораторными определениями ФЕС охарактеризованы недостаточно.

Пласт БС₁₀^2-3 исследовался по образцам керна из 84 скважин. Всего было выполнено 1847 определений пористости, 1136 определений проницаемости и 1485 - связанной воды. Открытая пористость изменяется от 15.3% до 26.3% при средней 20.0%, коэффициент проницаемости – от 0.7*10^-3 мкм² до 1288.9*10^-3 мкм² при средней 90.7*10^-3 мкм² и водоудерживающей способности – от 12.0% до 78.9% при среднем значении 37.8%.

Гистограммы распределения  пористости, проницаемости и водоудерживающей способности для коллекторов  пласта БС₁₀^2-3 приведены на рисунке 1.3.2.

Коллекторы горизонта имеют  достаточно низкие фильтрационные свойства в южной части их области развития, сформированной отложениями

наиболее ранних по времени  образования пластов. Проницаемость  достигает наибольших значений в  центральной и северной частях, снижаясь вблизи границ замещения на западе и выклинивания горизонта на востоке.

 

 

 Рисунок 1.3.2 - Графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости, водоудерживающей способности пород-коллекторов по керну (Пласт БС₁₀^2-3)

Распределения фильтрационных параметров показывают, что наибольшее количество определений открытой пористости находится в интервале 18-22%, проницаемости – 10-300*10^-3 мкм² и остаточной водонасыщенности до 50%.

По классификации  А.А. Ханина коллекторы горизонта БС₁₀^2-3 относятся к II классу.

1.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства пород

по результатам  интерпретации ГИС

 

Характеристика коллекторских  свойств дается в пределах нефтяных залежей. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических  исследований, утвержденный для Западной Сибири. Статистическая обработка ФЕС по ГИС выполнена для нефтенасыщенной части разреза.

Фильтрационно-емкостные  свойства горизонта БС₁₀^2-3 изучены по данным ГИС 1847 скважин. Пористость коллекторов изменяется от 15.9 до 24.7% при среднем 20.1%, коэффициент проницаемости – от 1.1 до 2421.5*10^-3мкм² при среднем значении 75.3*10^-3мкм². Коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется от 26.5 до 85.9% при среднем 62.7%. Ниже приведены графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов горизонта (Ошибка! Источник ссылки не найден.).

Рисунок 1.3.3 - Графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности

пород-коллекторов  по ГИС (Пласт БС₁₀^2-3)

4. Физико-химические свойства пластовых флюидов

 

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Тевлинско-Русскинского месторождения изучена на образцах более 100 глубинных проб из 61 скважины и на образцах 94 поверхностных проб нефти из 87 скважин объектов разработки (БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁, ачимовская толща, ЮС₁, ЮС₂).

Исследование нефтей и газов проводилось службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (на стадии разведки), институтов СибНИИНП, КогалымНИПИнефть (на стадии промышленного  освоения), специализированных НПП «Нефтеком» и «Реагент» (г. Тюмень).

Свойства  пластовой нефти Тевлинско-Русскинского месторождения (по результатам лабораторного  анализа глубинных проб) приведены в таблице 1.3.4.

Характеристика нефти  в пределах пласта БС₁₀^2-3 изучена наиболее полно: исследовано 90 глубинных проб из 41 скважины. По результатам исследования газовый фактор при дифференциальной (ступенчатой) дегазации проб колеблется от 32 до 59 м³/т (в среднем – 47 м³/т). Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления, плотность дегазированной нефти 856 кг/м³, величина объемного коэффициента по всем исследованным пробам изменяется в относительно узком диапазоне от 1.097 до 1.169 при среднем значении 1.128. Растворенный газ относительно сухой (средняя плотность около 0.950 кг/м³). Дегазированная нефть легкая и сравнительно легкая (849 – 889 кг/м³), маловязкая        (8.5 – 14.3 мПа^.с), смолистая (9.5%), парафинистая (2.6%), сернистая (0.99%), с объемным выходом фракций до 300⁰С около 44%.

 

Наименование параметра	Пласт БС101		Пласт БС102-3		Пласт БС11-12		Ачимовская толща
	диапазон значений	принятые значения	диапазон значений	принятые значения	диапазон значений	принятые значения	диапазон значений	принятые значения
1	2	3	2	3	2	3	5	6
Пластовое давление, МПа	24-25	25	23.6-25.0	24.6	21.6-25.4	24.6	24.7	24.7
Пластовая температура, °С	82-83	83	81-86	83	81-83	83	85	85
Давление насыщения, МПа	5.98	6.0	5.65-13.32	8.5	6.76-9.55	8.0	7.96	8.0
Газосодержание, м3 /т	50.1	50	34.8-71.5	56	39.9-59.7	49.5	76.8	76.8
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	43.8	44	31.7-59.0	47	31.4-47.0	40	62.6	63
Плотность в условиях пласта, кг/м3	819	819	757-837	793	795-811	802	789	789
Вязкость в условиях пласта, мПа с	1.27	1.27	1.09-2.49	1.57	1.63-2.56	2.25	0.85	0.85
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	11.1	11.1	7.3-13.3	11.2	9.8-11.9	10.5	12.8	12.8
Плотность нефтяного  газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном)  разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1.239 0.961	1.239 0.961	1.057-1.460 0.817-1.139	1.185 0.950	1.160-1.261 0.908-0.971	1.207 0.963	1.334 0.985	1.334 0.985
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С: - при однократном (стандартном)  разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	857 854	857 854	857-882 844-881	863 586	864-872 857-865	869 861	849 844	849 844