Характеристика нефтегазоносных пластов

Характеристика коллекторов продуктивных отложений Харампурского месторождения изучался по результатам лабораторных исследований керна с привлечением первичного описа­ния керна.

Горизонт Ю стратиграфически изучен к верхней части васюганской свиты. В объеме го­ризонта выделяются четыре пласта Ю₁¹ - Ю₁⁴ продуктивных на Харампурском месторождении. Пласты развиты по всей территории месторождения и характеризуют резной литолого-фациальной изменчивостью. Зоны глинизации различных размеров и конфигураций экранируют залежи углеводородов во всех пластах за исключением Ю₁³. Юрская часть разреза является наиболее изученной керном. Коллекторы пластов горизонтов охарактеризованы в 39 разведоч­ных и 12 эксплуатационных скважинах. Освещенность керном эффективных толщин изменяет­ся от 14,3 до 36% газа и нефтенасыщенность от 16,9 до 80% и от 27,7 до 43,3%.

Горизонт представлен серыми, зеленовато-серыми, мелкозернистыми песчаниками олевромистыми, слоистыми за счет прослойков темного глинистого материала, местами с пятнистой текстурой за счет биотурбизации осадка, участками обогащенными смолой и глауконитом, с прослоями олевролитов и оргелитов.

Коллекторами горизонта являются среднее и мелко зернистые песчаники и олевролиты. Текстура пород однородная, реже слоистая или мензовитая за счет распределения глинистого материала, органики и слюды, местами за счет намывов сидерита.

Минеральный состав обломочной части коллекторов горизонта практически одинаков. Основными породообразующими минералами являются кварц (35-45%), полевые шпаты (40-50%), слюда (2-3%) и обломки пород (10-15%).

Преобладающий размер обломков составляет в песчаниках 0,14-0,27 мм, в олевралитах 0,06-0,1 мм. По данным анализов грану метрического состава содержание в коллекторах мелко­зернистые песчаный фракций (0,25-0,1 мм) составляет в большинстве 40-86,3%.

Полевые шпаты представлены клавливыми разностями и пломоклазами, среднее и сильно изменены пелитизацией и сритизацией.

Цемент до 10-15% пленочного-порового типа, часто распределен неравномерно. Глини­стый материал - хлорид-гидрослюдяного состава. Поры выполнены каолинитом, составляющим большую часть цемента (до 55-65%).

Из вторичных изменений в породах отличаются структуры разъединения, замещения об­ломочного материала кальцитом, с образованием вторичного пустотного пространства. Наряду с этим наблюдается хлоритизация обломков, что приводит к сужению или запечатыванию поровых каналов.

В целом по площади коллектора горизонта Ю₁, преимущественно V₁ реже, IV классов, по классификации А.А.Ханина при наличии единичных высокопроницаемых прослоев песчани­ков.

Различные в фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов связаны преимуществен­но с их гранулометрическим составом, степенью отсортированности обломков, характером рас­пределения цемента и интенсивностью проявления вторичных процессов.

Различающие пласты непроницаемы перемычки представлены песчано-олевралитовыми разностями мелкозернистыми с глинисто-карбонатным и карбонатным цементом и аргиллитами темно-серыми олеролитами.

Покрышкой горизонта являются глинистые отложения. Слагающие их аргелиты темно-серые, до черных, с неравномерным буровато-коричневым оттенком, плотные, плитчатые, слю­дистые, с прослойкой алевролита, в средней части с битуминозными слоями. Характерно нали­чие мелких углисто-растительных остатков, отмечаются пирит, в нижней части - глауконит. Глинистая масса тонкоотмученная, преимущественно гидрослюдистого состава. Мощность этих отложений составляет 65-368 км.

Породы коллектора пласта горизонта Ю₁ характеризуются невысоким, значениями ФЕС: пористость (14-16%), проницаемость (5,6-41,0 срм² - по керну 4,6-12,8 срм² - по ГИС). Зависи­мость между началом и остаточной нефтенасыщенностью отсутствует, среднее остаточная нефтенасыщенность составляет для пластов группы Ю₁ - 0,337.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

История вопроса

Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется - нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод полу­чил наименование «сухого» внутрипластового горения, во вто­ром - «влажного» внутрипластового горения.

Суть метода внутрипластового горения при разработке зале­жей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны срав­нительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в ре­зультате экзотермических реак­ций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом на­гнетаемого в пласт воздуха..

Метод внутрипластового горе­ния подразделяют по направле­нию движения окислителя и ис­точнику топлива для поддержа­ния окислительных реакций в пласте.

Процесс внутрипластового го­рения имеет следующие разно­видности по направлению движе­ния окислителя:

прямоточный процесс внутри­пластового горения и окислителя совпадают;

противоточный процесс, когда зона горения движется на­встречу потоку окислителя.

По источнику топлива для поддержания окислительных реак­ций в пласте внутрипластовое горение различают на:

процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топли­во для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образова­нии топлива непосредственно из пластовой нефти.