Каталог

Помощь

Корзина

Отчет по производственной практике в ОАО Удмуртнефть на НГДУ-1 Гремиха

Оригинальный документ?

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение2

1.Геологическое строение месторождения и залежей3

1.1. Стратиграфия3

1.2. Тектоника4

1.3. Характеристика продуктивных пластов5

2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек10

3. Свойства и состав нефти, газа и воды12

Заключение14

  

Введение

 

Я, студентка НФ УдГУ, в конце третьего курса   проходила производственную практику с 10.07 по 29.07 в ОАО «Удмуртнефть» на НГДУ-1 «Гремиха» в качестве помощника геолога нефти и газа. В процессе прохождения практики ознакомилась с обязанностями геолога, узнала, в чем заключается повседневная работа геолога, составляла наряд-заказы на скважины.

 


1. Геологическое строение месторождения и залежей

 

1.1. Стратиграфия

Геологический разрез Гремихинского месторождения является типичным  для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и представлен рифейским комплексом осадков, отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной, систем.  Протерозойская группа вскрыта тремя скважинами (81, 82 и 123). Стратиграфическое расчленение отложений произведено по унифицированной схеме 1962 г.

Сводный геолого-геофизический разрез представлен в графическом приложении 1.

Рифей

Отложения рифея представлены серыми и коричневато-серыми доломитами, мелкозернистыми, местами окремнелыми. Вскрытая толщина до 60 метров.

Венд

Вендский комплекс представлен темно-серыми аргиллитами и зеленовато-серыми туфогенными брекчиями толщиной 1,6 - 30 метров

Девонская система

Система представлена зеленовато-серыми аргиллитами с редкими прослоями алевролитов, светло-серыми песчаниками с прослоями зеленовато-серых алевролитов среднего отдела толщиной 60 – 75 м и серыми, светло-серыми известняками с прослоями белых мелоподобных разновидностей верхнего отдела толщиной до 104 метров.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Нижний отдел представлен отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус сложен глинистыми известняками с прослоями аргиллитов, мелкокристаллическими известняками и доломитами.

Карбонатные отложения визейского яруса представлены серыми и светло-серыми доломитами, скрыто и мелкокристаллическими. Терригенные отложения сложены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и мелкозернистых песчаников. Промышленные залежи нефти визейского яруса связаны с песчаниками и алевролитами тульского (пласты C-I, С-II) и бобриковского (пласты C-V, C-Va и C-VI) горизонтов. Толщина отложений визейского яруса – 141 - 217 м. Индексация пластов яснополянского горизонта изменена с учетом рекомендуемой индексации стратиграфической схемы и соответствует пластам Тл-1, Тл-2, Бб1, Бб2 и Бб3 подсчета запасов [5].

Серпуховский ярус сложен светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми с редкими кавернами. Известняки участками пропитаны темно-бурой нефтью. Толщина – 8 - 26 м.

Средний отдел

Средний отдел включает башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус сложен переслаиванием пелитоморфных, мелкозернистых, шламовых разностей мраморовидных, комковато-оолитовых и органогенных известняков, к которым приурочена залежь нефти пласта А4. Толщина отложений яруса – 54 - 79 м.

Московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен глинами с прослоями песчаников и алевролитов, зернистыми, местами доломитизированными, известняками и скрытокристаллическими доломитами с включениями гипса и аргиллитов. Промышленная нефтеносность приурочена к карбонатным отложениям верейского (пласты В-II и В-III) горизонта. Толщина отложений яруса составляет 286 - 332 м.

Верхний отдел

Отдел пройден без отбора керна, поэтому выделен по аналогии с соседними (Киенгопской и Яганской) площадями. Отложения отдела по шламу представлены светло-серыми доломитами, скрыто-мелкокристаллическими, реже мелкокристаллическими известняками, с включениями ангидрита.

Пермская система

Нижний отдел

Отдел включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы представленные известняками, доломитами и ангидритами. Толщина отдела до 290 м.

Верхний отдел

В отделе выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина до 500 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения представлены песками и глинами делювиального и аллювиального генезиса. Толщина до 10 м.

 

1.2. Тектоника

 

Гремихинское месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, расположенной восточнее Татарского свода.

