Геологическое и петрофизическое исследование модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения — страница 4

  • Просмотров 395
  • Скачиваний 24
  • Размер файла 118
    Кб

неоднородности пласта по площади. Коэффициент корреляции составил 50,1%. В результате комплексной интерпретации исследований керна, ГИС и сейсморазведки, была построена карта, которая подтвердила высокую неоднородность коллекторских свойств не только по разрезу, но и по площади (рис.2). а) б) Рис. 2. Распределение Кпр по площади: а) качественная характеристика, построенная с учетом сейсмических данных; б) карта распределения Кпр

пласта БУ 20-1, построенная по данным бурения. Изучение петрофизической модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения проводились в Иркутском государственном университете на кафедре физики пласта. Исследования проводились на образцах керна разведочных скважин. Изучение влияния структуры порового пространства пород-коллекторов нефти и газа на емкостные и фильтрационные свойства имеет большое значение для решения многих

задач: подсчета запасов, проектирования разработки и т.д. Керн изучался методом центрифугирования на центрифуге ЦЛС-31 в диапазоне 250-2750 оборотов в минуту, при перепаде давления от 0,015 до 2,4 МПа. Это позволило получить практически весь спектр пор, через которые возможна фильтрация нефти в природных термодинамических условиях. Пределы изменения радиусов капилляров составили 0,086 - 26,962 мкм. На каждом режиме вращения находились: V

вытесненного флюида, остаточная нефтенасыщенность, К динамической пористости, капиллярное давление, средний радиус капилляров, удельная поверхность, извилистость поровых каналов. Общая открытая пористость и абсолютная проницаемость находились по газу в термобарических условиях, близких к нормальным, на приборе КОФСП - 1. Для примера приведем результаты обработки исследований керна и испытания скважины 227 Южно-Пырейного

месторождения. Методом насыщения образцов керна керосином и последующего центрифугирования были получены зависимости радиуса капилляров от капиллярного давления и остаточной нефтенасыщенности от капиллярного давления. (рис.2 а,б). Анализ графиков зависимости остаточной нефтенасыщенности от R капилляров (рис.2 д) показал, что основные запасы нефти приурочены к малым капиллярам Rki = 0-5 мкм. Извлекаемые к более крупным > 5 мкм,

что составляет около 3% от всех открытых пор (рис.2 с). Установлено, что минимальное влияние на фильтрационные свойства пород капиллярные силы оказываю в порах с Rki > 5 мкм. В этом диапазоне пор удаляется лишь 2-3% нефти при Рк (капиллярное давление) 0,01 - 0,5 МПа. Поэтому остаточная нефтенасыщенность достигает 97%. Основная часть флюида была получена из капилляров с радиусом от 0,2 до 3,8 мкм. a) b) c) d) Рис.2. Графики зависимости, полученные по