3.7 Оценка исходной информации для проектирования Оценка достоверности геологического строения

Гремихинское нефтяное месторождение является сложным и многопластовым. Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв. 123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Архейские отложения на площади не вскрыты.

Промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения верейского горизонта (пласты В‑II и В‑III) и башкирского яруса (пласты А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6 и А_4-7), терригенные отложения тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса (пласты C-I+II, C-III, C-IV, C-V и C-VI). В турнейском ярусе нефтеносность связана с карбонатными коллекторами черепетского (пласт Сt-II+III) и малевско-упинского (пласт Сt-IV) горизонтов.

Впервые запасы нефти подсчитаны в 1967 году по результатам поисково-разведочных работ [1] (Протокол ГКЗ №5389 от 17.04.1968 г.).

В 2009-2010 г.г. на территории месторождения проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D, а в 2011 году выполнена интерпретация результатов.

В 2012 году по результатам поисково-разведочных работ, 3D сейсморазведки, промышленной эксплуатации продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, анализа геофизической и геолого-промысловой информации, исследований керна уточнено геологическое строение месторождения и выполнен "Подсчет запасов нефти Гремихинского месторождения с ТЭО КИН" [3]. Результаты подсчета использованы в качестве геологической основы в данной работе.

На дату составления данного проектного документа геологическое строение продуктивных пластов изучено по данным 27 разведочных и 924 эксплуатационных скважин.

В пределах месторождения выделено 26 нефтяных залежей. Все нефтяные залежи представлены пластами со сложным литологическим строением, характеризуются неоднородностью по разрезу и простиранию.

Нефтеносность отложений установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования поисково-разведочных скважин в процессе бурения и в колонне; промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией турнейского, визейского, башкирского и верейского объектов разработки.

Нефти месторождения характеризуются как высоковязкие, высокосернистые, высокосмолистые и парафинистые и поэтому требуют дополнительных мероприятий при разработке залежей.

Геологическое строение продуктивных пластов месторождения можно признать достаточно обоснованным для выработки проектных решений в рамках данной работы. Объектами, требующими доразведки и дополнительного изучения, являются продуктивные отложения нижнего карбона в южной части месторождения.

Отбор и исследование керна

Всего на месторождении с отбором керна пробурено 47 скважин, из них после подсчета запасов 1993 года– восемь скважин (79R, 27, 459, 828, 959, 1506, 1549, 1601). Отложения верейского горизонта и башкирского яруса изучены по керновому материалу в 24 разведочных и 18 эксплуатационных скважинах.

Отложения визейского яруса охарактеризованы 20 разведочными и пятью эксплуатационными скважинами. Из них эффективная часть тульского и бобриковского горизонтов охарактеризована в 17, нефтенасыщенная – в восьми скважинах.

Турнейские отложения с отбором керна пройдены в 12 разведочных и трех эксплуатационных скважинах. Большая часть керна представлена плотными разностями, эффективная часть керном охарактеризована в двух скважинах (1601 и 112Р), из нефтенасыщенной части керн отобран в скважине 1601.

Всего с отбором керна пройдено 4072,7 м, вынос керна составил 1753,9 м– 43,1%.

В отчетах по подсчету запасов [1, 2, 3] отмечено, что продуктивные горизонты недостаточно освещены керном.

После пересчета 1993 года были пробурены скважины с отбором керна и, несмотря на это, освещенность продуктивных пластов осталась на низком уровне, что отражено в таблице 3.48. Лишь в отдельных скважинах отмечается высокий вынос керна, который позволяет составить наиболее достоверную литолого-физическую характеристику коллекторов. Качество вынесенного керна удовлетворительное, но лучше всего вынесены плотные породы, относящиеся к неколлекторам. Породы-коллекторы с наиболее высокими емкостными и фильтрационными свойствами не вынесены или вынесены в малом количестве, что, несомненно, снижает средние значения ФЕС по горизонтам.

Такой низкий вынос керна характерен для старых разведочных скважин из-за несовершенства применявшихся методов и технических средств по отбору керна. Стандарт Компании предлагает целый комплекс мероприятий для улучшения этих показателей. При бурении новых скважин и использовании новейших методов вынос керна должен быть не менее 80%.

Таблица 3.48‑Освещенность продуктивных пластов керном

Пласт	Проходка с отбором керна по пласту, м		Вынос керна из пласта, м						Освещенность керном пласта, %
			пласт		эффективная часть		нефтенасыщенная часть		пласт		эффективная часть		нефтенасыщенная часть
	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г	1993 г	2011 г
Пласты среднего карбона
B-II	183,7	198,3	110,0	119,4	28,3	31,6	25,1	25,3	50,4	50,8	37,1	38,9	42,5	41,4
B-III	148,1	162,7	69,3	77,5	21,7	26,0	19,3	19,8	44,6	44,6	41,7	44,0	47,0	45,1
Итого по C2vr	331,8	361,0	179,3	196,9	50,0	57,6	44,3	45,0	48,0	48,1	39,0	41,0	44,3	43,0
Увеличение, м	29,2		17,6		7,6		0,7		0,1		2,0		-1,3
Увеличение, %	8,80		9,81		15,3		1,6
А40+1	95,4	110,6	40,8	48,7	16,8	22,0	16,1	19,0	36,9	38,1	28,8	32,2	32,8	33,5
А4-2	66,6	86,7	26,4	39,8	8,5	16,5	7,2	14,1	32,1	37,0	22,2	31,1	23,4	31,9
А4-3	105,2	124,6	38,4	49,6	12,4	15,0	11,0	13,7	34,5	38,0	29,9	30,4	30,8	31,1
А4-4	121,0	137,0	54,4	67,0	22,0	27,0	19,9	24,9	45,0	46,8	37,2	38,6	40,9	41,8
А4-5	112,7	122,3	41,0	45,3	17,7	18,7	16,0	17,0	36,3	37,0	33,5	32,7	35,9	34,7
А4-6	342,3	375,9	102,0	123,2	81,3	98,1	79,0	95,8	26,6	29,5	26,2	29,1	28,9	31,8
А4-7	297,8	329,6	74,4	89,8	36,4	49,9	25,7	34,4	17,0	18,7	15,4	18,6	16,7	20,2
Итого по C2b	1141,0	1286,7	377,3	463,3	195,2	247,1	175,0	218,8	27,8	30,3	24,5	27,4	27,5	30,2
Увеличение, м	145,7		86,0		52,0		43,8		2,5		2,9		2,7
Увеличение, %	12,77		22,79		26,62		24,99
Пласты нижнего карбона
C-I+II	162,4	167,9	83,2	87,0	11,3	11,8	5,8	6,4	43,8	43,7	23,2	23,4	24,1	24,5
C-III	74,5	79,4	28,2	29,2	9,4	9,9	4,3	4,8	34,4	33,6	21,3	21,2	22,2	22,0
C-IV	47,3	50,7	18,5	19,5	3,8	3,8	1,8	1,8	33,2	33,0	15,6	14,7	18,2	15,8
C-V	80,0	92,9	40,2	49,0	7,8	9,5	3,2	4,9	40,7	43,8	22,5	24,9	28,3	32,9
C-VI	56,2	61,3	18,6	22,1	5,4	7,4	0,0	2,0	20,4	22,0	7,8	10,0	0,0	35,7
Итого по C1v	420,4	452,2	188,7	206,7	37,8	42,5	15,2	19,9	36,5	37,1	17,1	18,0	22,5	24,9
Увеличение, м	31,8		18,1		4,7		4,7		0,66		0,9		2,42
Увеличение, %	7,56		9,55		12,42		30,94
Ct-II	54,1	73,2	38,4	54,3	1,8	2,7	0,3	1,2	46,4	51,1	11,3	15,8	12,0	31,5
Ct-III	45,3	47,9	21,9	24,5	1,0	2,0	0,0	0,0	31,2	30,5	8,9	15,2	0,0	0,0
Ct-IV	80,9	80,9	32,5	32,5	4,0	4,0	0,0	0,0	23,0	23,0	16,7	16,7	0,0	0,0
Ct-V	19,5	19,5	5,1	5,1	0,8	0,8	0,0	0,0	13,5	13,5	3,8	3,8	0,0	0,0
Итого по C1t	199,8	221,5	97,9	116,4	7,5	9,4	0,3	1,2	29,5	31,8	10,5	12,6	6,7	20,8
Увеличение, м	21,7		18,5		1,9		0,9		2,34		2,1		14,1
Увеличение, %	10,86		18,9		25,7		30,1