С целью определения тектонического строения месторождения проводился анализ всего накопленного промыслово-геофизического материала по пробуренным скважинам и результатов сейсморазведочных работ МОВ (1962год).

В тектоническом отношении по кровле пласта основного объекта разработки (башкирский ярус) месторождение представляет собой антиклиналь северо-западного простирания. С северо-востока и юго-запада антиклиналь осложнена структурными выступами. Размеры и амплитуда поднятия по изогипсе –1020 м составляют, соответственно, 8,8 × 6,0 км и 96 метров.

Структурный план верейского горизонта и визейского яруса повторяют в общих чертах структурный план башкирского яруса.

Выше по разрезу (стерлитамакский горизонт) структура выполаживается со смещением свода в северо-восточном направлении с сохранением направления простирания.

Более подробная информация тектонического строения месторождения представлена в пересчете запасов [5].

 

 

1.3. Характеристика продуктивных пластов

 

Промышленная нефтеносность коллекторов на Гремихинском месторождении установлена по результатам опробования в отложениях верейского горизонта (В-II и В-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7) и яснополянского надгоризонта визейского яруса (пласты C-I, C-II, C-V, C-Va и C-VI).

В турнейском ярусе (кизеловский и черпетский горизонты) предполагается промышленная нефтеносность коллекторов (скв. 121, 637, 366).

Подольский и каширский горизонты не опробованы, по заключению ГИС либо водонасыщенны, либо характер насыщения неясен.

Отложения серпуховского яруса также не опробованы, по заключению ГИС характеризуются как водонасыщенные.

Девон опробован в открытом стволе в двух скважинах 81 и 82, приток отсутствовал.

Ниже приводятся характеристики пластов и залежей. Сводные характеристики толщин и макронеоднородности продуктивных пластов представлены в табличном приложении П.2.1.1 и таблицах 2.1.1 и 2.1.2.

Верейский горизонт

В пределах горизонта выделены пласты В-0, В-I, В-II и B-III, разделенные между собой глинистыми разделами.

Пласты В-0 и В-I нефтенасыщенны по данным ГИС, имеют зонально-линзовидное развитие и эффективные толщины от 0,2 до 1,0 м, поэтому не представляют интереса с точки зрения промышленной нефтеносности.

Промышленно продуктивными коллекторами являются органогенно-обломочные псевдооолитовые известняки, приуроченные к пластам В-II и В-III, которые распространены повсеместно и только в единичных скважинах замещаются в плотные породы. Залежи пластов В-II и B-III подстилаются контурной водой. Межконтурные зоны занимают сотые доли от их объема. В приложениях 2 и 6 представлены структурная карта по кровле проницаемой части и карта нефтенасыщенных толщин верейского горизонта.

Пласт В-II

Залежь пласта В-II вскрыта 880 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 2,9 до 8,8 м, среднее значение 6,6 м. Коллектор распространен по всему пласту. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется в пределах 0,4 - 3,8 м, составляя в среднем 2,5 м, количество нефтенсыщенных пропластков меняется от 1 до 3. Пласт опробован в колонне и пластоиспытателем в 34 скважинах, в том числе в приконтурной зоне (скважины 333, 688, 1208, 1270 и 1301). 

По данным ГИС и результатам опробования скважины 1270, в интервале -970,5 - (-971,5 м) получена безводная нефть дебитом 1 т/сут, на основании чего положение ВНК принято на отметке -971 м. По результатам переинтерпритации ГИС 2003-2004гг скважины в зоне категории С2 водонасыщенны. Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи 3,5 × 7,8 км., высота 63 м. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,39 и 1,18.

Пласт В-III

Общая толщина пласта В-III изменяется в диапазоне 5,2 - 9,4 м, среднее значение 7,4 м. Залежь вскрыта 879 скважинами. В разрезе залежи выделены от 1 до 3 пропластков коллектора толщиной 0,4 - 5,1 м. Условный ВНК принят на абсолютной отметке -973 м по результатам испытания скважины 1302, где в открытом стволе в интервалах -963,7 м – 973,5 м получен дебит нефти 5,2 т/сут [6]. Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи 3,5 × 7,8 км, высота 57 м. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,22 и 1,40. Толщина глинистой перемычки между коллекторами пластов В-II и B-III от 3 до 10,1 м (Рис.2.1.1)

Башкирский ярус

Пласт А4 является базисным, в нем сосредоточены основные запасы нефти месторождения (70%). Нефтенасыщенными коллекторами пласта являются органогенно-обломочные и комковато-оолитовые известняки. Толщина непроницаемого интервала от подошвы коллекторов верейского горизонта до кровли коллекторов башкирского яруса изменяется от 1,4 до 11,1 м.

