Геологическое строение продуктивных отложений Гремихинского месторождения нефти.

ВВЕДЕНИЕ

Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Соляно-кислотные обработки относятся к одним из видов геолого-технических мероприятий, основной задачей которых является интенсификация добываемой продукции, а также поддержание текущих отборов нефти

В данной работе будет рассмотрен пример соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины.

Объектом исследования является Гремихинское месторождение.

Предметом исследования является обработка призабойной зоны скважины с помощью соляно-кислотного воздействия

Целью курсовой работы является оценка и анализ эффективности соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины

Методы исследования курсовой работы:

- анализа литературы;

- анализа нормативно-правовой документации по теме курсовой работы;

- сравнение;

- теоретический анализ;

- обобщение.

Практическая значимость работы заключается в том чтобы на теоретической основе показать технологическую и экономическую эффективность соляно-кислотной обработки.

I. Геологический раздел

Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов

Зависимость динамической вязкости пластовой нефти от температуры

Верейский горизонт	Башкирский ярус
Температура, оС	Динамическая вязкость, мПа×с	Температура, оС	Динамическая вязкость, мПа×с
		27.3
			2.5
	0.4		0.4

 

График зависимости динамической вязкости нефти от температуры (верейский горизонт и башкирский ярус)

Свойства и состав пластовых флюидов

· Верейские отложения

Нефть верейских отложений (табл. 3.35) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 57,0 до 146,2 мПа∙с, составляя в среднем 78,7 мПа∙с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 2,80 до 12,15 м³/т, составляя в среднем 6,90 м³/т, со средней плотностью 910,6 кг/м³, изменяющейся в пределах от 902,2 до 921,7 кг/м³, со средним давлением насыщения 3,37 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,30 до 4,96 МПа.

· Башкирские отложения

Нефть башкирских отложений (табл. 3.36) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 55,0 до 280,0 мПа∙с, составляя в среднем 149,6 мПа∙с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 4,44 до 8,82 м³/т, составляя в среднем 4,75 м³/т, со средней плотностью 907,0 кг/м³, изменяющейся в пределах от 903,0 до 911,3 кг/м³, со средним давлением насыщения 3,69 МПа.

· Визейские отложения

Нефть визейских отложений (табл. 3.37) характеризуется как нефть высоковязкая: динамическая вязкость изменяется от 43,6 до 66,6 мПа∙с, составляя в среднем 55,9 мПа∙с, со средним газосодержанием, которое изменяется от 3,79 до 4,56 м³/т, составляя в среднем 4,16 м³/т, со средней плотностью 906,1 кг/м³, изменяющейся в пределах от 903,9 до 909,7 кг/м³, со средним давлением насыщения 4,38 МПа, изменяющимся в диапазоне от 2,5 до 7,8 МПа.

Свойства пластовой нефти башкирских отложений

Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа			10,90
Пластовая температура, °С			27,3
Давление насыщения, МПа	3,80	5,60	3,69
Газосодержание, м3 /т	4,44	8,82	4,75
Объемный коэффициент пластовой нефти, д.ед.	1,010	1,024	1,018
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа; t1=...°С
Р2= МПа; t2=...°С
Р3= МПа; t3=...°С
Р4= МПа; t4=...°С
Плотность в условиях пласта, кг/м3	903,0	911,3	907,0
Вязкость в условиях пласта, мПа с	55,0	280,0	149,6
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	6,70	6,89	6,80
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:	1,241		1,417
- при однократном (стандартном) разгазировании*	2,085
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	925,6	917,6	921,0
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-	-

 

 

Запасы нефти, газа и КИН продуктивных отложений Гремихинского

Месторождения нефти

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁90482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;

– по категории C₂ 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁32304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;

– по категории C₂58 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С₁в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.

 

 

Вывод

Основные продуктивные отложения Гремихинского месторождения, которые разрабатываются в промышленном масштабе, в основном приурочены к четырём геологическим объектам: турнейскому ярусу, башкирскому ярусу, визейскому ярусу, верейскому горизонту.

Средние проницаемости различны и варьируются в широких пределах. Самой низкой проницаемостью обладают отложения турнейского яруса (k= 0.152 мкм² ), а самой высокой проницаемостью обладают отложения верейского яруса (k=0.658мкм²).

Коэффициенты вытеснения варьируются от 0.3 до 0.55 д. ед.

Большое количество запасов приурочено к Башкирскому ярусу около 83%. Отложения башкирского яруса и являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти. Средняя нефтенасыщенная часть пласта составляет 23.4 метра.