В отложениях верейского горизонта с отбором керна пройдено 361 м, керна поднято 196,9 м, Освещенность нефтенасыщенной части пласта составляет в среднем 43,0 %, процент выноса варьирует от 41,4 % в пласте B-II до 45,1 % в пласте B-III. Всего из эффективной части пластов верейского горизонта исследовано 598 образцов керна, из нефтенасыщенной части, соответственно, 537 образцов.

В продуктивных отложениях башкирского яруса с отбором керна пройдено 1286,7 м, керна поднято 463,3 м или 36,0 %. Освещенность продуктивной части пласта очень низкая и составляет в среднем по ярусу 30,2 %, изменяясь по пластам от 20,2 % в пласте А_4-7 до 41,8 % в пласте А_4-4. Но значительный объем исследований (1460 образцов в эффективной части пласта и 1337 образов керна в нефтенасыщенной части пласта) позволяет получить достаточную информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов башкирского яруса.

В пластах визейского яруса (пласты тульского горизонта и бобриковского яруса) пройдено с отбором керна 452,2 м, керна поднято 206,7 м или 45,7 %, что ниже требований Стандарта Компании (80%). Освещенность нефтенасыщенной части составила 24,9 %. Из продуктивных отложений визейского яруса исследовано 128 образцов керна, из эффективной части соответственно 187 образцов.

В отложениях турнейского яруса с отбором керна пройдено 221,5 м, керна поднято 116,4 или 52,6 %, освещенность нефтенасыщенной части пласта составляет 33,0 %. Керн отобран и исследован в 2 скважинах: в нефтенасыщенной части в скважине 1601 исследовано два образца, в скв. 112Р исследован керн из водоносной части пласта (четыре образца). Это явно недостаточно для характеристики продуктивных пластов турнейского яруса.

Объем выполненных исследований и средние характеристики ФЕС по продуктивным пластам по результатам исследования образцов керна представлены в таблице 3.49.

Эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти водой проводили в лабораторных условиях на составных линейных моделях пластов с использованием общепринятых методик [16.]. Всего на моделях пластов среднего карбона было проведено 95 экспериментов, для которых был использован керн 28 месторождений Удмуртии и Пермской области, из них 14 экспериментов по Гремихинскому месторождению (12 по башкирским отложениям, 2 по верейским). Для визейских продуктивных отложений было проведено 46 экспериментов, с использованием керна отобранного по 34 месторождениям, из них по Гремихинскому месторождению 0. Для продуктивных отложений турнейского яруса на образцах керна пяти месторождений было проведено 18 экспериментов по определению коэффициентов вытеснения, из них по Гремихинскому месторождению 0.

