ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РЫБКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РЫБКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ Фролова А.А.1, Ханнанова Ф.Ф.2

1Фролова Анна Александровна - студент;

Ханнанова Фанзиля Фанисовна - студент, кафедра геологии, геолого-географический факультет, Оренбургский государственный университет, г. Оренбург

Аннотация: на Рыбкинском месторождении пробурено три скважины, причем две из них вскрыли нижнедевонские и одна - бийские отложения. Осадочный комплекс представлен девонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми отложениями. Промышленная нефтеносность установлена в пласте Дфр-2, приуроченном к нижней карбонатной части верхнефранского подъяруса. Ключевые слова: Рыбкинское месторождение, залежь, пласт, Западно-Рыбкинская, Северо-Жоховская, Южно-Жоховская, неоднородность продуктивных пластов.

Рыбкинское нефтяное месторождение открыто в 1990 году. Первооткрывательницей является скважина 166, пробуренная в своде Западно-Рыбкинского поднятия.

В административном отношении Рыбкинское месторождение расположено на территории Новосергиевского района Оренбургской области.

В результате геологоразведочных работ, проведенных в 1987-1992 гг., на месторождении в продуктивном пласте Дфр-2 верхнефранского подъяруса выявлено 3 залежи нефти. Всего в процессе поисковых работ пробурено 3 скважины -166, 167, 168, в 2 скважинах - 166, 168 получены фонтанные притоки нефти и ведется пробная эксплуатация, в скважине 167 получен приток нефти с водой.

Пласт Дфр-2 литологически представлен пористыми доломитами и известняками. Общая толщина пласта изменяется в значительных пределах, составляя 69,2 м (скв. 166), 81 м (скв. 168) и 20,4 м (скв.167). Во всех скважинах отмечено неоднородное строение пласта. В скважине 166 он представлен 15-ю пропластками толщиной от 0,8-1 м до 11,4 м при суммарной эффективной толщине 42 м. В скважине 168 выделены 9 пропластков, причем толщины их изменяются от 0,6-0,8 м до 1,2-1,4 м. Суммарная толщина эффективных прослоев составляет 9 м. В скважине 167 выделено 8 пропластков при суммарной эффективной толщине пласта - 12,2 м.

Западно-Рыбкинская залежь (скв. 166) выявлена в отложениях франского яруса. Она представлена чередованием плотных и проницаемых участков трещиноватых доломитов. Глубина залегания кровли проницаемых разностей составила 3872,8 м. Залежь вскрыта одной скважиной и имеет размеры 2* 1,8 км, высоту - 69,2 м [1].

Общая толщина пласта в скважине составляет 69,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 42 м. Толщина пористых пропластков изменяется от 0,8 до 3,4 м, коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 0,61 и 15 соответственно. Пористость, по данным исследования керна, равно 9,8 % (отобрано 3 представительных образца) по ГИС - 10 %, для дальнейших расчетов принята 10 %. Нефтенасыщенность, по данным ГИС, составила 90 %, проницаемость по 3-м образцам - 9,138* 10-3 мкм2.

Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной рекомбинированной пробам и приняты равными 844 кг/м3 и 799 кг/м3.

Северо-Жоховская залежь (скв. 168) также приурочена к пласту Дфр-2, представлен чередованием плотных и проницаемых разностей карбонатных пород. Глубина залегания составила 3871,6 м. Залежь вскрыта также одной скважиной, при опробовании интервала 3864-3890 м (-3698,93724,9 м) получен приток нефти. Размеры залежи составили 1,9*1,5 км, высота - 41,3 м. Залежь массивного типа.

Положение ВНК определено на абсолютной отметке 3747,8 м, УПУ - 3728,1 м. Общая толщина пласта до предполагаемого ВНК составила 41,3 м, нефтенасыщенная -4,4 м. Пласт представлен 9-ю пористыми пропластками, толщина которых изменяется от 0,6 до 1,4 м. Коллекторские свойтсва изучены по ГИС. Пористость изменяется от 6,5 % до 8%. Нефтенасыщенность, по данным ГИС, равна 94 % и 91 % соответственно. Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной пробе и приняты равными 800 кг/м3 и 0,544 [2].

Южно-Жоховская залежь (скв. 167) открыта также в отложениях франского подъяруса. При опробовании в колонне интервала 3888-3892 м (-3776,1-3780,1 м) получен приток нефти с водой. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3779,5 м, размеры залежи составили 0,7^1,9 км, этаж нефтеносности установлен равным 3,4 м. Пласт представлен 8-ю пористыми пропластками, коэффициент песчанистости - 0,598, расчлененности - 8, пористость определена по ГИС и керну. Всего отобрано 7 представительных образцов керна, средневзвешенное значение составило 10,5 %. По ГИС пористость равна 14 %. Нефтенасыщенность пропластков изменяется от 93 % до 94 5, составляя в среднем 93 %.

Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной пробе, отобранной в скв. 168, и приняты равными 800 кг/м3 и 0,544 соответственно [3].

Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости

Проницаемость продуктивного пласта Дфр-2 Рыбкинского месторождения изучена на 4-м кондиционным образцам кернового материала. По 3-м образцам скв. 166, среднее значение проницаемости составило 0,009 мкм2, по одному образцу скв. 167-0,102 мкм2, в целом среднее значение проницаемости по керну продуктивного пласта Дфр-2 равно 0,032 мкм2.

В связи с малым количеством определений проницаемости, для характеристики неоднородности

продуктивного пласта Дфр-2 по проницаемости можно использовать материалы по пласту Ду афонинского горизонта Зайкинско-Росташинской группы месторождений с близкими фильтрационно-емкостными свойствами [4]. В качестве аналога взято Зоринское месторождение, где в результате статистической обработки значений проницаемости по керну установлен закон распределения проницаемости и его параметры. Основные характеристики закона определены по диаграмме квантилей и приведены в нижеследующей таблице 1.

Таблица 1. Основные характеристики закона распределения

проницаемости

Параметры Значения

Закон распределения Логарифмически нормальный

Математическое ожидание М(к)= 4,12*10-3 мкм2

Дисперсия о2(к)= 0,0001 мкм4

Стандартное отклонение о(к)= 0,01 мкм2

Коэффициент вариации У(к)= 2,431

Параметры закона распределения е - 1,568, о(1п к)=1,39

Среднее значение проницаемости - 0,004 мкм2, по промысловым данным - 0,016 мкм2

Промышленная нефтеносность месторождения связана с продуктивным пластом Дфр-2 девонской системы франского яруса.

Продуктивные пласты характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями:

-значительной глубиной залегания (3870-3950 м); -невысокой плотностью запасов, приходящихся на единицу площади (0,07-0,88 т/м2).

По величине извлекаемых запасов нефти Рыбкинское месторождение относится к группе мелких.

Список литературы

1. Борисов Ю.П., Рябинкина З.К., Волков В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М. Недра, 1976. 286 с.

7

2. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра, 1978. 356 с.

3. Кузнецов В.И. и др. Проект пробной эксплуатации Рыбкинского нефтяного месторождения Оренбургской области, Оренбург, 1995. 254 с.

4. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. РД-39-0147035-214-86, 1996. 128 с.