Файл: Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 22
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.3 Особенности геологического строения отложений
Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разностей. Строение пластов неодинаковое.
Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км) протяженной (свыше 120км) полосы субмеридиального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного разреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями, переходящими вверх по разрезу в гравелиты и крупнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов. В поперечнике они имеют линзовидную форму с плоской кровлей и выпуклой подошвой. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.
В верхней его части встречаются обогащенные сидеритом, глинизированные прослои. Средний и верхний интервалы пласта обогащены углефицированным растительным детритом.
Пласты ЮК10 и ЮК11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5 до 20 и более метров, которая в очень редких зонах опесчанивается и в ней появляются линзы алевролитов и мелкозернистых песчаников.
Отложения пласта ЮК10 развиты значительно шире. Площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20км. Максимальная толщина достигает 30 метров. В поперечном сечении он имеет рукавообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом в аргиллитах, перекрывающих образования нижележащего пласта ЮК11, а в краевых зонах на породах фундамента или делювиальных склоновых отложениях. Пласт характеризуется резким преобладанием гравийно-песчаных пород руслового генезиса. Его строение очень неоднородно как по толщине, так и по простиранию.
В пределах выделяется от двух до 4-6 и более пропластков, характеризующихся в большинстве случаев прямой ритмической сортировкой зерен вверх по разрезу от грубозернистых гравилатов до тонкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Крупнозернистые разности пород обогащены углефицироваными растительными остатками. В тонкозернистых отмечаются маломощные прослои углей и углистых пород. В нижней и средней частях пласта встречаются маломощные прослои с высоким содержанием карбонатного материала. Отложения пласта отличаются почти мономинеральным - кварцевым составом.
2.4 Типы и разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика
В разрезе пласта ЮК-10 выделены следующие типы и разновидности пород: гравелиты, аргиллиты и их переходные разности.
Проведенный Пастухом П.И.(1988г) анализ показал, что все указанные выше типы и разновидности пород можно объединить в следующие слоевые ассоциации (литотипы), связанные между собой условиями осадконакопления:
гравелиты, крупнозернистые песчаники;
крупно-среднезернистые песчаники;
средне- и мелкозернистые песчаники;
глинисто-алевритистые мелкозернистые песчаники и аллевролиты;
аргиллиты.
2.5 Характеристика продуктивных пластов
Физико-литологические свойства коллекторов шеркалинской пачки Талинского месторождения изучались в лабораториях Главтюменьгеологии и СибНИИНП. В результате проведенного анализа среди песчано-алевролитовых коллекторов по гранулометрическим данным и их производным, типу и содержанию цементирующего вещества, а также физическим свойствам, были выделены следующие типы коллекторов, которые встречаются и на Южно-Талинской площади:
тип. Песчаник крупно-грубозернистый, алевритистый, с включением средне- и мелкозернистой фракции до 25%. Общее содержание цемента составляет 6,9%, тип цементации пленочный и неполно-поровый, вещественный состав цемента - каолинитовый, пористость в среднем составляет 14,7%.
тип. Песчаник средне-крупнозернистый, слабо-алевритистый. Цемент в основном каолинитовы с присутствием гидрослюды. Тип цементации пленочный. Коллекторские свойства достаточно высокие.
тип. Песчаник мелко-среднезернистый, алевритистый часто с включением крупнозернистой фракции. Общее содержание цемента до 10%, по типу пленочно-неполнопоровый, вещественный состав каолинитовый и частично гидрослюдистый. Коллекторские свойства достаточно высокие.
тип. Песчаник средне-мелкозернистый, алевритистый. Общее содержание цемента до 10%, цемент гидрослюдисто-каолинитовый, по типу неполнопоровый и поровый. Коллекторские свойства средние.
тип. Алевролит с включением крупной песчаной фракции. Содержание цемента до 12%, по вещественному составу гидрослюдистокаолинитовый, по типу поровый. Коллекторские свойства низкие, часто ниже кондисоционных значений.
Основными факторами определяющими фильтрационно-емкостные свойства пород являются гранулометрический состав, отсортированность и плотность упаковки обломочных зерен. Обуславливающие не только структуру пустотного пространства, но и сообщаемость пор. Проведение микроскопического изучения в шлифах показало, что в коллекторах исследуемых отложений развито несколько типов пустот. Решающим фактором при формировании пустотного пространства коллекторов пласта ЮК10-11 является главная первичная структура пород, а также аутигенное минерало образование в результате которого образовались укрупненные агрегаты каолинита. Между новообразованными агрегатами каолинита образуются дополнительные капиллярные каналы, которые улучшают первичную пористость и проницаемость пород. В низкопроницаемых коллекторах микрокаверновая пустотность обычно не превышает 1%. Каверны заполнены в основном, тонко-зернистым цементом, содержание которого изменяется от 10 до 15 %, тип цемента поровый и поровобазальный.
В высокопроницаемых коллекторах кавернозная пустотность повышается до 7 %, а содержание цемента снижается до 6-7% и распределен он в виде отдельных сгустков. Т.о. коллектора пластов ЮК10 и ЮК11 отличаются наличием пор малых радиусов, различного количества пор и микрокаверн и процентное соотношение в коллекторе оказывает основное влияние на фильтрационные свойства. Алевролиты не являются коллекторами нефти. Как правило, фильтрационные свойства этих пород ниже критических значений пористости и проницаемости.
