Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

При выделении эффективных нефтенасыщенных толщин исходили из того, что все поровое пространство за вычетом объема, занятого связанной водой и объема пород практически с нулевой пористостью, является эффективным и в той или иной мере участвует в притоке нефти. Это показывают результаты исследований компьютерной гидродинамической модели месторождения — при снижении пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти во всех коллекторах, в том числе и в низкопоровых. Поэтому граничное значение коллектора по пористости не вводилось [2].

В таблице 2.2.1 приведена характеристика толщин коллекторов по стратиграфическим объектам.

Таблица 2.2.1 — Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам.

В целом эффективная толщина продуктивной толщи составляет 703.7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина — 652.1 м.

Толщина пород башкирского яруса на платформе порядка 88−115 м, в склоновой части 21−135 м.

Толщина серпуховских отложений на платформе колеблется от 102 м до 220 м, в склоновой части 54−514 м.

Отложения окского надгоризонта имеют толщину в центральной части структуры до 373 м, сильно сокращаясь на периферии (до 4 м), вплоть до полного их отсутствия.

Толщина нижневизейских отложений в центральной части месторождения достигает 340 м.

Толщина отложений турнейского яруса сокращаются от 148 м вплоть до полного исчезновения.

В процессе разведки месторождения в пределах залежи пробурено 11 поисково-разведочных скважин, вскрывших продуктивный карбонатный резервуар, приуроченный к подсолевым отложениям. Во всех скважинах, кроме 8, из продуктивной толщи производился отбор керна в ограниченных объемах. До создания ТШО отобранный объем керна составил 660 метров. С 2000 года ТШО было пробурено 5 новых скважин, в четырех новых скважинах (К-3483, К-3682, К-3882, К-3880) и одной углубленной (К-19) отобран керн общим метражом 920 метров. Итого общий метраж керна по Королевскому месторождению составляет 1580 метров.

В итоге продуктивная толща месторождения Королевское охарактеризована керном из 15 скважин. Башкирские отложения представлены керном из 6 скважин, серпуховские — из 11 скважин, окские — из 9, визейские — из 8, турнейские — из 5 и девонские — из 4 скважин. Освещенность керном вскрытой скважинами продуктивной толщи составила 10.6%.

Из полученного керна, отобраны 3145 образцов пород (штуфы) для проведения исследования, со скважин: К-3483- 1293 образцов, К-3682 — 354 образцов, К-3882 — 347 образцов, К-3880 — 738 образцов и К-19 — 413 образцов.

По результатам исследования керна [2] породы-коллекторы представлены, в основном, известняками. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет сложную структуру и представлено первичной межзерновой пористостью, вторичными порами, кавернами, трещинами, что обусловлено условиями осадконакопления и диагенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. Заполнение пор битумом, доломитом, вторичным кальцитом, окремнение привело к ухудшению ёмкостных свойств.

Коллекторы по строению пустотного пространства относятся к сложным. Приняты три типа строения пустотного пространства:

трещинно-поровый (Кп < 3)%;

трещинно-каверново-поровый (Кп — 3−7%);

каверново-поровый (Кп > 7%).

Характеристика емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и нефтенасыщенности по стратиграфическим объектам представлена в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 — Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов.

Коэффициент эффективной пористости определяли по данным ГИС и керну.

Пористость по кривым ГИС определялась согласно методике вероятностного (многокомпонентного) анализа [2]. В значение пористости вносилась поправка за глинистость. Кп пород в интервалах, идентифицированных как глинистые, принималось равным нулю. В пористость, исправленную за глинистость, вносилась поправка за битум. Содержание битума в породах платформы, склоновой и погруженной зон различное и колеблется от 0.01 до 11%. В целом же его содержание закономерно уменьшается вниз по разрезу — от пермских до девонских отложений.

В I стратиграфическом объекте средняя пористость коллектора по ГИС на платформе варьирует от 3.74 до 5.9%, на склоне — 2.7−3.3%, по керну — на платформе 5.4 — 7.4%, на склоне — 4.8 — 5.6%. Во II стратиграфическом объекте средняя пористость по ГИС изменяется от 3.8 до 4.1%, по керну — в среднем составляет 4% (табл.2.2.2).