Пласт неоднороден по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований скважин, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин, поэтому для уточнения величин запасов и их распределения в пределах башкирских отложений выделено семь продуктивных пачек: А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7. Каждая пачка характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделена от выше и нижележащих непроницаемыми глинистыми интервалами переменной толщины. На отдельных локальных участках эти глинистые прослои практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность подземного резервуара пласта А4. Гистограммы распределения толщин глинистых перемычек между выделенными пачками показаны на рис.2.1.1. Из них явствует, что наиболее выдержанными (толщина в среднем более 2 м) являются глинистые разделы между пачками А4-2/А4-3, А4-3/А4-4, А4-4/А4-5 и А4-6/А4-7, менее выдержанными (средняя толщина менее 2 м) - разделы между пачками А4-1/А4-2 и А4-5/А4-6.

Опробование пласта А4 производилось в открытом стволе и в обсадной колонне. По основному фонду скважин не зависимо от даты их бурения, установлено единое положение ВНК для пластов башкирского яруса в интервале -996 ÷ (-1003м). Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что пласт содержит единую залежь нефти.

Залежь пласта вскрыта 880 скважинами, относится к массивному типу. Размеры залежи 4 × 8,2 км, высота 75 м. Карта нефтенасыщенных толщин и структурная карта по кровле проницаемой части пласта приведены в приложениях 3 и 7.

Пачка А4-1

Общая толщина пачки А4-1 изменяется от 2,4 до 7,7 м при среднем значении 4,3 м. Нефтенасыщенные пропластки толщиной 0,4 - 5,7 м распространены повсеместно с выклиниванием в некоторых скважинах. Отношение эффективной толщины к общей (коэффициент гранулярности) в среднем составляет 0,43, расчлененность - 1,55.

Пачка А4-2

Средняя общая толщина пачки А4-2 равна 4,3 м, интервал изменения от 2,2 до 7,4 м. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 0,4 до 5,2 м при среднем значении 1,6 м. количество прослоев от 1 до 4. Отношение эффективной толщины к общей толщине и расчлененность соответственно составляют 0,38 и 1,66. Коллектора пачки А4-2 отделены от коллекторов пачки А4-1 глинистой перемычкой, толщина которой по скважинам изменяется от 0,1 до 5,2 м.

Пачка А4-3

Общая толщина пачки А4-3 в интервале 1,7 - 8,7 м при среднем значении 4,6 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 4,4 м, при среднем значении 1,7 м. Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,36, расчлененность 1,55.

Толщина глинистой перемычки между коллекторами пачки А4-2 и А4-3 по скважинам изменяется от 0,4 до 6,4 м

Пачка А4-4

Нефтенасыщенные коллектора пачки представлены пропластками толщиной от 0,3 до 5,3 м, среднее значение 2,2 м. Количество слоев от 1 до 4. Коллектора отсутствуют в 5-ти скважинах. Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,35, расчлененность 1,61. Толщина плотного раздела между пачкими А4-3 и А4-4 изменяется от 0,4 м до 6,8 м.

Пачка А4-5

Общая толщина пачки А4-5 изменяется от 1,8 до 9,8 м, среднее значение 4,8 м. Нефтенасыщенная толщина в интервале от 0,4 до 5,5 м, среднее значение 2 м. Расчлененность пачки 1,8, отношение эффективной толщины к общей равна 0,41. Толщина неколлектора между А4-4 и А4-5 изменяется от 0,3 до 8,4 м.