Таблица 3.49‑ Стандартные исследования керна из разведочных скважин

Пласт (н/н часть)	Пористость (Кп), д.ед.						Проницаемость (Кпр), мкм2								Водоудерживающая способность (Квс), д.ед.									Количество скважин по видам анализов
	эффективная толщина (h эф)	Количество анализов, шт.	Значение			эффективная толщина (h эф)		Количество анализов, шт.		Значение				эффективная толщина (h эф)			Количество анализов, шт.		Значение				Кп			Кпр		Квс
			минимальное	максимальное	среднее					минимальное	максимальное	среднее							минимальное	максимальное	среднее
B-II	35,2	364	0,053	0,296	0,173		35,2		309		0,0001	3,332	0,291			35,2		33		0,105	0,589	0,235			15		15		6
B-III	17,7	173	0,062	0,298	0,139		17,7		137		0,0001	3,45	0,468			17,7		20		0,195	0,681	0,356			10		7		3
A4-0+1	21,0	75	0,011	0,262	0,128		21,0		68		0,0001	3,146	0,112			21,0		18		0,106	0,687	0,270			13		13		5
A4-2	13,7	57	0,077	0,205	0,132		13,7		44		0,0009	0,272	0,077			13,7		19		0,123	0,475	0,226			8		7		2
A4-3	6,6	65	0,070	0,275	0,138		6,6		63		0,0003	4,097	0,201			6,6		8		0,147	0,384	0,232			6		5		2
A4-4	23,6	113	0,024	0,330	0,174		23,6		107		0,0003	2,198	0,215			23,6		26		0,057	0,600	0,244			13		13		5
A4-5	17,2	54	0,020	0,287	0,155		17,2		39		0,0004	2,794	0,191			17,2		3		0,146	0,255	0,198			11		10		1
A4-6	154,8	564	0,010	0,355	0,182		154,8		477		0,0001	9,031	0,625			154,8		108		0,068	0,76	0,164			20		20		8
A4-7	81,2	408	0,043	0,31	0,139		81,2		364		0,0003	4,638	0,253			81,2		59		0,089	0,714	0,210			11		9		4
C-II	19,4	65	0,087	0,05	0,209		19,4		37		0,0007	2,114	0,752			19,4		23		0,031	0,863	0,263			6		6		5
C-III	6,0	15	0,099	0,262	0,193		6,0		11		0,0102	1,032	0,287			6,0		7		0,095	0,494	0,297			4		3		2
C-IV	0,9	3	0,192	0,203	0,200		0,9		-		-	-	-			0,9		-		-	-	-			1		-		-
C-V	3,3	41	0,055	0,254	0,205		3,3		37		0,0012	1,505	0,540			3,3		29		0,049	0,797	0,347			3		2		2
C-VI	1,3	4	0,186	0,240	0,212		1,3		-		-	-	-			1,3		-		-	-	-			1		-		-
Ct-II	0,8	2	0,112	0,124	0,118		0,8		1		0,0007	0,0007	0,0007			0,8		-		-	-	-			1		1		-

Выводы:

1. Количество определений открытой пористости, газопроницаемости и остаточной водонасыщенности для всех объектов, кроме турнейского, достаточно для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов по керну. Для характеристики турнейских отложений по результатам керновых исследований необходимо использование результатов аналогичных исследований для месторождений, имеющих подобные залежи.

2. Исследования вытеснения нефти водой и ОФП на собственном керне и пластовых флюидах проведены для среднего карбона – верейского и башкирского объектов. Для оценки остаточной нефтенасыщенности в башкирских отложениях использованы результаты экспериментов по вытеснению нефти водой на образцах керна Гремихинского месторождения, а так же месторождений нефть, которых имеет высокие значения динамической вязкости – Черёмуховское, Сундуро-Нязинское, Есенейское. Для верейских отложений построена зависимость по результатам экспериментов на моделях пластов собственно Гремихинского месторождения и близлежащих месторождений Мещеряковского и Ижевского.Для визейских и турнейских продуктивных отложений были получены обобщенные зависимости после статистической обработки всех имеющихся результатов по этим объектам для месторождений Удмуртии.

3. В процессе проводки скважин необходимо предусмотреть отбор керна из продуктивной части визейского и турнейского ярусов с последующим его детальным петрофизическим изучением.По отобранному керну продуктивных отложений верейского, башкирского, визейского и турнейского объектов разработки рекомендуется провести лабораторные исследования по определению остаточной водонасыщенности, коэффициентов вытеснения, эффективности вытеснения нефти различными агентами, ОФП.