Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении - География и экономическая география дипломная работа

Главная

География и экономическая география
Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении

Литологический состав горных пород. Фонд скважин Спорышеского месторождения. Характеристика продуктивных горизонтов. Виды осложнений в скважинах при добыче нефти. Соляно-кислотная обработка для удаления солеотложения. Эффективность кислотных обработок.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Осадочная толща Спорышевского месторождения представлена многопластовым песчаным интервалом, включающим 27 подсчетных объектов (ПК15, ПК161, ПК162, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС8, АС9, АС12, БС10, БС1, БС2, БС3, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС8, БС100, БС101, БС102, БС11 и юрский пласт ЮС11). Продуктивные пласты хорошо выдержанны по общей толщине по площади и имеют обширные законтурные области питания.
В соответствии с классификацией Спорышевское месторождение является сложным, по количеству извлекаемых запасов - крупным.
2.1 Литологический состав горных пород
Вскрытый геологический разрез Спорышевского месторождения представлен породами мезозойско-кайнозойского чехла и метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Большинство разведочных скважин вскрыли меловые и более молодые отложения.
Юрская система - отложения юрской системы залегают на породах фундамента и перекрываются отложениями нижнего мела. Представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний и низы среднего отдела представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тюменской свиты (мощность 200-300 м). Верхний отдел представлен чередованием слоев серых и светло-серых песчаников и алевролитов баженовской, георгиевской и васюганской свит.
Баженовская свита - породы представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры.
Сложена она черными и буровато-черными битуминозными аргиллитами плитчатыми, с тонкими прослоями глинистого листованного материала и известняков. Аргиллиты обогащены растительным детритом, пиритизированными остатками фауны, вкраплениями пирита.
Отложения баженовской свиты хорошо выделяются как по керну, так и по промыслово-геофизическим данным (повышенные значения КС, высокая естественная радиоактивность). Прослеживается свита на большей части Западно - Сибирской плиты и является одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических реперов.
К кровле баженовской свиты приурочен хорошо известный регионально выдержанный опорный отражающий сейсмический горизонт Б.
Волжский возраст аргиллитов баженовской свиты установлен на основании фауны аммонитов, двустворок, фораминифер.
Толщина свиты составляет 21м. Возраст свиты волжско-раннебериасский.
Георгиевская свита - вскрыта на глубинах 3097-3125м. Отложения ее представлены глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонко отмученными, реже алевролитистыми. В глинах георгиевской свиты часто отмечаются включения глауконита, который придает породе зеленый оттенок.
Толщина георгиевской свиты на Средне-Итурском месторождении 3-4м.
Васюганская свита -По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю - глинистую и верхнюю - преимущественно песчаную.
Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, с буроватым оттенком, преимущественно тонко отмученными, однородными. Толщина подсвиты, вскрытая в скважинах 736, 776 - 47-48м.
Отложения меловой системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел включает в себя породы четырех свит (снизу вверх) сортымскую, усть-балыкскую, сангопайскую, алымскую.
Верхний отдел - кузнецовскую, березовскую, ганькинскую.
Сортымская свита - отложения залегают на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. Свита вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2581-2633м.
Нижняя часть свиты преимущественно глинистая. Сложена аргиллитами серыми и тёмно-серыми, иногда с голубоватым или слабо-зеленоватым оттенком, плотными, часто алевролитистыми, слабо известковыми. Для пород характерны включения углистого детрита.
Верхняя часть сортымской свиты в разрезе рассматриваемого месторождения представляет собой ритмичное чередование выдержанных в приделах поднятий пластов песчаников и глин.
Усть-балыкская свита - вскрыта на глубине 2320-2367м.
Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты:
Границей раздела является сармановская пачка. Нижняя подсвита представлена частым переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов.
В нижней части свиты встречается фауна фораминифер и пелеципод верхнего валанжина и ротерива. Толщина нижней подсвиты 140-169м.
Верхняя подсвита представлена чередованием пачек песчаников, алевролитов и глинистых пород, в основном серого цвета. Вверх по разрезу появляются прослои глинистых пород зеленоватого и бурого оттенков. Толщина верхней подсвиты 99-114м.