Пачка А4-6

Общая толщина пачки от 2,1 до 47,1 м, среднее значение 16,5 м. Пачка наиболее сильно дифференцирован по разрезу, выделяют от 1 до 11 прослоев нефтенасыщенного коллектора толщиной от 0,6 до 19,6 м и среднем значении 10,8 м. Коллектора распространены повсеместно с выклиниванием в районе скважины 334. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,65 и 4,82. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащего пачки от 0,4 до 5,8 м

Пачка А4-7

Пачка имеет среднюю общую толщину 14,4 м, по всей площади нефтеносности подстилается подошвенной водой. В пределах залежи выделяют от 1 до 10 нефтенасыщенных пропластка толщиной 0,4 - 22,2 м. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,58 и 3,46. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащей пачки от 0,4 до 35,9 м.

В целом для пласта А4 характерным является высокая латеральная связанность коллекторов при весьма ухудшенной вертикальной сообщаемости. Это обеспечивает преимущественно горизонтальную фильтрацию жидкости в процессе разработке при затрудненном обмене между отдельными пластами.

Выделенные в пределах яруса пласты сложены одним и тем же набором пород. Нефтенасыщенные коллектора представлены серыми и светло-серыми, массивными органогенно-обломочными (верхняя часть пласт) и комковато-оолитовыми (нижняя часть пласта) известняками. 

Коллектор в разной степени загипсован, визуально наблюдаются поры, иногда каверны (1 – 2 см) и в поперечном сечении трещины. Поры имеют щелевидную и извилистую форму, размеры 0,05 - 0,35 мм в комковато-оолитовых известняках и 0,035 - 0,55 мм в органогенно-обломочных известняках. На ухудшение коллекторских свойств органогенно-обломочного известняка влияет кальцитизация, выраженная в разной степени.

Яснополянский надгоризонт

В пределах надгоризонта выделено пять продуктивных пластов (С-V, C-Va и C-VI) бобриковского и (C-I, C-II) тульского горизонта. Нефтенасыщенный коллектор представлен слабосцементированными песчаниками и алевролитами. В пределах залежей нефтенасыщенные пласты разделены между собой глинистыми перемычками, толщина которых меняется от 0,6 до 7,0 м. Надгоризонт представлен залежами пластово-сводового типа. В приложениях 4 и 6 представлены структурная карта по кровле проницаемой части и карта нефтенасыщенной толщины надгоризонта.

Пласт C-I

Коллектор пласта распространен по всей площади месторождения. Общая толщина пласта изменяется от 12,8 до 14,9 м, среднее 13,9 м. Песчанистость и расчлененность соответственно равны 0,3 и 3,75

По результатам интерпретации ГИС обработка в целом по пласту C-I проведена только по скважинам (121R, 122R, 108R, 14), поэтому при определении эффективных толщин верхней пласта учитывались данные по геологической модели.

В пределах пласта выделена одна залежь пластово-сводового типа. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 4,6 м при интервале изменения от 2,7 до 7,9 м. По результатам опробования и данным интерпретации ГИС ВНК принят на отметке -1225 м. Размет залежи 7,2 × 2,5 км, высота 33,5 м.

Пласт C-II

Общая толщина пласта колеблется от 0,7 до 8,0 м, при среднем значении 4,6 м. Нефтенасыщенные коллектора представлены одним, двумя прослоями толщиной 0,7 - 4,2 м, среднее значение 2,4 м. Песчанистость и расчлененность соответственно 0,59 и 2,19

В пределах пласта выделена одна залежь пластово-сводового типа. Залежь вскрыта 63 скважинами. ВНК принято на отметке -1223,5 м. Залежь имеет сложную конфигурацию, размеры залежи: длина 6,7 км ширина изменяется от 0,7 км (на северо-западе) до 2,5 км (центр залежи), высота 30 м.

Пласт C-V

Коллектора в пределах пласта распространены повсеместно с зоной отсутствия коллектора в пределах скважин 117R и 14. Общая толщина пласта изменяется от 0,5 до 3,3 м, среднее значение 1,9 м. Песчанистость пласта равна 0,82, расчлененность – 1,39. В пределах пласта выделено две залежи пластово-сводового типа. В пределах пласта принято единое значение ВНК на отметке -1225 м по материалам ГИС скважин 517R и 1502 вскрывших ВНЗ.

Залежь1 вскрыта 56 скважинами. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,3 до 2,0 м. Залежь имеет сложную конфигурацию, размеры залежи длина 6,2 км, ширина 0,7 км, высота залежи 16 м.

Залежь2 вскрыта 6 скважинами. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,5 до 1,8 м. Размеры залежи 1,2 × 0,7 км, высота залежи 25 м.

Пласт C-Va

Общая толщина пласта от 0,8 до 8,0 м, среднее значение 4,1 м. Песчанистость и расчлененность пласта соответственно равны 0,63 и 2,11 В пределах пласта выделены две залежи.

Залежь1 вскрыта 29 скважинами, нефтенасыщенная толщина по которым изменяется от 0,2 до 3,0 м. ВНК принят по данным ГИС как подошва нефтенасыщенного пропластка скважины 1509 вскрывшей ВНЗ на отметке -1225 м. Залежь пластово-сводового типа, несимметричной формы, размеры залежи 3,2 × 0,5 км, высота залежи 12 м.

Залежь 2 пластово-сводовая вскрыта 6 скважинами. Коллектор представлен 1 - 4 нефтенасыщенным пропластком толщиной 0,3 - 2,0 м. Принят утвержденный ВНК на отметке -1229 м. Размеры залежи 1,2 × 0,7 км, высота залежи 5 м.

Пласт C-VI

Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,0 - 13,1 м, среднее значение 4,7 м. Коллектора состоят из одного, двух пропластков с зонами отсутствия коллекторов в районе скважин 554, 1527, 1514, 1505, 1600, 1506, 1602, 1564, 549 и 1517. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 6,0 м, среднее 2,7 м. Песчанистость и расчлененность соответственно равны 0,76 и 1,49. В пласте выделено две залежи:

Залежь 1 вскрыта скважиной 1508. Нефтенасыщенная толщина единственного проплатка равна 1,4 м. ВНК принято на отметке -1224 м. Залежь пластово-сводового типа, ограниченна с севера и запада зонами отсутствия коллекторов по скважинам 1505, 1600.

Залежь 2 вскрыта 5 скважинами. Нефтенасыщенные коллектора представлены одним пропластком толщиной 0,6 - 3,0 м. Пластово-сводовая залежь нессиметричной формы с сужением по структуре в районе скважины 1515, ограничена с запада и востока зонами отсутствия коллектора в районе скважин 1506 и 7. ВНК принят на абсолютной отметке -1224 м, как подошва нефтенасыщенного пропластка по ГИС скважины 1511. Размеры залежи 0,7 × 0,5км, высота 3м.

Залежь 3 вскрыта 5 скважинами. Нефтенасыщенные коллектора представлены одним, двумя пропластками толщиной 0,9 - 3,7 м. Пластово-сводовая залежь c запада ограничена зоной отсутствия коллектора по скважине 554. ВНК по залежи принят на отметке -1229,6 м, как подошва нефтенасыщенного пропластка по ГИС скважины 1603. Размеры залежи 0,7 × 0,5 км, высота 12 м.

Залежь 4 вскрыта 4 скважинами. Нефтенасыщенные коллектора представлены одним, двумя пропластками толщиной 1,6 - 3,6 м. Пластово-сводовая залежь в северной части ограничена зоной отсутствия коллектора в районе скважин 1602 и 1564. ВНК по залежи на отметке -1226 м. Размеры залежи 0,7 × 0,2 км, высота 5,7 м.

Турнейский ярус

Пласт Сt-I

По пласту кизиловского горизонта выделена залежь категории С2 вскрытая скважинами 121 и 637 (Приложение 5). С запада и востока залежь ограничена условной границей залежи, без учета структурного плана. По результатам опробования скважины 637 в интервале -1237,6 – (-1239,6 м) получена вода с пленкой нефти, а скважины 121 в интервалах -1232,5 –(-1235 м) и -1238,4 – (-1239,4 м) получена соответственно чистая нефть дебитом 2,78 м3/сут. На основании этого условный ВНК принят на отметке -1237,5 м. Размеры залежи 1,4 × 0,6 км, высота 13 м.

Пласт Сt-2

В черепетском горизонте выделена одна залежь, оконтуренная с востока условной границей (Приложение 5). Опробовано 5 скважин, по скважине 366 в интервале -1260 –(-1269 м) получена безводная нефть дебитом 1,8 м3/сут. ВНК принят на абсолютной отметке -1269 м как отметка нижних дыр фильтра скважины 366. Размеры залежи 1,0 × 0,56 км, высота 27 м.

 

 

2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

 

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов изучались по данным лабораторных исследований керна, результатам интерпретации Коллектор пласта В-II сложен органогенно-обломочными и псевдооолитовыми известняками Поры в области соприкосновения псевдооолитовых разностей имеют неправильную щелевидную форму. Размеры пор 0,05 - 0,5 мм.

ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин (таблица 2.2.1).

Верейский горизонт

Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна (265 определений из 18 скважин), результатам интерпретации ГИС (1423 определений из 870 скважин) и ГДИ (46 определений из 15 скважин), проведенным совместно с пластом В-III. На рисунке 2.2.1 приведены гистограммы распределения пористости и нефтенасыщенности по ГИС и проницаемости по керну.

По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта В-II изменяется от 0,001 (скв. 27) до 3,332 мкм2 (скв.973) при среднем значении 0,229 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,159 д.ед. Пористость по ГИС изменяется от 0,10 (скв.402) до 0,282 д.ед (скв.592).Среднее значение пористости принято по данным ГИС равно 0,19 д.ед выше чем в техсхеме [4] – 0,176 д.ед и ниже чем при подсчете запасов [5] – 0,206 д.ед. В таблице 2.2.2 приводятся фильтрационно-емкостные свойства пластов и свойства нефтей принятых в техсхеме [4], подсчете запасов [4] и текущем документе.

Значение нефтенасыщенности колеблется от 36,0 (скв.202) до 95,4 д.ед (скв.982). Среднее значение нефтенасыщенности также как и по пористость принято по данным ГИС и равно 0,69 д.ед, что ниже чем в техсхеме – 0,77 д.ед и выше чем по подсчету запасов -0,625 д.ед.

Коллектора пласта В-III также сложены органогенно-обломочными и псевдооолитовыми известняками, однако с более худшими коллекторскими свойствами, чем пласт В-II, что связано с частичным или полным заполнением порового пространства известковистым веществом и микрозернистым доломитом между форменными элементами.

Средняя пористость и проницаемость по керну пласта B-III соответственно равна 0,137 д.ед и 0,086 мкм2. По данным ГИС пористость продуктивной части пласта изменяется от 0,10 (скв. 828) до 0,30 д.ед (скв.524), принятое среднее значение 0,18 д.ед, ниже чем принятое по техсхеме [4] - 0,204 д.ед и подсчету запасов [5] -0,206 д.ед. Принятое среднее значение нефтенасыщенности 0,56 д.ед ниже чем по техсхеме [4] - 0,78 д.ед и по подсчету запасов [5] - 0,623 д.ед.

По данным гидродинамических исследований пластов В-II и В-III верейского горизонта, проницаемость изменяется от 0,001 до 0,136 мкм2, среднее значение равно 0,021 мкм2. В текущем документе принято значение проницаемости по данным исследования керна - 0,155 мкм2, что выше чем принятое в техсхеме - 0,02 мкм2.

Башкирский ярус

Выделенные в пределах пласта пачки сложены одним и тем же набором пород. Нефтенасыщенные коллектора представлены серыми и светло-серыми, массивными органогенно-обломочными (верхняя часть пласт) и комковато-оолитовыми (нижняя часть пласта) известняками. Коллектор в разной степени загипсован, визуально наблюдаются поры, иногда каверны (1 - 2 см) и в поперечном сечении трещины. Поры имеют щелевидную и извилистую форму, размеры 0,05 - 0,35 мм в комковато-оолитовых известняках и 0,035 - 0,55 мм в органогенно-обломочных известняках.

На ухудшение коллекторских свойств органогенно-обломочного известняка влияет кальцитизация, выраженная в разной степени.

Фильтрационные свойства коллектора изучались по керну (1088 определений из 26 скважин) (табл. 2.2.1). Среднее значение пористости по керну - 0,149 д.ед., проницаемости - 0,325 мкм2. До 50% всех исследованных образцов имеют проницаемость менее 0,1 мкм2, порядка 16% - более 1 мкм2, в т.ч. 3% - более 3 мкм2. Это говорит о высокой степени микронеоднородности коллекторов.

