CC BY
15УДК 66
Кухаренко С.С.
магистрант 2 курса кафедры разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Институт геологии и нефтедобычи Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА Ю2 УСТЬ-ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация: статья представляет собой обзор основных геолого-физических характеристик пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения. Изучение и анализ данных характеристик необходим для обоснования применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН).
Ключевые слова: Пласт Ю2, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, геолого-физические характеристики
Увеличение нефтеотдачи пластов в настоящее время является очень важной научно-практической задачей. При этом эффективность реализации тех или иных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в первую очередь определяется соответствием выбранных методов (химических составов, технологий МУН) геолого-физическим условиям (ГФУ) объектов их применения.
Пласт Ю2 представлен песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зерна окатанные и полуокатанные. В кровле пласта встречаются конгломераты, включения белемнитов и рассеянного раковинного детрита.
По составу породообразующих компонентов песчаники аркозовые, реже полимиктовые. Содержание кварца в пределах 35-45 %, полевых шпатов - 3045% обломков пород -15-35%. Содержание слюды (биотит) редко превышает 1%. Среди обломков пород чаще всего встречаются эффузивы, слюдисто-кремнистых и кремнистых пород, в меньшем количестве обломки.
Тип цементации пленочно-поровый, неравномерно распределенный по породе. Плёнки тонкие, прерывистые хлорит-гидрослюдистые. Большинство пор остаются свободными.
Пласт Ю2 Усть-Тегусской площади в пределах лицензионных участков залегает в кровле тюменской свиты и имеет повсеместное распространение, а в сводовой части Усановской структуры полностью отсутствует. Западная граница распространения пласта проходит по-восточному и северо-восточному склону Усановского поднятия. Пласт вскрыт всеми пробуренными поисково-разведочными скважинами на абсолютных отметках от -2313 до -2433 м.
Общая толщина пласта Ю2 изменяется в пределах 8-34 м. Зона максимальных толщин приурочена к южной и юго-западной частям основной залежи. Пласт Ю2 содержит несколько самостоятельных залежей с разными уровнями ВНК.
Коэффициент открытой пористости по пласту изменяется от 5,4 до 29,5 %. В большинстве исследованных образцов коэффициент пористости составляет 19,0 -22,0 %. Коэффициент проницаемости по пласту варьирует в широком диапазоне: от единиц мД до 1565,0 мД, основное количество определений приходится на интервал 70,0 - 400,0 мД .Водоудерживающая способность пород пласта изменяется от 14,8 до 99,9% чаще составляет 25,0 -55,0 % .Объемная плотность пород изменяется от 1,95 до 2,77 г/см3, с наиболее вероятными значениями в диапазоне 2,12 -2,25 г/см3 .
Преобладающий тип вод по Сулину В.А. - хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно- натриевый в восточной части месторождения. Значения минерализации изменяются от 11,5 до 28,9 г/л. Катионный состав вод
представлен натрием и калием в количестве 3750-9220 мг/л, кальцием - 230-1630 мг/л, магнием от 80-160 мг/л.
Пласт Ю2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам углеводородов.
аблица № 1. Основные ГФХ пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения
Параметр Размерность Значение
Абсолютная отметка кровли м -2381-2394
Абсолютная отметка ВНК м От -2383 до -2425
Тип залежи Пластовосводовая, литологически и тектонически экранированная
Тип коллектора поровый
Средняя общая толщина м 18,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная м 7,4
толщина
Коэффициент пористости доли ед. 0,200
Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,615
Проницаемость мкм2 0,146
Коэффициент песчанистости доли ед. 0,56
Коэффициент расчлененности ед. 4,2
Начальная пластовая температура 0С 84
Начальное пластовое давление МПа 24,75
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 4,71
Плотность нефти в пластовых условиях (кг/м3) *10-3 0,819-0,824
Плотность нефти в поверхностных условиях (кг/м3) *10-3 0,841-0,886
Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,074-1,119
Содержание серы в нефти % 1,23
Содержание парафина в нефти % 4,43
Давление насыщения нефти газом МПа 6,96
Газосодержание м3/т 74,5-26,9
Плотность воды в поверхностных условиях (кг/м3) *10-3 1,014
Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0,493
Удельный коэффициент продуктивности по м3/сут*МПа*м 2,8
нефти
Приёмистость нагнетательных скважин при м3/сут 200-700
рабочих давлениях на устье
Для повышения нефтеотдачи пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения рекомендуются к применению физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Обобщение многолетнего опыта позволило создать «матрицу»
146
применимости данных технологий в Западной Сибири в зависимости от основных наиболее значимых геолого-физических и промысловых параметров, а именно: пластовая температура, степень выработки от начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции на участке воздействия, проницаемость пласта и степень неоднородности по проницаемости отдельных пропластков, приемистость нагнетательной скважины. Разработанная матрица приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Матрица применимости ФХМУН с учетом основных геолого-физических и промысловых условий.
Источник: Земцов Ю.В. Матрица физико-химических МУН в зависимости от геолого-физических условий пластов месторождений Западной Сибири // (материалы научно-технической конференции, посвященной 40-летию деятельности ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», г. Тюмень, 9-10 июня 2015 г.) // Тюмень: ФГУП Зап СибНИИГГ. - 2016. -422 с. (С.250-268).
С помощью матрицы применимости ФХ МУН можно сделать несколько выводов относительно применения данных методов на пласте Ю2 Усть-Тегусского месторождения:
1. Пласт Ю2 имеет среднюю пластовую температуру 84 °С, что является оптимальной величиной для применения любого состава технологий МОХ МУН;
2. Большинство скважин имеет приемистость от 200 м3/сут. (64% фонда скважин), что позволяет использовать технологий МОХ МУН. При формировании ячеек заводнения необходимо делать выбор в пользу этих скважин;
3. На пласте Ю2 средняя обводненность - 70,4 %, что является оптимальной величиной для использования полимердисперсно-волокнисто-наполненных систем, согласно матрице применимости технологий МОХ МУН;
4. Выработка от начальных запасов пласта Ю2 составляет 41,5 %. При такой выработки можно использовать технологии, направленные на увеличение коэффициента нефтеизвлечения и увеличение охвата пласта воздействием (технологии закачки нефтевытесняющих, эмульсионных и полимерсодержащих составов);
5. Коэффициент проницаемости по пласту варьирует в широком диапазоне от единиц мД до 1565,0 мД, основное количество определений приходится на интервал 70,0 - 400,0 мД, что позволяет применить любую из технологий МОХ МУН.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Земцов Ю. В. Эффективность физико-химических МУН в Западной Сибири/ Ю.В. Земцов //доклад Всеросс. науч.-прак. конференции «Трудноизвлекаемые запасы углеводородов: настоящее и будущее», 21-22 сен. 2017 г. /Тюмень.