В пределах Талинской площади выделено шесть участков разработки. Эффективная нефтенасыщенная толщина для каждого из участков изменяется незначительно от 10 до 15,1м. Средневзвешенная по толщине проницаемость по блокам участков разработки имеет широкий интервал изменения от 38х10-3 до 289х10-3 мкм2, составляя в среднем для участков 85,9*10-3 мкм2 - 257*10-3 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости изменяется от 61,7% до 139,8%.
Отличительной особенностью геологического строения пласта является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной не более 2 метров. Доля таких пропластков, по всем участкам, составляет более половины всего объема коллектора пласта, увеличиваясь с севера на юг с 56,3 до 75,6%. Около половины этих пропластков имеют толщину до одного метра.
Пласт ЮК10 характеризуется также значительной неоднородностью по проницаемости. По участкам 1,3 и 4 около 30% коллектора имеет низкую проницаемость, не более 20*10-3 мкм2. По остальным участкам процент содержания низкопроницаемых пропластков увеличивается до 45%.
Построение геолого-статических разрезов, по распределению относительно содержания коллектора и проницаемости, позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮК10. На большей площади залежи, в разрезе, пласта выделяются две пачки различающиеся по песчанистости и проницаемости. Верхняя пачка пласта имеет более прерывистое строение, коллекторские свойства ее значительно хуже, степень вовлечения запасов нефти в связи с этим также значительно меньше, чем в подошвенной (более выдержанной части пласта).
Осредненное значение коэффициента песчанистости ЮК11 в пределах залежи 2 значительно выше чем пласта ЮК10 и составляет 0,835. Пласт ЮК11 в пределах залежи 3 характеризуется несколько меньшим коэффициентом песчанистости - 0,692. Расчлененность пласта 2-ой залежи - 4,8, 3-ей - 8,9. Коллектор пласта ЮК11 в пределах залежи 2, обладая меньшей нефтенасыщенной толщиной, имеет лучшие коллекторские свойства чем в пределах залежи 3.
Доля высокопроницаемых пропластков (более 20*10-3 мкм2) пласта ЮК11 выше, чем по пласту ЮК10, одинакова по обеим залежам и составляет 37,5%. Низко проницаемых коллекторов (до 20*10-3мкм2) вдвое меньше, чем по пласту ЮК10 и по обеим залежам процент содержания их в разрезе -19-22%.
Нефтенасыщенная часть пласта ЮК11 в пределах обеих залежей представлена одной пачкой. Песчанистость разреза пласта залежи 2 - 0,46, средняя проницаемость коллектора 286*10-3 мкм2.
Исходя из вышеизложенного, можно сделать выводы:
.Геологическое строение пластов ЮК10 и ЮК11 характеризуется значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационно-емкостной характеристикой и имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопоставима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10.
.Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и системы разработки.
.Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие значительной доли низкопроницаемых коллекторов определяет полноту выработки запасов нефти. Степень вовлечения запасов нефти сосредоточенных в нижней, более выдержанной, пачке пласта ЮК10 будет выше, чем в верхней.
Темп отбора запасов нижней пачки будет в два-три раза выше чем верхней.
2.6 Нефтегазоносность
Исследуемая площадь находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность Красноленинского свода связана с отложениями викуловской и тюменской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Талинской, Южно-Талинской, Ем-Еговской, Пальяновской, Сосново-Мысской, Каменной, Елизаровской и др. площадей.
Результаты опробования, с учетом детальной корреляции разрезов скважин показали, что в разрезе тюменской свиты выделяется пять нефтенасыщенных объектов, приуроченных к пластам ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9, ЮК-10.
Залежи нефти в пластах ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9 связаны как правило, с литологически экранированными линзами песчаников и алевролитов. (Разведка их продолжается). Базисным объектом разведки на Восточно-Талинской площади является пласт ЮК-10 (шеркалинский горизонт).
При трассировании границ выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта наряду с результатами опробования скважин и результатами ГИС учитывались данные сейсморазведки по отражающему горизонту Т2, который стратиграфически увязывается с кровлей шеркалинского горизонта.
Пласт ЮК-10 залегает, в основном, на размытой поверхности доюрского основания и только в районе скважин №603, 423, 76 над пластом ЮК-11, отделяясь от него глинистой пачкой мощностью до 20м. Площадь подсчета запасов в северо-западной части оконтурена условной границей установленной ГКЗ СССР. Остальная часть площади оконтурена линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, которая подтверждена материалами сейсморазведки и данными бурения скважин №36, 51, 52, 422, 25, 48, 446, 35, 34, 445, 424, 429, 436, 404, 428.
В пределах Восточно-Талинской площади пласт ЮК-10 вскрыт в 16 разведочных скважинах. Приток нефти получен в 12 скважинах, приток воды получен в скважинах №39,444,423, а в скважине №433 при испытаниях получены притоки фильтрата с нефтью. В скважинах №96,410,415 при испытаниях приток не получен.
В скважинах №43,45,433,444 пласт ЮК-10 испытан совместно с пластами тюменской свиты и породами палеозоя. В остальных скважинах пласт ЮК-10 испытан раздельно.
На основании сопоставления данных испытания скважин, геофизических материалов и карты кровли пласта ЮК-10, на исследуемой площади можно выделить пять самостоятельных залежей нефти (1,2,3,4,5).