Толщина отложений усть-балыкской свиты на месторождении изменяется от 249 до 275м.
Сангопайская свита - вскрыта на глубинах от 2156 до 2211м. По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами и зеленовато-серыми, с зеркалами скольжения.
В кровле нижней подсвиты залегает быстринская пачка на глубинах 2241-2295м, представлена глинами аргиллитоподобными, серыми до темно-серых. По кровле быстринской пачки условно проведена граница готерива и баррема.
Верхняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, зеленовато- серыми, чередующимися с глинами.
Возраст свиты определён готерив - барремским. Вскрытая толщина свиты 156-172м.
Алымская свита - вскрыта на глубине 2008-2059м.
По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, серые до темно-серых с мелкими линзами, гнездами и прослоями алевролитов, глинистых известняков. Вскрыта на глубине от 2037 до 2079м.
Верхняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми с тонкими прослоями алевролитов тонко отмученных. Возраст свиты определён аптскин. Толщина свиты 138-160м.
Покурская свита - вскрыта на глубине 1208-1243м.
Представляет собой неравномерное чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов, глинистых известняков. Породы преимущественно серые, реже темно-серые.
Песчаники и алевролиты, в основном, мелкозернистые, слюдистые, глинистые. Глинистые породы имеют подчиненное значение, в различной степени обогащены песчаным материалом. Для породы покурской свиты характерен обычный растительный детрит, обугленные обрывки растений, линзы бурых углей. Вверх по разрезу породы становятся менее плотными.
В нижней части разреза встречается фауна фораминифер, а также спорово-пыльцевой комплекс.
Кузнецовская свита - вскрыта на глубине 1178-1225м.
Литологически свита сложена глинами темно-серыми, иногда бурыми, плотными, слабослюдистыми, однородными, редко известняковыми. Встречаются пиритизированные растительные остатки, включения зерен глауконита, остатки макрофауны. В осадках встречены фораминиферы и обломки иноцерамов туронского возраста.
Берёзовская свита - вскрыта на глубине 1007-1036м.
Подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита представлена глинами серыми и пепельно-серыми, опоковидными, переходящие в опоки серые, голубоватые с тонкими прослоями глин, песчаников, песков.
Верхняя подсвита более однородна по составу: сложена глинами серыми, с зернами глауконита, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.
Общая толщина берёзовской свиты 161-189м.
Ганькинская свита - вскрыта на глубине 832-866м.
Свита завершает разрез меловых отложений. Представлена морскими глинами серого и тёмно-серого цвета, в верхней части с зеленовато-голубоватым оттенком, известковистыми, алевристыми с прослоями глинистых мергелей.
Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Отложения нижней части системы представлены в основном глинистыми морскими породами и только в верхней части олигоцена развиты песчаные породы прибрежно-морского и континентального происхождения. Мощность палеогеновых отложений составляет 720-760 м.
Отложения четвертичного возраста представлены песками, глинами, суглинками аллювиального генезиса. На заболоченных участках глины покрыты слоем торфа. Толщина четвертичных отложений составляет 50-110 метров.
2.2 Характеристика продуктивных горизонтов
Пласт ПК16. В подсчете запасов ГКЗ 1998 г. пласт ПК16 считался единым объектом. Однако, по результатам бурения пласт был разделен на два изолированных резервуара - ПК161 и ПК162, каждый со своим водонефтяным контактом.
Пласт ПК161 представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами и маломощными прослоями угля, которые накапливались в условиях дельтовых равнин.
Песчаники пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:
– коэффициент пористости по ГИС - 0,25 доли ед., по керну- 0,25 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС - 84 мД, среднее значение по керну составляет 123 мД.
Нефтяная залежь пласта занимает площадь 22 км2, ВНК принят на а.о.-1656-1659 м. На юге залежь стратиграфически экранируется глинистыми сланцами пойменных фаций, разделяющих две cистемы дельтовых протоков. Значения нефтенасыщенных толщин значительно отличается в различных фациальных зонах. Среднее значение нефтенасыщенных толщин в центральной зоне дельтовых проток составляет 6,2 м, тогда как в зоне пойменных отложений всего 1,2 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0,50 доли ед.
Пласт ПК161 отделен от подстилающего пласта ПК162 тонкой алевролито-глинистой перемычкой толщиной от 2 до 4 м. Эта перемычка выдержана по всей площади распространения обеих залежей. Нефтяная залежь является пластово-сводовой, литологически экранированной с юга и частично на северо-западе и северо-востоке. Размеры залежи 6,3?4,1 км, высота 12 м.
Пласт ПК162 представлен песчаниками системы дельтовых протоков, широтного простирания, а также более мелкозернистыми пойменными отложениями, в толще которых встречаются невыдержанные по площади песчаники небольшой мощности. Средние значения коллекторских свойств схожи с пластом ПК161:
– коэффициент пористости по ГИС составляет 0,25 доли ед., по керну - 0,26 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС 80 мД, по керну - 40 мД.
Нефтяная залежь, приуроченная к северной части системы дельтовых протоков. Экранирующие глины пойменных фаций разделяют две системы дельтовых протоков западно-северо-западного простирания. ВНК принят на отметке -1664±1 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 7 м (в районе скважины 140), составляя в среднем по пласту 2,4 м. Нефтенасыщенность в среднем составляет 0,50 доли ед.
Основными объектами разработки в обоих пластах являются песчаники дельтовых протоков. Однако, площади распространения дельтовых каналов незначительны.
Залежь овальной формы, является пластово-сводовой, литологически экранированной с юга, занимает площадь 5,13 км2. Размеры залежи 2,5?2,5 км, высота 12 м.
Залежь пласта ПК16 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1823 м.
Пласт ПК19 представлен относительно маломощным интервалом песчаников, алевролитов и глин толщиной в среднем 8,4 м. Три типа фаций, выявленные по анализу каротажных диаграмм, позволяют предположить, что осадконакопление данного пласта происходило в прибрежных условиях и в условиях авандельты.
Лучшие по коллекторским свойствам песчаники приурочены к области широтного простирания, расположенной в центральной и северной частях месторождения. В пределах этой области пласт ПК19 представлен комплексом песчаников, в которых зернистость увеличивается вверх по разрезу, что характерно для осадконакопления в условиях устьевых баров фронта дельты или средней части берегового склона. Пласт покровного типа, несколько неоднородный, обладает хорошей сообщаемостью. Коэффициент песчанистости высокий, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,8 м. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС равно 0,26, по керну - 0,24. Среднее значение коэффициента проницаемости, рассчитанного по ГИС - 159 мД. Проницаемость по ГДИ оценивается в 106 мД, что хорошо согласуются со средним значением по керну - 102 мд. Максимальная нефтенасыщенность составляет 0,68 доли ед., а средняя - 0,62 доли ед.
В южной и северной части пласт ПК19 резко замещается глинисто-алевролитовыми породами с редкими прослоями песчаников. Эффективная толщина в этой части разреза составляет лишь 1-2 м. Эти области приурочены на юге месторождения к отложениям внутридельтовых заливов, а на самом севере - к отложениям нижней части берегового склона или продельты.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с юго-востока, имеет площадь 44,4 км2. ВНК принят на а.о. -1802 4 м. ЧНЗ занимает половину площади залежи. Водой подстилается узкая область на крыльях структуры и обширная область на севере структуры, выделяемая по категории С2. Пласт ПК19 является одним из основных объектов разработки и в плане перекрывает нефтяные залежи большинства пластов.
Залежь широтного простирания, является пластово-сводовой, частично литологически экранированной с юга, с двумя небольшими литологическими врезами на севере и одним (средним по величине) литологическим врезом на севере. Залежь занимает площадь 52,1 км2. Размеры залежи 13,3?5,5 км, высота 17 м.
Залежь пласта ПК19 открыта в 1993 г., в разработку введена в 1994 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1928 м.
Пласт ПК20. Формирование пласта происходило в условиях аналогичных условиям пласта ПК19, однако, среднее значение общей эффективной толщины пласта выше и составляет 10,6 м. В центральной части залежь пересекает в северном направлении широкий пояс дельтовых протоков, где отложения представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с уменьшением зернистости вверх по разрезу. Толщина песчаников в пределах пояса дельтовых проток изменяется от 8 до 22 м.
Коллекторы характеризуются хорошими ФЕС:
– средний коэффициент пористости по ГИС составляет 0,25 доли ед., по керну - 0,25д. ед.;
– средний коэффициент проницаемости по ГИС - 257 мД, по керну- 195 мД, по ГДИ (13 замеров) изменяется в интервале от 2 до 991 мД (в среднем 307 мД).
Анализ фаций позволяет выявить определенную закономерность увеличения эффективной толщины песчаника в направлении с юга на север.
В пласте существует три залежи с разными ВНК: основная и две небольшие северные. Для основной залежи, расположенной в центральной части, принят наклонный ВНК с погружением на юг на отметках - 1803-1810 м. ВНК в среднем принят на а.о. -1806,5 3 м.
Залежь по типу - пластово-сводовая, с одним небольшим литологическим врезом (в районе скважины 48), с обширной водонефтяной зоной занимающей 97% от всей залежи. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах основной залежи в среднем равна - 3,2 м.
Залежь занимает площадь 12,4 км2. Размеры залежи 5,9?2,2 км, высота 6 м.
По площади нефтяная залежь пласта ПК20 перекрывает нефтяные залежи большинства других продуктивных пластов.
Две северные залежи отличаются небольшими размерами, в среднем нефтенасыщенная толщина пласта в них составляет - 1,6 м. ВНК в среднем принят на а.о. -1806,1 м. Залежи разделены между собой структурными прогибами, являются водоплавающими и имеют обширную законтурную водоносную область.
Размеры небольших северных залежей 1,5?1,8 и 1,4?1,9 км, а высота 6 и 8 м, соответственно.
Коэффициент нефтенасыщенности в пределах нефтяной залежи составляет в среднем 0,51-0,56 доли ед. По площади нефтяная залежь пласта ПК20 перекрывает нефтяные залежи большинства других продуктивных пластов.
Залежь пласта ПК20 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1941 м.
Пласт АС4 имеет сложное строение и представлен двумя основными осадочными циклами (пачками) АС4U (верхн.) и АС4L (нижн.), которые образуют единую гидродинамическую систему. Верхняя часть осадочного цикла АС4U представлена песчаниками дельтовых протоков, ориентированных с юго-востока на северо-запад и выявленных в центральной части.
Для этой фациальной зоны вверх по разрезу характерно уменьшение зернистости песчаников, ухудшение ФЕС, увеличение частоты переслаивания алевролитов и глин. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет - 4.9 м, коэффициента пористости по ГИС - 0,23. Коэффициент проницаемости в среднем равен 20 мД; для сравнения, по керновым данным модальное значение составляет 12 мД, а медианное равно 22 мД, по ГДИ - 52 мД.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта составляет в среднем 0,51 доли ед.
В южной части цикл АС4U представлен тонким переслаиванием маломощных низкопроницаемых песчаников и глин, которые характерны для внутридельтовых заливов. Средняя эффективная толщина песчаников в этой области уменьшается до 2 м.
Нижний осадочный цикл АС4L представлен песчаниками дельтовых протоков, окруженных мелкозернистыми пойменными фациями и песками разливов.
На большей части месторождения эти два цикла разделены глинистой перемычкой. В обеих пачках отмечается значительная неоднородность по площади. Литологические фациальные изменения и наличие разделяющего глинистого пропластка, в особенности в песчаниках дельтовых проток цикла АС4U, ограничивают сообщаемость между песчаниками, как по площади, так и по вертикали. Тем не менее, из-за наличия локальных зон размыва глинистой перемычки, между песчаниками циклов АС4U и АС4L существует гидродинамическая связь, поэтому они образуют единый пласт с общим ВНК, принятым на отметке -1933 3 м.
Залежь пластово-сводовая водоплавающая, занимает площадь 38,7 км2, имеет обширную законтурную водоносную область. Размеры залежи 10,6?4,4 км, высота м.
Залежь пласта АС4 открыта в 1995 г., в разработку введена в 2002 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2057 м.
Пласт АС6 представлен двумя основными седиментационными циклами (пачками); им присвоены названия АС6U (верхн.) и АС6L (нижн.). Эти две пачки песчаников разделены выдержанной по площади глинисто-алевролитовой перемычкой с локальными зонами размыва. В плане пласт представлен четырьмя структурно-изолированными залежами: основной и тремя малыми северными: в районе скважины 167, в районе скважины 1055, в районе скважины 227.
На территории основной залежи в процессе отложения песчаников верхнего цикла глинистый пропласток между двумя пачками был на отдельных участках полностью размыт. Это привело к установлению гидродинамической связи между этими циклами и к образованию общего водонефтяного контакта (ВНК) для основной залежи на а.о. -19665 м. Для трех небольших северных залежей, разделенных между собой структурными прогибами, ВНК отбивается на а.о. -1957 м (в районе скважины 167), 1957 м (в районе скважины 1055) и 1964 4 м в районе скважины 227 м. Верхняя пачка пласта представлена песчаниками, алевролитами и глинами. Мощные песчаники приурочены к двум узким поясам дельтовых протоков, ориентированных на северо-запад, фильтрационные свойства коллекторов улучшаются вниз по разрезу. В южной и северной части месторождения дельтовые протоки прорезают пойменную равнину, заполненную алевролито-глинистым материалом с маломощными прослоями песчаников).
Верхняя пачка пласта характеризуется средними значениями ФЕС:
– коэффициент пористости по ГИС составляет - 0,23 доли ед., по керну - 0,22 доли ед.;
– коэффициент проницаемости составляет - 65 мД;
– нефтенасыщенная толщина песчаников составляет - 1,9 м.
Нижняя пачка пласта представлена песчаниками покровного типа с хорошей связностью, которые распределены практически по всей продуктивной площади пласта.
Формирование этих песчаников происходило в условиях широкой системы дельтовых протоков. Толщины коллектора изменяются от 9 до 26 м.
Средние значения ФЕС нижней пачки пласта АС6 в целом лучше, чем у верхней пачки:
– коэффициент пористости по ГИС составляет- 0,26 доли ед., по керну- 0,22 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС - 184 мД, по керну - 169 мД, по ГДИ - составляют 89 мД для обоих пластов;
– нефтенасыщенная толщина песчаников равна 4,9 м.
Как отмечалось выше нефтеносные отложения пласта АС6 включают 4 залежи. Основная залежь занимает площадь 37,4 км2.
Остальные три нефтяные залежи пласта АС6 небольшие по площади, водоплавающие и расположены в северной части месторождения.
Нефтенасыщенная толщина пласта АС6 в среднем составляет 5,3 м, достигая 15,4 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0,61. Пласт имеет обширную законтурную водоносную область.
Залежь пластово-сводовая водоплавающая, занимает площадь 38,7 км2, имеет обширную законтурную водоносную область. Размеры залежи 10,4?3,6 км, высота 27,4 м.
Залежь пласта АС6 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1997 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2093 м.
Пласт БС1. Пласт представлен массивными чистыми песчаниками покровного типа, которые по генезису можно отнести к отложениям объединенной системы дельтовых протоков. Они характеризуются хорошей сообщаемостью, как по площади, так и по разрезу.
Средние ФЕС для коллекторов составляют:
– коэффициент пористости по ГИС - 0,23 доли ед., по керну - 0,22 доли ед.;
– коэффициент проницаемости - 99 мД; по керну 113 мД, при модальном значении - 85 мД; замеры ГДИ отсутствуют.
– В пределах месторождения выявлены четыре водоплавающие залежи: в районе скважин 654, 677, 207, 231 - приуроченные к структурным поднятиям. Самая крупная из них (в районе скважины 654), площадью 2,23 км2, с ВНК принятым на отметках - 2119-2128 м, отделена от меньшей по размеру залежи (в районе скважины 677) небольшой структурной депрессией широтного простирания - с ВНК на а.о. -21211 м.
ВНК для двух северных залежей приняты на а.о. -2126 м и - 2121 2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина для всех залежей небольшая и составляет 2,3 м. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,57 доли ед. Нефтеносная зона подстилается мощными водоносными песчаниками и имеет обширную законтурную область питания.
(в районе скважины 654) - 3?0,8 км, высота 16 м;
(в районе скважины 677) - 1,7?0,3 км, высота 8 м;
(в районе скважины 207) - 2,8?1,2 км, высота 7 м;
(в районе скважины 231) - 1,2?0,8 км, высота 7 м.
Залежь пласта БС1 открыта в 1996 г., в разработку введена в 2003 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2027 м.
Пласт БС6. Осадочный комплекс пласта представлен однородными песчаниками покровного типа, которые характеризуются хорошей сообщаемостью как по площади, так и по разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 31 до 48 м.
Отложения пласта БС6 генетически сформировались в условиях средней и верхней части берегового склона, а также в береговых условиях. В массивных среднезернистых песчаниках довольно редко встречаются маломощные прослои глин, алевролитов и низкопористых песчаников с карбонатным цементом, толщиной 1-2 м. Следует отметить, что на юге, в верхней части массивного песчаника, развивается глинистый пропласток, достаточно выдержанный по площади, который частично отделяет нефтенасыщенные коллекторы от водоносных песчаников.
Коллекторы пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:
– коэффициент пористости по ГИС - 0,22 доли ед. и по керну - 0,21 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС 86 мД; по керну - 115 мД; по ГДИ - 81 мД.
Нефтяная залежь водоплавающая, занимает площадь 10,7 км2. ВНК принят на отметке - 2182,82,8 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,8 м, достигая максимума 11,1 м в районе скважины № 341. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 0,56 доли ед.
Размеры залежи 6?1,9 км, высота 15 м.
Залежь пласта БС6 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1997 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2324 м.
Пласты БС.7. В подсчете запасов 1998 г., предполагалось, что пласт БС7 является единым объектом. В результате бурения выяснилось, что пласт имеет более сложное строение и состоит из трех гидродинамически изолированных пластов: БС70, БС71 и БС72.
Пласт БС70. Осадочная толща пласта неоднородна, с резкой латеральной изменчивостью. Представлена переслаиванием глин и песчаников, зернистость песчаников увеличивается вверх по разрезу.
Предполагается, что осадконакопление происходило в условиях авандельты и прибрежной приливной бухты. Эффективные толщины в среднем составляет 1,8 м, достигая максимальных значений 4,2 м в скважине 296.
Пласт по ГИС характеризуется низкими ФЕС: коэффициент пористости равен в среднем 0,21 доли ед.; коэффициент проницаемости -75 мД.
В пласте выделяются три нефтяные залежи (южная; центральная в районе скважины 296 и в районе скважины 643), причем залежи - южная и в районе скважины 296 - по типу являются пластово-сводовые, литологически экранированные, а залежь в районе скважины 643 - пластово-сводовой. Самая крупная южная залежь отделяется от центральной - зоной глинизации широтного простирания. Кроме того, в юго-восточной части залежи - в районе скважины 351 отмечается небольшой литологический врез. Для южной залежи толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем составляет 1,8 м. ВНК принят на абс.отметке - 2226 м. Практически вся залежь находится в ЧНЗ.
Центральная залежь (в районе скважины 296) - небольших размеров литологически экранируется с юга. ВНК залежи принят на абс.отметке - 2215 м.
Северная нефтяная залежь приурочена к небольшой купольной структуре, имеет ВНК на а.о. -2227,3-2228,4 м. Средние значения толщин нефтенасыщенных песчаников составляют 2,4 м. Залежь непосредственно подстилается водой. Нефтенасыщенность в целом для пласта составляет 0,50 доли ед.
центральной - 0,8?0,8 км, высота 4,5 м.
Залежи пласта БС70 - открыты в 2001 г., но пока не разрабатываются. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2364 м.
Пласты БС71 и БС70 разделяются тонким выдержанным глинистым прослоем толщиной 1-3 м. Осадочный комплекс пласта отличается неоднородностью по площади и представлен либо чистыми песчаниками, либо переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Однородные песчаники в основном и приурочены к системе дельтовых протоков, прорезающих на юге алевролито-глинистые пойменные отложения. Коллекторы характеризуются следующими средними значениями ФЕС:
– коэффициент пористости по ГИС и по керну составляет 0,21 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС- 31 мД, по керну - 51 мД;
– эффективная толщина дельтовых песчаников составляет 5,1 м.
Всего здесь выявлено пять пластово-сводовых, литологически экранированных залежей общей площадью 9,1 км2.
