Обоснование объединения пластов Бб и Тл 2-б Кудрявцевского месторождения в единый эксплуатационный объект Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 551.01

ОБОСНОВАНИЕ ОБЪЕДИНЕНИЯ ПЛАСТОВ ББ И ТЛ2-Б КУДРЯВЦЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ЕДИНЫЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ

А. Ю. Вишняков

Научный руководитель - доцент И. А. Козлова

Пермский государственный технический университет

На примере терригенных пластов Бб и Тл2-б Кудрявцевского месторождения рассмотрена проблема объединения пластов в единый эксплуатационный объект. Основное внимание уделено геолого-промысловому принципу объединения.

Залежи яснополянского возраста - Мл, Бб и Тл в Пермском крае являются одними из основных разрабатываемых, причем они, как правило, объединяются в единый объект. На примере Кудрявцевского месторождения, где также выделяются продуктивные пласты Бб и Тл, будет рассмотрена возможность их совместной эксплуатации.

При объединении пластов в единый эксплуатационный объект сопоставляют следующие группы факторов: геолого-промысловые (глубины, давление и температуру, природные режимы, тип коллектора, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), нефтенасыщенность, неоднородность, физико-химические свойства нефтей), гидродинамические (годовая добыча нефти, продуктивность пластов и скважин, динамика обводнения, оптимальный отбор нефти и т.д.), технические (способы эксплуатации, конструкция скважин, техническая возможность одновременной эксплуатации пластов и т.д.), технологические (плотность сетки скважин, метод заводнения, контроль и регулирование заводнения, применение методов повышения нефтеотдачи пластов) и экономические

(себестоимость, капитальные затраты иа бурение и промысловое оборудование, затраты на одновременно-раздельную эксплуатацию).

В данной работе будут рассмотрены только геолого-промысловые факторы для объединения пластов Бб и Тл Кудрявцевского месторождения в единый объект.

Кудрявцевское месторождение, в тектоническом отношении расположено в юго-восточной части Верхнекамской впадины, на северном склоне Москудинского вала, и приурочено к трем поднятиям: Кудрявцевскому, Западно-Кораб-левскому и Кораблевскому.

Промышленная нефтеносность выявлена в четырех нефтегазоносных комплексах: верхнедевонско-турнейском карбонатном (пласт Т - две залежи массивного типа на Куд-рявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях), нижне-средне-визейском терригенном (пласт Бб - две пластово-сводовые залежи на Кудрявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях, и пласт Тл2-б - две пластово-сводовые залежи на Кудрявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях), московском терригенно-карбонатном (пласт В3В4 - две пласто-во-сводовые залежи на Кудрявцевском и Западно-Кораблевс-ком поднятиях) и пласт КВ1 с тремя пластово-сводовыми залежами нефти на Кудрявцевском, Кораблевском и Западно-Кораблевском поднятиях.

Для решения поставленной задачи, а именно оценки геолого-промысловых характеристик яснополянских пластов и возможности их объединения в один объект с целью эксплуатации, было выбрано Кудрявцевское поднятие. Средние глубины залегания пластов составляют 1510,4 м (Бб) и 1496 м (Тл2-б). Исходя из глубины пласты имеют приблизительно равные значения начального пластового давления - 16 МПа (Бб) и 15,5 МПа (Тл2-б) и пластовых температур - 35 °С (Бб), 33 °С (Тл2-б). Проведенный анализ динамики изменения пластового давления позволяет сказать, что режим работы зале-

жей упруговодонапорный. Продуктивные пласты Бб и Тл2-б литолотически сложены песчаниками мелкозернистыми с алевритовой примесью и алевролитами крупнозернистыми с песчаной примесью. По характеру зерен пустоты данных пластов относятся к гранулярному типу.

Как видно из профиля и схемы совмещенных внешних контуров нефтеносности (рис. 1), пласты Бб и Тл2-б имеют подобное пространственное расположение.

Кудрявцевское поднятие

Внешний контур нефтеносности пласт Бб

Внешний контур нефтеносности пласт Тл

Рис. 1. Схема совмещения внешних контуров нефтеносности

пластов Бб и ТЛ2-6

Вследствие сходных условий образования визейской терригенной толщи залежи Бб и Тл2-б имеют близкие значения основных коллекторских свойств. Так, на гистограмме (рис. 2) приведено распределение коэффициента открытой пористости. Для пласта Бб значения изменяются в интервале от 15,7 % до 21,3 %, для пласта Тл2-б от 15,8 % до 21,3 %, то есть практически в одинаковых пределах.

0,35 0,3 0,25

Б 0,2

о

со 0,15 0,1 0,05 О

0,15-0,16 0,16-0,17 0,17-0,18 0,18-0,19 0,19-0,2 0,2-0,21 0,21-0,22

Интервалы значений

Рис. 2. Распределение коэффициентов открытой пористости Кп пластов: □ Бб и и ТЛ2-6

На рис. 3 приведена гистограмма, показывающая распределение коэффициента проницаемости. Для пласта Бб значения проницаемости варьируются от 0,082 мкм до 0,519 мкм2, для пласта Тл2-б - от 0,07 мкм2 до 0,522 мкм2, то есть границы изменения данного параметра совпадают.

На рис. 4 приведено изменение коэффициента нефтена-сыщенности. Для пласта Бб значения меняются от 0,727 до 0,914, для пласта Тл2-б - от 0,782 до 0,887.

Наличие максимальных значений описаных коэффициентов у пласта Бб говорит о том, что данные отложения во время формирования находились в лучших условиях.

Согласно классификации пласты-коллекторы с такими значениями пористости можно отнести к классу В (коллектора большой емкости). По проницаемости пласты Бб и Тл2-б классифицируются как хорошо проницаемые.

Средние значения количественных показателей макронеоднородности, а именно коэффициентов песчанистости, также близки, для пласта Бб он составляет 0,286, для пласта Тл2-б равен 0,258.

1-

1 11 1 1 1=

га

0,07-017 0,17-0,27 0,27-0,37 0,37-0,47 0,47-0,57 Интервалы значений

Рис. 3. Распределение коэффициентов проницаемости пластов □ Бб и ■ ТЛ2-6

га 0,15

0,755-0,785 0,785-0,815 0,815-0,845 0,845-0,875 0,875-0,905 0,905-0,935

Интервалы значений

Рис. 4. Распределение коэффициентов нефтенасыщенности пластов □ Бб и ■ ТЛ2-6

Кроме вышеизложенного при совместной разработке пластов необходимо учитывать и физико-химические свойства добываемых флюидов. Такие параметры, как вязкость нефти, плотность, содержание серы, смол, для пластов Бб и Тл2-б тоже имеют сходные показатели. Вязкость нефти пласта Бб - 42,8 мПас, Тл2-б - 44,1 мПас, нефть обоих пластов

очень вязкая. Плотность нефти пласта Бб - 896 кг/м , Тл2-б -898 кг/м , по плотности нефть обоих пластов классифицируется как тяжелая, по содержанию серы - высокосернистая (Бб - 2,56 %, Тл2-б - 2,51 %), по содержанию смол - высокосмолистая (Бб - 28,48 %, Тл2-б - 26,66 %).

Рассмотренные выше геолого-промысловые факторы для пластов Бб и Тл2-б сведены в таблицу.

Геолого-промысловые параметры пластов Бб и Тлде

Параметры Ед. измерения Бб ТЛ2-6

Средняя глубина залегания м 1510,4 1496

Тип залежи - пл. свод. пл. свод.

Тип коллектора - терригенный

Пористость доли ед. 0,2 0,19

Средняя нефтенасыщенность доли ед. 0,84 0,83

Проницаемость мкм2 0,292 0,287

Коэффициент песчанистости доли ед. 0,286 0,258

Пластовая температура °С 35 33

Начальное пластовое давление МПа 16 15,5

Вязкость нефти в пластовых условиях мПа'С 42,8 44,1

Плотность нефти в пластовых условиях кг/м3 896 898

Содержание серы в нефти % 2,56 2,51

Содержание смол в нефти % 28,48 26,66

Таким образом, рассмотрев основные геолого-промысловые параметры коллекторов и флюидов пластов Бб и Тл2-б Кудрявцевского месторождения, можно сказать, что они характеризуются сходными условиями образования коллекторов, коллекторскими свойствами, параметрами пластовых флюидов. Поэтому возможность эксплуатации этих пластов единой сеткой скважин не вызывает сомнений.

Получено 07.12.06.