По керновым данным наиболее высокой проницаемостью характеризуется пласт А4-6 (среднее значение 0,569 мкм2), наименьшей - пласт А4-2 (среднее значение 0,034 мкм2, табл. 2.2.1.). Существенная дифференциация разреза пласта А4 по проницаемости является значительным фактором, осложняющим процесс фильтрации жидкости.

Значение пористости по данным ГИС продуктивной части пласта изменяется от 0,06 (скв.430) до 0,399 д.ед (скв.890), принятое среднее значение равно 0,18 д.ед, ниже чем 0,207 д.ед по техсхеме [4] и 0,184 д.ед по подсчету запасов [5]. Нефтенасыщенность изменяется от 0,61 (скв.1) и до 0,998 д.ед при среднем значении 0,836 д.ед (Рис.2.2.2). Принятое значение нефтенасыщенности 0,84 д.ед ниже чем в техсхеме 0,845 д.ед и выше чем в подсчете запасов 0,801 д.ед. Проницаемость по результатам гидродинамических исследований изменяется от 0,001 до 0,04мкм2, в среднем составляя 0,012 мкм2. Проницаемость пласта принята по данным лабораторных исследований керна равно 0,325 мкм2.

Яснополянский надгоризонт

Обломочные породы тульского и бобриковского горизонта сложены одним и тем же набором пород. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники и алевролиты.

Для определения характеристик коллекторских свойств надгоризонта изучались данные исследования керна (137 определений по 13 скважинам), результаты переинтерпритации ГИС (415 определений по 63 скважинам) и данные гидродинамических исследований по (37 определений по 23 скважинам). Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по каждому пласту

приведена в таблице 2.2.1. На рисунке 2.2.3 приведены гистограммы распределения пористости и нефтенасыщенности по ГИС и проницаемости по керну.

Проницаемость пласта по данным исследования керна изменяется от 0,001 (скв.115Р) до 1,981 мкм2 (скв.517Р). Среднее значение 0,499 мкм2. Пористость по керну изменяется в диапазоне от 0,078 (скв.113Р) до 0,258 д.ед (скв.123Р), среднее 0,169 д.ед.

Пористость принята по данным ГИС изменяется от 0,10 (скв.14) до 0,34 д.ед (скв.121Р), среднее 0,22 д.ед, выше чем в техсхеме [4] - 0,13 д.ед и равное принятому в подсчете запасов [4] - 0,225 д.ед. Интервал изменения нефтенасыщенности 0,32 (скв.1524) – 0,93 д.ед (скв.112Р), среднее 0,69 д.ед.

Разница средних значений коллекторских свойств всех пластов, от ранее утвержденных связано с тем, что:

- после составления технологической схемы и подсчета запасов были пробурены новые скважины за счет которых пополнилась база данных интерпретации ГИС и лабораторных исследований керна

- в 2003-2004гг ОАО «Удмуртгеология» была проведена полная переинтерпритация всего материала ГИС.

- для оценки подсчетных параметров пластов при подсчете запасов [5] выделялась опорная сеть скважин, равномерно распределенных по площади подсчетного плана. Опорная сеть верейских башкирских и яснополянских отложений содержала соответственно 40, 97 и 20 скважин.

 

3. Свойства и состав нефти, газа и воды

 

По состоянию на 01.01.2006 год на Гремихинском месторождении было отобрано 144 поверхностных, 45 глубинных проб нефти и 44 пробы газа. Дополнительно в 2006 году были отобраны 12 глубинных и 12 поверхностных проб нефти и 10 проб газа из скважин 575, 581, 1505, 1522 и 1565. В приложении П.2.2 приведены физико-химические характеристики нефти и газа по пробам отобранным в 2006 году. В результате верификации результатов исследования проб пластовой и поверхностной нефти и газа выявлены бракованные пробы [27].

При изучении физико-химических характеристик нефти и газа Гремихинского месторождения учитывались 57 глубинных проб нефти, 156 поверхностных проб нефти и 54 пробы газа отобранных до 2006 года включительно.

Свойства нефти и растворенного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях (табл. 2.3.1, 2.3.2, 2.3.3, 2.3.4). Свойства поверхностной нефти представлены только по результатам однократной дегазации, т.к. дифференциальное дегазирование не проводилось.