На платформе наиболее высокими средними значениями емкостных свойств обладают породы башкирского яруса и снижаются в серпуховском и окском ярусах.

Коллекторы склоновой части по сравнению с платформой имеют меньшие значения пористости.

Коэффициент нефтенасыщенности в предельно нефтенасыщенной зоны (на 100 м выше принятого уровня ВНК на абсолютной отметке -4933 м) определялся для новых скважин через коэффициент водонасыщенности по уравнению Арчи-Дахнова через сопротивление пластов. Сопротивления пластов определялось по данным индукционного каротажа. Сопротивление пластовой воды принято равным 0.05 Омм при температуре 1200С. Величина минерализации пластовой воды составляет 38.2 г/л. (скважина К-12). Минерализация пластовых вод месторождения Тенгиз составляет в среднем 40 г/л.

В новых скважинах 3483, 3682, 3882, 3880 в SIM04K, для каждого выделенного горизонта была определена величина объемного содержания воды (BVW=Кп*Кв) для платформенной и склоновой частей отдельно. В старом фонде скважин, при отсутствии каротажа сопротивления, определение водонасыщенности определяли следующим образом. Средневзвешенные величины BVW были применены для определения водонасыщенности по величине пористости в каждом пластопересечении в зависимости от расположения скважины на структуре.

Нефтенасыщенность пород по ГИС в I стратиграфическом объекте на платформе в среднем составляет 0.863 д. ед., в склоновой части — 0.780 д.ед. Во II стратиграфическом объекте в среднем нефтенасыщенность пород по ГИС равна 0.619 д. ед. (таблица 2.2.2).

Водонасыщенность пород по керну определялась методом Дина-Старка и оценивалась по результатам изучения пустотного пространства методом ртутной порометрии. Данные, полученные методом ртутной порометрии, позволили оценить распределение водонасыщенности для пород с различной пористостью по высоте залежи. Эти данные использованы, как указано выше, при оценке нефтенасыщенности пород в переходной зоне. Величина водонасыщенности, определенная по методу Дина-Старка по керну из нефтенасыщенной зоны не является достоверной, так как имеются потери, содержащейся в керне воды, обусловленные разгазированием флюидов при падении давления, вызванного подъемом керна на поверхность. Поэтому, величина нефтенасыщенности по керну для нефтенасыщенной зоны в таблице 2.2.2 не представлена.

Проницаемость пород, представленная в таблице 2.2.2 (лабораторные исследования) соответствует проницаемости пород для газа (Кпр), замеренной на образцах керна. Проницаемость для жидкости определена по проницаемости Клинкенберга (КпрKL). Проницаемость по Клинкенбергу изучена по керну, в основном, из скважины К-3882 и описывается выражением:

КпрKL= 0,558* Кпр1,0279.

Соотношение проницаемость-пористость получено как КпрKL=f (Кпкерн). В величину Кпкерн введена поправка на давление в условиях пласта. Зависимости, полученные для каждой из четырех зон: башкирский и серпуховский, окский, тульский, турнейский ярусы по данным керна из скважин К-3882, К-3483, К-3682, описываются следующими уравнениями [2]:

Статистические ряды распределения проницаемости, определенной по керну, представлены в таблице 2.2.3.

Проницаемость пород, рассчитанная по гидродинамическим исследованиям скважин, оценена для склоновой и платформенной частей (в 9 скважинах). На дату отчета в скважинах были проведены исследования методом КВД, МУО и гидропрослушивания (10 исследовании).

Следует отметить несоответствие проницаемости коллектора, определенной по данным исследования керна и по данным гидродинамических исследований. Проницаемость пород по керну, в основном, отражает проницаемость «матрицы». Проницаемость по данным гидродинамических исследований, отражает проницаемость пород с учетом трещиноватости и кавернозности.

Таблица 2.2.3 — Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна.

Достоверность определения проницаемости по результатам исследования скважин определяется соотношением перфорированной толщины и фактически работающим на момент испытания интервалом коллектора (по данным РLТ (дебитометрия) фактически работает лишь небольшой интервал наиболее проницаемой части пласта), что приводит к многократному занижению величины проницаемости.