Коллекторские свойства Гремихинского нефтяного месторождения

Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Этот объект представлен залежью массивного типа с подошвенными водами крупного водонапорного бассейна.

Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке с широкой и пологой северо-западной и несколько суженой юго-восточной переклиналями.

Литологически породы пласта А₄ представлены неравномерным переслаиванием светло-серых органогенно-обломочных, плотных трещиноватых и пористых известняков с незначительным содержанием каверн. Цементом пород служит кальций, составляющий 5—7% от их общего объема. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы.

Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями.

По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части: верхнюю, среднюю и нижнюю.

Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5–2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0–3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0–18,0 м. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм². Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г/см³), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м³/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа×с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м.

Средняя и нижняя части пласта А₄ также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 – в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная – 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.

Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой – сложный характер их сообщности.

Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А₄ сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083–0,149 мкм². Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.

Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А₄ обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 1/см, плотность их 0,9–8,4 1/см², ширина от 0,02 до 2–3 мм. Трещины в разной степени кальцинированы, нередко частично или полностью заполнены нефтью.

С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2–3 см.

Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А₄.

Нижняя поверхность кондиционно-нефтенасыщенного разреза имеет весьма сложный рельеф, контактируя либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны).

Таким образом, поверхность водонефтяного контакта (ВНК) представлена контактными окнами нефть-вода и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт. Запасы средней и нижней частей разреза объекта примерно одинаковы.

Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК (1000 м) – 12,5 МПа, пластовая температура +28 °С.

Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 0,912 до 0,924 г/см³, составляя в среднем 0,917 г/см³. Содержание парафина в нефти изменяется от следов до 6,7% по весу; количество силикагелевых смол – от 9 до 17%.

Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (61% по объему); содержание сероводорода – 0,27% (по объему), гелия – до 0,1–0,15%, СО₂ – 1,31%, Н₂ – 0,026%.

Нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (около 150 мПа×с), высокосернистых (более 2%), высокопарафинистых (более 6%), высокосмолистых (более 15%), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.

Как следует из вышеизложенного, к осложняющим особенностям разработки Гремихинского месторождения относятся сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость нефти (до 180 мПа×с), заключенной в резко неоднородных поровотрещиннокавернозных коллекторах карбонатного типа.

Поиск по сайту: