Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК отбивается на абс.отм.-1844-1845,8 м. Размеры её небольшие - 1,75х1,4 км..

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористость 26 -27%, нефтенасыщенность 0,62 - 0,70, коэффициент песчанистости 0,47 - 0,59 , проницаемость 0,609 - 0,943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4,1 м.

Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 20 м. На Федоровском поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 4 м. и -1836,2 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами AC5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект AC5-8.

Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: пористость - 24%, нефтенасыщенность - 0,54 , коэффициент песчанистости 0,54 - 0,65, проницаемость 0,106 - 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м.

Залежи пластов AC5-6 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC5-6 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами AC5-8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади -1809,8 м., а для Моховой и Восточно-Моховой -1808,7 м.. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

Добывающие скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезе пластов AC5-6, где присутствует трехфазное насыщение: сверху - газ, затем нефть, внизу - вода.

Коллекторские свойства пласта: пористость 26%, нефтенасыщенность 0,65, коэффициент песчанистости до 0,52 - 0,65, проницаемость 0,377 - 0,726 мкм2. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 - 30,6 м..

Залежь пласта AC5-6 пластово-сводовая, площадь ее 31,5 х 41 км., высота 55 м..

Залежь пласта АС4 газонефтяная, пластово-сводового типа, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, размеры её 51,2x 36.4 км, высота залежи 65 м. Начальная нефтенасыщенность пласта 0,61-0,67 пористость 26% коэффициент песчанистости 0,47 проницаемость 0,450 мкм2 Эффективная газонасыщенная толщина колеьлется от 0,4 до 21,6м, неытенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11,1 м. От нижележащих пластов AC5-8, пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

По материалам ГИС в среднем ГНК принят на абсолютной отметке -1810 м. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади -1821,6 м., для Моховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 м..

3.4 Гидрогеологическая характеристика

В гидрогеологическом отношении Федоровское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Район Федоровского месторождения относится к южной геокриологической зоне ЗСН, для которой характерно существование преимущественно древней реликтовой толщи мёрзлых пород, залегающих на небольших глубинах (до 200м и более). Многолетнемерзлые породы (ММП) нередко чередуются с участками охлажденных и талых пород по площади и в разрезе, создавая благоприятные условия для гидравлической связи между водоносными горизонтами верхнего гидрогеологического комплекса и поверхностными водами.

На Федоровском месторождении реликтовая мерзлота залегает на глубинах от 180м. до 250м. Средняя мощность ММП составляет 40м. Мерзлыми являются породы нижней глинистой части новомихайловской свиты, и верхняя часть атлымской свиты.

В пределах вскрываемой части Федоровского месторождения выделяются следующие водоносные комплексы:

Валанжин-готерив-барремский водоносный комплекс охватывает отложения песчаных пород мегионской и вартовской свит. В целом комплекс сложен чередованием песчаных пород с глинистыми. Водообильность их весьма различная и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты воды по пласту БС10 достигают 144 м3/сут., при динамическом уровне 1038м. Минерализация вод в верхних пластах комплекса составляет 14-20 г/л (пласты группы АС4-9,БС1-2), в нижних 15-25 г/л (пласты группы БС8-10). Воды хлоркальциевого типа. Сульфиды отсутствуют. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием метана от 89% до 94%, тяжелых углеводородов 7-3,6 % , содержание азота 2-4%. Содержание СО2 не превышает 0,5 %, сероводород отсутствует.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс сложен рыхлыми и слабосцементированными песками и песчаниками покурской свиты. Дебиты воды достигают 1000-1500 м3/сут. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация около 15-21 г/л, удельный вес 0,892-0,996 г/см3 в пластовых условиях. Содержание закисного и окисного железа до 0,04 мг/л, содержание брома 43-57 мг/л, йода 4,3-18,7 мг/л. Вода имеет слабощелочную реакцию (PH=6,2-8,9). Воды напорные, их широко используют для законтурного зоводнения.

Комплекс характеризуется преимущественно свободным водообменом. Условия питания, циркуляции, влияние климатических и геоморфологических факторов обуславливают наличие в нем и пресных подземных вод, имеющих практический интерес для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой.

Подземные воды комплекса в настоящее время используются для поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений. Близость их химического состава с составом нефтяных вод обеспечивает им хорошо вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на самом эксплуатируемом месторождении. Большой интерес подземные воды комплекса представляют для промышленной добычи йода.

Верхний водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям четвертичного и олигоценового возраста. Общая мощность 350-400 м. Проницаемые породы комплекса содержат слабонапорные воды гидрокарбонатно-натриевого состава, минерализация 1 г/л. Дебиты скважин достигают 150-500 м3/сут. Воды пригодны для употребления в бытовых и технических целях.

Питание подземных вод осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. Разгрузка происходит в гидросеть. В санитарном отношении воды четвертичных отложений отвечают требованиям ГОСТа 2374-82, но в пределах крупных населенных пунктов качество вод снижается вследствие хозяйственно-бытового загрязнения, в связи с этим, ограничивается возможность использования подземных вод для целей питьевого водоснабжения

Глава 4.Физические свойства горных пород

Плотность осадочных пород зависит от минерального скелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотности жидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеров породообразующих частиц.

Плотность горной породы - масса единицы объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных пород обычно обратно пропорциональна их пористости.

Пористость горной породы - свойства породы, заключающиеся в наличие в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или долях единицы.

Различают:

пористость абсолютную - все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;

пористость открытую (насыщенную) - совокупность сообщающихся между собой пустот;

пористость эффективную - совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации.

Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов.

По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы:

сверхкапиллярные - 2-0,5мм (движению жидкости и газа препятствуют лишь силы трения);

капиллярные - 0,5-0,0002мм (значительно препятствуют также капиллярные силы);

субкапиллярные - менее 0,0002мм (из-за действия капиллярных сил движения жидкости в природных условиях практически невозможно, поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глина, глинистые сланцы и др.) не относят к коллекторам).

Содержание в пустотах горных пород нефти, газа, воды называется насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - доля объема пустот в горной породе, заполненной нефтью. Аналогично определяются коэффициенты газо-водонасыщенности.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Проницаемость является одним из важнейших коллекторских свойств. Проницаемость измеряется объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления.

Удельное электрическое сопротивление горных пород изменяется в очень широких пределах и определяется минеральным составом, пористостью, минерализацией пластовых вод, соотношением воды и нефти в поровом пространстве. В зависимости от характера насыщения и глинистости коллекторов, удельное сопротивление песчаников изменяется от 1,5 до 60 Ом.м. Водоносные коллектора отмечаются сопротивлением от 1,5 до 6,4 Ом.м, продуктивные от 6 до 60 Ом.м. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивление характеризуется низкими и сравнительно постоянными значениями 1-10 Ом.м.

Естественная радиоактивность горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов. Максимальной радиоактивностью характеризуются глины 20-25 мкр/час, радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости 2-20 мкр/час.

Таблица . Физические свойства различных пород.

4.1 Плотностные свойства

Плотность для залежей нефти определяется в основном плотностью пород-коллекторов, которая в свою очередь зависит от их пористости и в меньшей степени от минерального состава.

Нефть способствует уменьшению плотности в объеме залежи по отношению к водоносной части коллектора. В соответствии с этим величина эф является отрицательной.

Значение эф определяется двумя факторами: различием плотностей нефти н и законтурной воды в заполняющей поры, а также степенью эпигенетических преобразований коллектора. Считается, что для нефтяных месторождений эф часто находится в пределах 0.05-0.10 г/см3.

С глубиной изменение плотности и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

Это прослеживается как для молодых отложений, так и для более древних.

4.2 Электрические свойства

Удельное электрическое сопротивление и поляризуемость.

Электрическое сопротивление залежей нефти нефтеносных пластов может превосходить водоносных пластов в 100 раз и более.

Влияние термодинамических условий залегания проявляется главным образом через изменение электрических свойств насыщающего флюида. В общем случае увеличения всестороннего давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры- к уменьшению его, т.к. повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над давлением.

Для оценки общего эффекта залежи продуктивная толща рассматривается как единый электрический горизонт. При таком подходе различие в сопротивлениях нефтегазоносных и водоносных участков составляет в среднем до 2-3 раз, иногда до5. При малой мощности залежи (20-50) различие составляет не более 30-50%.

Месторождение нефти и газа характеризуется повышенной поляризуемостью пород как в области залежи так и выше нее. Поляризуемость пород h в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до 5-7раз.

4.3 Радиоактивность

Радиоактивностью называется способность неустойчевых атомных ядер самопроизвольно превращаться в более устойчивые ядра других элементов, испуская, альфа-бета-гамма-лучи и элементарные частицы (электроны, нейтроны, протоны, позитроны и нуклоны).

Радиоактивность атомных ядер, находящихся в естественных условиях, получила название естественной радиоактвности, а радиоактивный распад атомных ядер при их бомбардировки элементарными частицами-искусственной радиоактивности.

Естественная радиоактивность горных пород в основном обусловлена присутствием в них естественных радиоактивных элементов урана U и продукта его распада радия Ra, тория Th и радиоактивного изотопа калия K.

Из осадочных пород, типичных для нефтяных и газовых месторождений, наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность гамма-излучения которых фиксируется на диаграммах ГК. Менее радиоактивны песчаные и известковые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистые пески и карбонатные породы.

Интенсивность искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов измеряют методами рассеянного гамма-излучения. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой.

Фотоэффект.

Гамма-квант при прохождении через вещество может вступить во взаимодействие с электронами атомов этого вещества. Гамма-квант передает всю свою энергию и полностью поглощается, а электрон выбрасывается за пределы атома. При фотоэффекте гамма-квант может выбить связанные электроны, энергия связи которых меньше энергии самого гамма-кванта. Такой процесс вырывания электрона из атома фотоном называется фотоэффектом, а вырываемые электроны-фотоэлектронами.

Комптоновский эффект.

Комптоновское взаимодействие (поглощение и рассеяние) характерно для гамма-квантов всех энергий, свойственных гамма-излучению естественных радиоактивных элементов, и для большей части природных поглотителей является основным механизмом взаимодействия гамма-квантов с веществом.

Комптоновское взаимодействие происходит на электронах при энергиях гамма-квантов, значительно превышающих энергию связи электронов на электронных орбитах. При этом гамма-квант вступает во взаимодействие со свободным или слабосвязанным электроном и в результате неупругого соударения с электроном передает последнему часть своей энергии и импульса, а сам изменяет свое направление, приобретает энергию и отклоняется под углом к первоначальному направлению. С увеличением энергии гамма-квантов угол их отклонения от первоначального направления при комптоновском взаимодействии закономерно уменьшается.

Для исследования интенсивности тепловых нейтронов по разрезу скважины на заданном расстоянии от источника быстрых нейтронов, которые в результате замедления породообразующими элементами превратились в тепловые - используют метод плотности тепловых нейтронов.

Регистрирующая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы, т.е. от водородосодержания и наличия элементов с высоким сечение захвата тепловых нейтронов.

4.4 Нейтронные свойства

Пористость, глинистость, нефте-, водо-, газонасыщенность, химический состав твердой фазы пород, давление и температура влияют на показания нейтронных методов через соответствующие нейтронные характеристики. Характеристиками пространственно-энергетического и временного распределения в г.п. надтепловых и тепловых нейтронов являются длина замедления нейтронов; время замедления нейтронов; дисперсия импульсов замедленных нейтронов; длина диффузии и длина миграции, время жизни и К диффузии тепловых нейтронов. Знание этих параметров небходимо для петрофизического обоснования способов применения нейтронных методов, оптимизации условий измерений, создания алгоритмов обработки результатов, установления связей интерпретационных параметро со свойствами изучаемых сред.

Современная методология нейтроных методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.

Основными факторами, вызывающими замедление и поглащение нейтронов, являютсяводородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.

Для пород с одинаковым минеральным составом скелета величины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.

4.5 Акустические свойства

Осадочные горные породы в большинстве своём являются дифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью между фазами.

Скорость продольных волн в осадочных породах изменяется от 700 до 6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах. Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.

Страницы: 1, 2, 3, 4