Анализ залежи пласта

Задача по рациональному размещению нагнетательных скважин месторождения им. Савина С.В. решалась для нефтегазовой залежи пласта .

Отложения пласта представлены переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В среднем общая толщина пласта по залежи составляет 18.7 м, газонасыщенная – 5.2 м, нефтенасыщенная – 5.7 м. ФЕС пласта по данным ГИС невысокие и составляют для газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи: проницаемость – 16.6 и 18.3·10^-3 мкм², коэффициенты пористости – 0.22 и 0.23, газонасыщенности – 0.60, нефтенасыщенности – 0.51.

Геологический разрез пласта представлен на рисунке 1.1

Рис. 1.1 – Схематический геологический профиль субширотного направления по линии скважин №1125 – 1327

На одних участках месторождения в кровле пласта присутствует монолитное песчаное тело, подошвенная часть которого представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов, на других песчаное тело развито в подошве толщи (пласт АС₈), а верхняя часть разреза состоит из переслаивания аргиллито-алевролитовых пород. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются зоны, где присутствуют оба монолитных тела.

Коллекторские свойства пласта изучены по разрезам тридцати одной скважины, неравномерно расположенным по площади месторождения, в том числе по одной охарактеризована газонасыщенная часть разреза и по двадцати пяти скважинам - нефтенасыщенная. Общая изученная эффективная толщина составляет 131.0 м, на один метр которой приходится 2.7 определений коэффициента пористости и около двух определений коэффициента проницаемости и коэффициента водоудерживающей способности, то есть плотность анализов в пределах оптимальной.

Пористость пласта колеблется в пределах от 18.1 до 30.3 %, в среднем составляя 24 % (360 определений). Пористость газонасыщенной части пласта (скв. №219) варьирует в диапазоне 19.1–25.5 % и в среднем равна 21.4 %. Это существенно ниже, чем по пласту в целом; значение, возможно, занижено, так как получено по непредставительному числу образцов. Среднее значение пористости продуктивной части пласта составляет 23.9 % при широком диапазоне изменчивости – от 18.1 до 30.3 %.

Фильтрационные свойства пласта изменяются, в основном, в пределах от 1 до 136·10-3 . В большинстве случаев породы пласта относятся к IV и V классам проницаемости (здесь и далее – классификация А.А. Ханина), частота встречаемости – 55.6 и 35.2% соответственно. По газонасыщенной части разреза проницаемость в среднем составляет 13.7·10-3 (пять определений).

Как видно из рисунка 1.2, в разрезе нефтенасыщенной части пласта преобладают породы с пористостью 22–28 %, породы с более высокой пористостью встречаются в единичных случаях (частота встречаемости 76 и 1.8 % соответственно).

Рис. 1.2 - Графики распределения проницаемости, открытой пористости и водоудерживающей способности пород пласта

Проницаемость нефтенасыщенной части разреза по керну охарактеризована в большей степени (182 определения), среднее значение равно 52*10-3 , а без девяти аномальных непредставительных образцов пород составляет 33*10-3 ; среднее значение коэффициента пористости так же снижается – до 23,7 %.

Водоудерживающая способность пород изменяется в диапазоне от 23 до 60 % и в среднем составляет 42%, наиболее часто (80 %) величина коэффициента водоудерживающей способности составляет 25–45 % (что меньше 50%, соответственно, пласт следует отнести к гидрофильным).

Экспериментальные определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения проводятся в соответствии с ОСТ 39-195-86 методом заводнения моделей пласта, составленных из образцов керна. Отраслевым стандартом предусмотрено моделирование остаточной нефти в виде одной величины, получаемой при заданных расходах воды. При этом расход подбирается таким образом, чтобы линейная скорость продвижения фронта вытеснения в модели была равна скорости продвижения фронта в пласте.

Экспериментальные исследования остаточной нефтенасыщенности проведены на 60 образцах пород пласта АС_7-8 месторождения им. Савина С.В. На рисунке 1.3 изображены зависимости начальной и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости по газу:

Рис. 1.3 - Зависимости начальной и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости по газу

Значения остаточной нефтенасыщенности изменяются в широком диапазоне, что обусловлено значительной неоднородностью структуры порового пространства. В результате проведённых испытаний явной связи остаточной насыщенности с линейной скоростью фильтрации не выявлено. Принятая для технологических расчётов зависимость объёмной остаточной насыщенности пласта от объёмной начальной показана на рисунке 1.4:

Рис. 1.4 - Зависимость объёмной остаточной от объёмной начальной нефтенасыщенности