Верейский горизонт

По данным исследований 5 глубинных проб, отобранных из 4 скважин плотность пластовой нефти равна 0,913 г/см3, давление насыщения газом 5,22 МПа, газосодержание при однократной дегазации 2,86 м3/т. Динамическая вязкость нефти 161,16 мПа*с.

Плотность нефти в поверхностных условиях принято как при подсчете запасов (1994г.) равное 0,921 г/см3, объемный коэффициент 1,04.

Дифференциальное дегазирование нефтей верейского горизонта и других продуктивных пластов не проводилось, поэтому свойство и компонентный состав газа растворенного в нефти анализировался только по результатам лабораторных исследований при однократной дегазации (табл.2.3.2).Объемное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти: углекислого газа – 1,76%, гелия – 0,038%, метана – 11,7%, этана – 7,4%, пропана – 13,69%, газ характеризуется высоким содержанием азота 52%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,187. Сероводород в попутном газе отсутствует.

По товарной характеристике нефть смолистая (24,4%), высокосернистая (3,28%), парафиновая (3,81%), содержание асфальтенов в интервале 2,6 - 6,93%.

Пластовая вода – хлоркальциевого типа (по В. А. Сулину). Плотность ее 1,170 г/см3, общая минерализация 226,7 г/л Вода насыщена бромом и йодом.

Башкирский ярус

В пласте отобрано 80 поверхностных проб из 68 скважин и 24 глубинные пробы из 23 скважин.

Плотность нефти в пластовых условиях 0,906 г/см3, в поверхностных условиях 0,921 г/см3, давление насыщения газом 4,52 МПа, газосодержание 5,48 м3/т. Вязкость нефти по 24 пробам отобранным из 23 скважин изменяется от 60 до 280 мПа*с, среднее 148,14 мПа*с.

Объемное содержание компонентов в смеси газов: углекислый газ -2,73%, азот -55,45%, метан – 10,29%, этан – 5,94%, пропана – 9,21%. Относительная плотность газа по воздуху 1,195. Выделившийся газ характеризуется высоким содержанием азота 55,45 % объемных.

Нефть башкирского яруса высокосернистая (3,32%), смолистая (21,23%), содержание парафина 3,46%, асфальтенов 5,01%.

Пластовая вода – хлоркальциевого типа (по В. А. Сулину). По плотности вода сопоставима с верейским пластом 1,170 г/см3, общая минерализация 240,1 г/л Вода насыщена бромом и йодом.

Яснополянский надгоризонт

Плотность нефти по 4 глубинным пробам из 4 скважин в пластовых условиях 0,904 г/см3, давление насыщения газом 4,76 МПа, газосодержание 5,03 м3/т. По данным исследования пластовых проб нефти отобранных до 01.01.2006 г динамическая вязкость изменяется от 61,1 до 140 мПа*с, среднее значение 100,21 мПа*с (табл. 2.3.1). С учетом новых проб нефти, отобранных в 2006 г полученное среднее значение вязкости равно 58 мПа*с, что наиболее согласуется со значением принятом в техсхеме [4] (табл.2.2.2). Поэтому вязкость нефти яснополянского надгоризонта принята равным 62,3 мПа*с как в техсхеме, что подтверждается новыми данными лабораторных исследований пластовых проб нефти.

Плотность нефти в стандартных принято равное 0,911 г/см3.

Объемное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти: углекислого газа – 1,21%, метана – 5,29%, этана – 5,15%, пропана – 8,09%. Газ характеризуется высоким содержанием азота – 69,14%, Относительная плотность газа по воздуху – 1,153.

Товарная характеристика нефти: высокосернистая (2,77%), смолистая (24,45%), содержание парафина 3,7%, асфальтенов 3,48%.

Пластовая вода – хлоркальциевого типа (по В. А. Сулину). Плотность воды выше, чем по верейскому горизонту и башкирскому ярусу - 1,175 г/см3, общая минерализация 251,1 г/л Вода насыщена бромом и йодом.

 

 Заключение

 

В целом мне понравилось проходить производственную практику, но в будущем хотелось бы видеть более подготовленные мероприятия по организации практики, и более существенные стимулы (двигатели) в ее прохождении.