Нефть всех продуктивных отложений характеризуется как высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов, смол, парафинов и других тяжёлых углеводородов. Вязкость варьирутся в широких пределах и составляет 78.7 мПа, 149.6 мПа, 55.9мПа. Стоит отметить что нефть башкирского яруса имеет вязкость 149.6 мПа, что является самой большой вязкостью.

Средняя плотность нефтей варьируется в маленьких пределах и в среднем

составляет 908кг/м³.

Газосодержание изменяется от 4 м³/т до 7 м³/т.

Среднее давление насыщения составляет 4 МПа.

Начальное пластовые давление верейского и башкирского объектов мало различается и в среднем величина составляет 11.5 МПа. Величины давлений турнейского и визейского объектов выще и составляют: 15.2МПа и 14.5МПа.

 

II Технологический раздел

Верейский горизонт

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту добыто 841тыс.т нефти или 32 % начальных извлекаемых запасов, текущий КИН – 0,095, накопленная добыча жидкости составила1908 тыс.т, накопленная закачка – 1446тыс.м³. Годовой отбор нефти в 2012 году составил 117,1 тыс. т (4,4 % НИЗ и 6,1 % ТИЗ), жидкости – 358 тыс. т, годовой объем закачки – 488 тыс. м³. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 67,3

· Основные технологические показатели верейского горизонта

· Распределение скважин верейского объекта по накопленной добыче нефти

 

 

• Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по накопленной закачке

Башкирский ярус

По объему геологических и извлекаемых запасов нефти, пробуренных и эксплуатируемых скважинами, пласты башкирского яруса являются основным объектом разработки Гремихинского месторождения.

По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по башкирскому объекту составила 20,4 млн. т, жидкости – 133 млн. т, накопленная закачка 70,6 млн. м³, из которых 39,6 млн. м³ теплоносителя (30 млн.м³ собственно теплоносителя, 9,6млн. м³ пресной воды) и 31 млн. м³ подтоварной воды. Текущий КИН на дату анализа составил 0,27, отбор от НИЗ – 75 %. Годовой отбор нефти в 2012 году составил 476 тыс. т (1,8 % НИЗ и 6,5 % ТИЗ), жидкости – 11428 тыс. т, годовой объем закачки агентов – 5370 тыс. м³, в том числе508 тыс. м³ теплоносителя (343 тыс.м³ собственно теплоносителя, 165тыс. м³ пресной воды)и 4862 тыс. м³ подтоварной воды. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 95,8 %. На рисунках 5.18-5.19 представлена динамика основных технологических показателей разработки объекта.

– Основные технологические показатели разработки башкирского объекта

Визейский ярус

По состоянию на 1.01.2013 г. разбурена только часть площади объекта (неполностью освоена центральная часть и не освоена южная часть). Перебывавший в эксплуатации на объекте фонд составляет 55 скважин. На объекте пробурено 80 % от проектного числа скважин.По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту накопленная добыча нефти составила 1199,7 тыс.т, жидкости – 3177,8 тыс.т, накопленная закачка – 219,2 тыс.м³. Текущий КИН – 0,233, отбор НИЗ – 55,8 %. За 2012 год добыча нефти составила 64,3 тыс.т, жидкости – 327,5 тыс.т, закачка – 51,7 тыс.м³, среднегодовая обводненность продукции – 80,4 %.

Основные технологические показатели разработки визейского объекта (добыча, закачка, обводненность)

Распределение скважин визейского объекта по накопленной добыче нефти по состоянию на 01.01.2013 г.

 

Распределение нагнетательных скважин визейского объекта по накопленной закачке (тыс. куб. м) по состоянию на 01.01.2013 г.

Турнейский ярус

Турнейский объект эксплуатируется с марта 2012 года. В добывающем фонде числится одна скважина (скв. 1524), переведенная в опытном порядке из нагнетательного фонда визейского объекта. Интервалы перфорации: 1444,8 – 1447,0 ми 1450,0- 1453,0 м. Суммарная перфорационная мощность 5,2 м (вскрытая нефтенасыщенная мощность 3,4 м).

Скважина введена в эксплуатацию с высоким начальным дебитом нефти 25,3 т/сут при обводненности20,4 %. За 10 месяцев 2012 года добыто 4,999 тыс.т нефти.Дебитскважины по нефти к концу 2012 снизился почти втрое, и к началу 2013 года составил 9,4 т/сут, а обводненность достигла 84,6 %. Начальное пластовое давление составляет 14,5 МПа.По состоянию на 01.01.2013 г. скважина эксплуатируется при среднем забойном давлении5,6 МПа (Р_нас=9,8 МПа), динамический уровень – 871 м. С июня 2012 года скважина оборудована одновинтовым насосом типа ЭОВНб.

 

Выработка запасов нефти и КИН рассчитаны по району скважины 82Р (утвержденные запасы в пределах распределенного фонда: геологические запасы – 83 тыс. т., извлекаемые запасы – 23 тыс. т).

 

Вывод

На Гремихинском месторождении нефти выделяется четыре основных объекта разработки: верейский, башкирский, визейский, турнейский.

Ø Из продуктивных отложений верейского горизонта добыто 117.1 тыс т нефти (17.7% от добычи нефти по месторождению в целом), добыто 358.3тыс т жидкости, закачано 488.2 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.204

Квыт=0.527

Кохв=0.387

Ø Из отложений башкирского яруса добыто 478 тыс т нефти (71.8% от добычи по месторождению) и 11428.4 тыс т жидкости, закачано 5369.6 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.392

Квыт=0.564

Кохв=0.695

Пласты башкирского яруса являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти.

Ø Из отложений визейского яруса добыто 64.3 тыс т нефти (9.7% от добычи по месторождению в целом) и 327.5 тыс т жидкости, закачано 51.7 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.264

Квыт=0.510

Кохв= 0.518

Ø Из отложений Турнейского яруса добыто 5 тыс т нефти (0.8 % от добычи по месторождению в целом) и 13 тыс т жидкости.

Ø Общий фонд скважин – 943 из них добывающих – 681, нагнетательных – 235.

Стоит отметить что фактическая добыча нефти незначительно отстаёт от проектной. Проектная составляет 686.1 тыс т, а фактическая составляет 662.4 тыс т. Отставание составляет 23.7 тыс т.

Продуктивности скважин.

Среди широко применяемых мероприятий по увеличению продуктивности широко применяются такие мероприятия как гидравлический разрыв пласта (ГРП), технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), перфорационные работы, ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению водопритока и изоляции нарушений эксплуатационной колонны, оптимизация глубиннонасосного оборудования (ГНО), ввод скважин из бездействия и других категорий, перевод скважин на другие объекты, ввод боковых стволов и мероприятия по внедрению оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

 

 

для того чтобы проводить мероприятие по увеличению продуктивности скважины необходимо знать на какие параметры нужно влиять.

Анализирую математическую формулу продуктивности скважины, исходя из формулы Дюпюи:

 

можно сказать что основным параметром, поддающимуся влиянию, является проницаемость k.

Влиять на этот параметр мы можем только в зоне ПЗС. Основной характеристикойПЗС является скин-фактор(S), безразмерная величина характеризующая фильтрационное состояние ПЗС, которая находится по формуле:

Можно сделать вывод, что ПЗС находится в хорошем состоянии при значении S равной нулю, или при отрицательном её значении, что достигается путём влияния на величину проницаемости ПЗП (ks).

К основным причинам, ухудшающим ПЗС, относятся:

1)обводнённость продукции скважины

2)увеличение вязкости нефти

3)отложение минеральных солей

4)отложение АСПО

5)заиливание ПЗС

6)смыкание трещин в породах пласта за счёт создания больших депрессий в ПЗП.

Планирование кислотных обработок

Исходя из книги Б.М. Сучкова «Добыча нефти из карбонатных коллекторов», основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики ПЗП, являются результаты гидродинамических исследований скважины, которые в свою очередь характеризуют фильтрационно-ёмкостные параметры ПЗП:

Ø Положительное значение скин-фактора и значительные потери давления на его преодаление

 

Ø Значительное снижение коэффициента продуктивности скважины по отношению к окружающим её скважинам

 

Ø Низкий охват пласта отбором по толщине

 

Сопоставление прогнозных данных по дополнительной добыче нефти с затратами на проведение ОПЗ и другими расходами определяет рентабельность проводимого мероприятия. Прогноз эффективности ОПЗ осуществляется по специальным программам (например, разработанной «УдмуртНИПИнефть»).

