Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения
Рефераты >> Геология >> Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

3. Основные параметры пласта: пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

Физико-литологические свойства изучались по керну в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Керн отобран, в основном, из газонасыщенной части разреза. Вынос керна составил 274,72 м или 47,05% к проходке с отбором керна.

Изготовлено и описано 49 шлифов, выполнено 145 анализов гранулометрического состава, 678 анализов пористости, 110 анализов проницаемости и 94 анализа остаточной водонасыщенности.

Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 17,7-25% в плотных алевролитах и слабоизвестковистых песчаниках, до 36-39% в слабосцементированных разностях песчаников и алевролитов. Наиболее часто встречаются значения пористости 31-33%, 33-35%. Средняя пористость по керну (417 определений) составляет 31,7%.

Около 60% изученных образцов керна характеризуются остаточной водонасыщенностью от 10 до 35%. Средневзвешенное значение остаточной водонасыщенности составляет 33,2%.

Средневзвешенное значение проницаемости по лабораторным данным равно 233 мД.

Проведенные в 1979-1989гг. работы по изучению емкостных параметров по скважинам, пробуренным на РНО, показали, что сеноманские газонасыщенные породы обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По промыслово-геофизическим материалам коэффициент пористости равен 0,305 для Ямсовейской площади и 0,29 - для Ярэйской площади.

Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности для Ямсовейской площади равно 0,73 и 0,63 -для Ярэйской.

4. Толщина продуктивных пластов

Продуктивная толща представлена песчано-алевритовыми и глинистыми породами, характеризуется резкой фациальной изменчивостью. Разрезы даже в близрасположенных скважинах трудносопоставимы.

Толщина пластов-коллекторов составляет 0,4-10 м и более. В газоносной части разреза преобладают песчано-алевритовые пласты (80%). В сводовой части разрез опесчанен (скв. 15,13,22).

Некоторое увеличение глинизации разреза от свода к крыльям намечается в северо-западном (скв. 10,14) и юго-восточном направлениях.

Четких литологических реперов сеноманская толща не содержит. В кровле залегает пласт, толщиной 5-6 м, представленный по керну алевролитами. песчаниками глинистыми. Ниже по разрезу залегают проницаемые породы, состоящие, в основном, из песчаников и алевролитов на 90-95%. Толщина этих пород изменяется от 13 м (скв. 17) до 32 м (скв. 15).

Далее залегает пачка частого чередования песчано-алевритовых и глинистых пород. В сводовой и присводовых частях преобладают песчано-алевритовые породы. Коллекторами газа являются песчаники мелкозернистые и алевролиты средние и крупнозернистые. Песчаники аркозовые, слюдистые, в различной степени глинистые, сильно каолинизированные, иногда с известковистым цементом. Алевролиты средней плотности, слюдистые, иногда известковистые. Характерны намывы растительного детрита, подчеркивающие разнообразную слоистость.

Степень отсортированности пород невысокая. Очень редко в образцах керна встречаются песчаники с хорошей и средней отсортированностью. Породы с лучшей отсортированностью обладают высокими емкостными фильтрационными свойствами (открытая пористость 30,0-34,5%, проницаемость 900мД). Наибольшее распространение в разрезе имеют песчаники и переходные разности между песчаниками и алевролитами, с преобладающим размером обломков 0,13-0,09 мм. По составу обломочного материала песчано-алевритовые породы относятся к аркозовым. В них содержится 46-62% кварца, полевых шпатов 30-44%, обломки пород до 9% и слюд 1-7%. Характерна сильная каолинизация полевых шпатов. Среди обломков пород преобладают кремнисто-глинистые разности. Изредка встречаются хлоритизированные обломки эффузивных пород.

Содержание цемента в песчаниках и алевролитах колеблется от 5-15% в рыхлых разностях, до 20-25% в более плотных. В породах наблюдается смешанный тип цемента. Карбонатный цемент кальцитового типа, реже сидеритового состава имеет незначительное распространение. Песчаники и алевролиты с карбонатным цементом встречаются в виде маломощных прослоев. Обычно карбонатный тип цемента составляет 22-45% объема породы.

Плотными прослоями, исключенными из эффективной толщины, являются глины, иногда алевритистые, а также глинисто-кремнистые и известковистые породы, редкие прослои известняка и сидерита, а также песчаники и алевролиты с базальным карбонатным цементом.

Анализ геолого-геофизических материалов по скважинам Ямсовейского месторождения показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и по результатам эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют от 2 до 67,6 м., в среднем ±25,0м. Местоположение свода не изменилось. Северный небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок стал более крупнопадающим.

Общая толщина по скважинам изменяется от 11,6 (скв.496) до 177,2 м (скв.150н), эффективная - от 4 (скв.496) до 141,6 м (скв.100). Выделение »коллекторов произведено по общепринятым качественным признакам. Исходя из суммарных газонасыщенных толщин, построена карта газонасыщенных эффективных толщин.

5. Состав газа

В Центральной лаборатории Главтюменьгеологии по пробам,, отобранным из скважин Ямсовейского месторождения, было выполнено семь анализов газа и три анализа растворенного в воде газа (табл.1). Все пробы газа были отобраны на устье скважин. По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского месторождения остается практически неизменным. Газ метанового состава с содержанием; метана от 97,01 до 98,96%, этана- от 0,06 до 0,19° о. Более тяжелые углеводороды в составе газа не обнаружены. Содержание азота колеблется от 0,73 до 2,24%. Из других негорючих компонентов присутствует углекислый газ от 0,11 до 0,56%. Инертные газы отмечены в непромышленных концентрациях (Не- от 0,002 до 0,017%, Ar - до 0,02%). В пяти пробах в очень незначительных количествах (от 0,001 до 0,050%) присутствует водород. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа. рассчитанные для среднего состава газа составляют: Рс-=45,7 ата, Тс=190.3°К. Специальные исследования на газоконденсатность в сеноманских скважинах Ямсовейского месторождения не проводились. В анализах газа, отобранного на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены. Это, по-видимому, связано с условиями отбора проб и недостаточной точностью определения гомологов метана существующими методами хроматографии.

В результате опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81) состав пластового газа следующий: СН4 -77,54%, C2H6 –5.37%, C3H8 -2,02% нС4Н10 - 1.01% вС4Н10 - 6,52%. СО2 -1.03% N2 -3.68%. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе 361 г/м3 Групповой состав конденсата: нафтеновые - 21,47%, метановые - 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты анализа свободного газа Ямсовейского месторождения

Таблица 1

Номерскважин

Интервал

испытания

Удельный вес

Содержание газа, % объемн.

Ткр, 0К

Pкр ат

Низшая теплотворная способность, ккал

абс.

г/л

относ.

По возд

H2S

CO2

О2

N2

Не

Ar

Н3

СН4

С2Н6

С3Н8

10

1021-1036

0,72

0,56

.

0,20

-

1,13

0.014

0,01

0,026

98,56

0,06

ОТС.

190,45

45,71

7893,44

14

1036-1046

0,72

0,56

-

0,20

-

1,87

0,009

н/об

н/об

97,81

0,12

ОТС.

190,14

45,66

7841,28

15

1011-1024

0,72

0,56

-

0,20

-

0,73

0,017

0,02

0,003

98,92

0,11

ОТС.

190,60

45,77

7929,44

16

1020-1030

0,74

0,57

-

0,55

-

2,24

0,002

н/об

0,001

97,01

0,19

ОТС.

189,82

45,71

7788,08

17

1006-1026

0,72

0,56

-

н/об

-

0,92

0,010

н/об

н/об

98,96

0,11

ОТС.

190,49

45,69

7932,64

20

998-1010

0,72

0,56

-

0,11

-

0,95

0,010

0,01

0,050

98,71

0,16

ОТС.

190,24

45,69

7919,04

22

1025-1045

0,72

0,56

-

0,20

-

1,61

0,011

0,01

0,003

98,02

0,14

ОТС.

190,25

45,66

7860,16

Средние значения

0,72

0,56

-

0,20

-

1,36

0,010

0,01

0,012

98,28

0,13

ОТС.

190,28

45,70

7880,58

             

Растворенный газ воде

           

18

1020-1200

0,72

0,56

-

0,36

-

0,90

0,003

0,01

0,132

98,23

0,12

0,24

189,86

45,62

7873,28

19

1074-1200

0,74

0,57

-

0,20

-

4,54

0,013

0,06

0,373

94,67

0,14

ОТС.

187,51

45,14

7596,16

20

1060-1069

0,72

0,56

-

0,07

-

0,91

0,018

0,01

0,006

98,82

0,16

ОТС.

190,58

45,69

7927,04

Средние значения

0,72

0,56

-

0,21

-

2,12

0,011

0,03

0,170

97,24

0,14

0,08

189,32

45,48

7798,83


Страница: