Общая характеристика продуктивных пластов

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 18Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C₁^t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковского горизонта (C₁^bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D₃^fm) и турнейского яруса (C₁^t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км, на Туймазинской площади – 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0%, проницаемость до 0,552 мкм², нефтенасыщенность – 0,8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.

Продуктивный горизонт DΙΙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙΙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм². Нефтенасыщенность составляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17%, проницаемость – 0,267 мкм², нефтенасыщенность – 0,88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта – 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486,6–1489,2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм².

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D₃^fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм². В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C₁^t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C₁^ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм². Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов h_ср, коэффициент расчлененности k_р, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади k_вп, коэффициент песчанистости k_п, коэффициент связанности k_св, коэффициент однородности k_о и коэффициент отсортированности S_о. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям

Начальные и текущие запасы

В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.

Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т

Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.

С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.

Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.

Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:

– в застойных зонах однородных пластов – 19%;

– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;

– в виде пленочной нефти – 30%;

– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.

В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.

Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).

Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т

Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.

Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.

Познавательные статьи:



Как правильно слушать собеседника

Типичные ошибки при выполнении бросков в баскетболе

Принятие христианства на Руси и его значение

Средства массовой информации США