Очерёдность обработок и вид планируемого метода ОПЗ можно определить по характеру кривых восстановления давления, которые в зависимости от проницаемости ПЗС имеют три конфигурации:

 

 

 

 

Из книги Б.М. Сучкова следует что для получения результатов прогнозирования СКО были проанализированы соляно-кислотные обработки проводимые в Удмуртии за 6 лет. Анализ позволил выделить 10 наиболее важных показателей, в наибольшей степени влияющих на технологический результат проведения СКО.

 

К ним относятся:

1) кратность кислотных обработок (количество)

2) показатель снижения дебита (отношение максимального дебита за всё время эксплуатации к текущему)

3) среднее значение проницаемости по пласту

4) обводнённость продукции скважины

5) послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости к максимальной в том же интервале)

6) показатель изменения пластового давления

7) температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином)

8) условный показатель газонасыщенности ПЗП:

 

Где Pn-давление насыщения Pz-давление на забое G-газовый фактор

10) охват пласта перфорацией (отношение перфорированной толщины ко всей толщине пласта)

 

Целесообразность кислотных обработок оценивается пороговыми значениями суммы рангов: высокую успешность обработок можно ожидать при сумме рангов в интервале более 270, среднюю- в интервале 160-230, низкую- в интервале 55-120.

 

Ранжирование признаков по горизонтали и вертикали:

 

 

 

Используя данную выше таблицу проанализируем предполагаемую успешность проведения СКО для отдельной скважины № 513:

1) кратность обработок равна 2 (50)

2) послойная неоднородность равна (54)

3) средняя проницаемость равна 275 мкм² (16)

4) около 95% (7)

5) отношение максимального дебита к текущему (18)

6) удельный расход кислотного раствора 1.1м³ на метр пласта (16)

7) отношение перфорироаной толщины ко всей толщине 1.9 (15)

8) отношение температур 1.32 (10)

9) газовый фактор 4.5 м³/тонну (4)

10) показатель изменения пластового давления (25)

По подсчётам общий ранг составляет 215, что входит в средний интервал от 160 до 230.

 

Расчёт объёма кислотного раствора:

По методике описанной в книге Б.М. Сучкова «добыча из карбонатных коллекторов»:

 

Объём кислотного раствора определяется по формуле:

Где Vп-объём порового пространства в радиусе охвата

 

Где R-радиус обработки м

Rскв-радиус скважины м

Hд-тодщина пласта м

M0-пористость д.ед

Kн-коэффициент насыщения д.ед

Рассчитывается исходя из гидродинамических исследований

ΔVi рассчитывается по формуле:

Где 0.00137 количество CaCO3, растварённого в 1 г 1-% ного раствора;

Показатель α вводится по той причине, что действующая толщина продуктивного пласта не всегда совпадает с общей его толщиной, а поэтому при закачке раствора кислоты в пласт он распространяется во всех направлениях;

 

 

В окончательном виде формула примет вид:

Расчитаем радиус проникновения кислоты в пласт:

 

q- скорость закачки кислоты в пласт м³/мин; t-время полной нейтрализации мин; Rскв-радиус скважины м; kпр-относительная проницаемость породы;

возьмём данные:

q=0.005

t-

hпл=14 м

kпр=0.275*10^-3 мкм²

Rскв=0.132

R=3.1м

Зная радиус проникновения кислоты и зная пористость можно рассчитать объём порового пространства Vп:

Рассчитываем требуемый объём кислоты:

V=9.1 м³

Характеристикам вытеснения

для вычисления технологической эффективности СКО обработки воспользуемся методом Назарова:

Qж/Qн = А + В∙Qв;

Где Qж- дебит жидкости в м³/сут Qв-дебит воды в м³/сут

Qн-дебит нефти в м³/сут

A,B- коэффициенты, определяемые статической обработкой определённых данных

 

для вычисления нужно построить график Qж/Qн от Qв;

для построения нам необходимы промышленные данные значений Qж,Qн,Qв по месторождению до проведения интенсификации добычи нефти:

 

№ скв	Qж м3/сут	Qн т/сут	Qв м3/сут
511Р		1.26	40.74
		1.6	38.4
		2.1	36.1

 

Прогнозируемые данные после проведения интенсификации добычи нефти:

Qж=41.6м³/сут Qн=2.08т/сут

по данным значениям строим график функции (Qж/Qн от Qв):

 

из графика получается формула:

где A =-100.49;

Зная характеристику вытеснения Назарова, оценим предполагаемую эффективность проведённой соляно-кислотной обработки:

Прогнозируемый дебит по нефти после проведения СКО равен 2.08тонн/сут

Разница составляет 0.68 тонн/сут то есть это и есть прогнозируемый положительный эффект от соляно-кислотной обработки.

 

 

 

Вывод

· Из вышесказанного можно сделать вывод что применение мероприятий по интенсификации добычи нефти являются неотъемлемой частью разработки месторождений добычи нефти.

· Важно грамотно определить скважину на которой будет проводиться ГТМ, а также, опираясь на геофизические и гидродинамические исследования, определить вид ГТМ и спрогнозировать результат работы.

· При анализе эффективности СКО при помощи характеристика Назарова получается, что значения добычи нефти теоретические (расчётные), больше чем фактические что свидетельствует о неэффективной обработки пласта с помощью СКО.

· Книга Б.М. Сучкова показывает что успешность проведения соляно-кислотной обработки зависит от 10 основных показателей. Эти выводы были сделаны в ходе анализа проведения СКО в Удмуртии за 6 лет.

 

Список используемой литературы:

1) Проектный документ Гремихенского месторождения нефти

2) «СКИН–ФАКТОР и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта» Р. Ш. Муфазалов НПФ «Тимурнефтегаз» г. Октябрьский;

3) Учебник И.Т Мищенко «расчёты при добыче нефти и газа»

4). Хисамов, Р.С. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработокскважин / Р.С. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х.

5). Способ обработки карбонатного продуктивного пласта / Г.А. Орлов, В.Н. Глущенко, М.Х. Мусабиров и др. – Опубл. БИ, 1991. - № 4.

 

6) «ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ»; Автореферат., ИКОННИКОВА ЛЮДМИЛА НИКОВНА

 

ВВЕДЕНИЕ

Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Соляно-кислотные обработки относятся к одним из видов геолого-технических мероприятий, основной задачей которых является интенсификация добываемой продукции, а также поддержание текущих отборов нефти

В данной работе будет рассмотрен пример соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины.

Объектом исследования является Гремихинское месторождение.

Предметом исследования является обработка призабойной зоны скважины с помощью соляно-кислотного воздействия

Целью курсовой работы является оценка и анализ эффективности соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины

Методы исследования курсовой работы:

- анализа литературы;

- анализа нормативно-правовой документации по теме курсовой работы;

- сравнение;

- теоретический анализ;

- обобщение.

Практическая значимость работы заключается в том чтобы на теоретической основе показать технологическую и экономическую эффективность соляно-кислотной обработки.

I. Геологический раздел

Геологическое строение продуктивных отложений Гремихинского месторождения нефти.

Гремихинское месторождение расположено на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии, в 27 км к востоку от города Ижевска (рис. 2.1). На территории месторождения расположены деревни: Молчаны, Колюшево и др.

Площадь частично заселена и имеет сеть асфальтированных дорог. В 15 км к северо-западу от месторождения проходит шоссейная дорога Ижевск-Воткинск, и в 10 км в этом же направлении проходит железная дорога с ближайшей ж.д. станцией Июльское. В 3 км к юго-западу проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км от площади месторождения находится пристань Гольяны на р.Кама.

В орографическом отношении территория месторождения представляет собой высокую равнину, интенсивно эродированную овражной сетью, где берут свое начало небольшие речки: Гольянка, Докша и их притоки, относящиеся к бассейну р. Кама. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +100 до +217 метров.

Климат района континентальный с продолжительной (6мес.) зимой. Среднегодовая температура +12°С, годовое количество осадков около 500 мм.

В экономическом отношении район месторождения сельскохозяйственный. Большая часть площади занята посевами, залесенность оврагов незначительна. Лес преимущественно хвойный.В районе развита и нефтедобывающая отрасль. Эксплуатацию месторождения осуществляет РИТС «Центр».

Основу энергетической системы составляют действующие ЛЭП-35 кВт.

Ближайшие месторождения нефти: Мещеряковское и Забегаловское.

 

Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв.123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Породы кристаллического фундамента в пределах месторождения не вскрыты. По данным региональных сейсморазведочных работ отложения кристаллического фундамента зафиксированы на глубине 7800 м. Протерозойские отложения осадочного чехла представлены отложениями рифея и венда и вскрыты скважинами 81Р, 82Р и 123Р. Сводный геологический разрез представлен на графическом приложении 1.

Геологический разрез на Гремихинском месторождении представлен большим количеством отложений, которые приурочены к различным горизонтам, надгоризонтам и ярусам, а также имеют различное время образования. Основные продуктивные отложения, с которых ведётся промышленная добыча, приурочены к Турнейскому, Визейскому, Башкирскому ярусам и Верейскому горизонту.

Краткая литолого – стратеграфическая характеристика продуктивных отложений:

· Отложения Турнейского яруса представлены:

Малевско-упинский горизонт – C₁ml-up

Породы горизонта представлены известняками от светло-серых до коричневато-серых плотных, участками глинистых. В отложениях выделяется пласт-коллектор Ct-IV.Толщина 19-42 м.

Черепетский горизонт – С₁crp

Отложения представлены глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. К пористым разностям приурочены пласты-коллекторы: Ct-II и Ct-III. К кровле карбонатных отложений приурочен отражающий горизонт ОГ IIп.Толщина 11-29 м.

Нефтяные залежи турнейского яруса:

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками серыми, кристаллическими, с отдельными включениями раковин.

Эффективные толщины проницаемых пропластков в основном имеют толщины 0,4-1 м, редко более 1,1 м. По заключению ГИС значительная часть коллекторов представлены неясной или неопределенной характеристикой насыщения. Коллекторы с неясным характером насыщения, расположенные гипсометрически выше принятых ВНК, условно отнесены к нефтяным.

Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект – Сt-II+III. Пласт характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Состоит из 1-6, иногда 7-11 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 4,3. Общая толщина пласта в пределах контуров нефтеносности изменяется от 4,4 до 14,3 м. Общая эффективная толщина меняется от 1,4 м до 5,2 м, составляя в среднем 3,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 13%, нефтенасыщенность – 78%. В скважинах 11, 12, 17, 19, 111Р, 112А, 114Р, 115Р, 81Р, 9A, 517Р, 1531, 1561 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

По пласту Сt-II+III выделены две залежи нефти. Нефтеносность пласта установлена по ГИС и результатам испытания скв.121Р и 1524 в эксплуатационной колонне. Водонефтяные контакты залежей приняты условно по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС с учетом испытаний. Размеры залежей и уровни ВНК приведены в таблице 3.1.

Пласт Сt-IV малевско-упинского горизонта состоит из одного-трех, редко четырех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 2,45. Общая толщина пласта изменяется от 10 до 15 м, увеличиваясь на крыльях структуры до 17,3 м (скв.79Р), в пределах залежи нефти средняя общая толщина составляет 13,6 м. Общая эффективная толщина по скважинам варьирует от 0,9 м до 5,6 м, в контуре нефтненосности – от 2,5 м до 4,3 м и в среднем составляет 3,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –3,0 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 12%, нефтенасыщенность – 73%.

Нефтеносность пласта установлена по результатам ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.366Р, где из интервала перфорации (-1258,9)÷(-1261,9) м получен приток безводной нефти дебитом 1,8 м³/сут. Как и ранее, выделена одна залежь нефти в районе скв. 366Р. Тип залежи пластовый сводовый, частично литологически ограниченный. Параметры залежи приведены в табл. 3.1. Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1261,0 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

 

· Отложения Визейского яруса представлены:

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Местами песчаники сильно пиритизированы. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами С-V и C-VI.Толщина 10-36 м.

Окский надгоризонт – С₁ok

Тульский горизонт – С₁tl

По литологическому составу тульский горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Карбонатная пачка представлена глинистыми известняками с прослоями аргиллитов и алевролитов толщиной 7-8 м.

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами C-II, C-III, C-V, реже с пластом C-I, который встречается в виде линз.С кровлей терригенных отложений тульского горизонта связывается опорное отражение ОГ II.

Толщина 21-32 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты – С₁а_l+mh+vn

Карбонатные породы нерасчлененной толщи окского надгоризонта представлены серыми и темно-серыми доломитами и известняками светло-серыми до белых, скрыто- и мелкокристаллическими, с прослоями аргиллитов и ангидритов. В подошве выделяются терригенные отложения алексинского горизонта, представленные светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и доломитов, толщиной 6-9 м.Толщина 107-158 м.

Серпуховский ярус – С₁s

Отложения представлены светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 69-91 м.

Средний отдел – С₂

Отложения среднего карбона представлены башкирским и московским ярусами.

Нефтяные залежи визейского яруса:

Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Сопоставление индексации пластов визейского яруса

Индексация ПЗ 1993 г.	Тл-I	Тл-II	Бб-I	Бб-II	Бб-III
Современная индексация	C-I+C-II	C-III	C-IV	С-V	C-VI

 

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мел