Самая большая южная залежь экранируется с севера - зоной глинизации, а кроме того в центре залежи, в районе скважины 309 выделен небольшой литологический врез. ВНК принят на абс. отметке - 22313 м. Нефтенасыщенная толщина в отдельных скважинах (№ 1129) достигает 7,7 м, при средней нефтенасыщенной толщине для залежи 2,3 м.. ЧНЗ занимает 65% всей продуктивной площади залежи.
Размеры: южной залежи - 3,5?2,2 км, высота -10 м.
В северной зоне пласта выделяют четыре более мелкие залежи - в районе скважин - 150, 181, 1081, 207. Они представляют собой комбинацию структурно-стратиграфических ловушек, сформированных в глинистых сланцах пойменных отложений, примыкающих к зонам дельтовых протоков.
ВНК для залежей принят соответственно на абс. отметках:
– залежь в районе скважины 150 - 2235 м,
– залежь в районе скважины 181 - 2235 м,
– залежь в районе скважины 207 - 2228 м,
– залежь в районе скважины 1081 - 2230 м,
Средние эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах малых залежей составляют 1,2 м, при максимальных значениях 2,8 м (скважина №166). Коэффициент нефтенасыщенности в целом для пласта составляет в среднем 0,52 доли ед.
Размеры залежей соответственно - 2,1?0,3 км, высота 6 м; 1,4?0,5 км, высота -3,5 м;
0,5?0,4 км, высота -3,3 м; 0,6?0,4 км, высота -1,2 м;
Залежи пласта БС71 - были открыты в 2001 г., но пока не разрабатываются. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2374 м.
Пласт БС72 - самый мощный из группы пластов БС7, его средняя эффективная толщина составляет 11 м, а средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 4,1 м.
На большей части месторождения пласт представлен однородными песчаниками, в которых встречаются угольные прослои, тонкие глинистые перемычки, ухудшающие вертикальную сообщаемость внутри коллекторов. Генетически песчаники принадлежат к отложениям широкого пояса протоков дельтовой равнины, ориентированного на север.
Коллекторы пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:
– пористость по ГИС и по керну составляет - 0,2-0,21 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС равен 56 мД, по керну - 50мД; по ГДИ составляет - 40 мД.
– Большая южная залежь почти полностью представлена фациями дельтовых песчаников, занимает площадь 10,3 км2. ВНК принят на отметке - 22412 м. По типу - южная залежь пластово-сводовая водоплавающая, с обширной водонефтяной зоной занимающей 99,3%.
Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,54 - 0,57 доли ед. Размеры южной залежи - 3,5?2,2 км, высота -10 м.
Меньшая северная залежь площадью 0,86 км2, представлена песчаниками пойменных конусов выноса с плохой сообщаемостью и низкими ФЕС. Нефтенасыщенные толщины не превышают 1,8 м, составляя в среднем 1 м. ВНК принят на а.о. - 2235-2239 м.
Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,42 доли ед.
Залежи пласта БС72 - были открыты в 2001 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2386 м.
Пласт БС80 залегает на глубине 2360-2416 м (а.о. -2250,5-2297,6 м).
Отложения пласта БС80 представлены однородными песчаниками речных протоков, зернистость которых уменьшается вверх по разрезу. Вследствие размыва внутри отложений речных каналов между песчаниками существует хорошая гидродинамическая связь, как по площади, так и по разрезу.
Коллекторы в этой фациальной зоне имеют следующие средние характеристики ФЕС:
– коэффициент пористости по ГИС составляет 0,22 доли ед.; по керну - 0,215 доли ед.;
– коэффициент проницаемости по ГИС равен 137 мД; среднеарифметическая проницаемость по керну составляет 193 мД. Проницаемость по ГДИ составляет 143 мд.
В пласте БС80 выявлено всего три нефтяные залежи, южная и две северные. Самая крупная - южная залежь имеет площадь 7,6 км2. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с севера. В среднем эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,2 м, достигая максимальных значений 13 м (скважина №321). Гипсометрически высокая часть залежи находится в ЧНЗ. Средняя нефт
Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении дипломная работа. География и экономическая география.
Доклад по теме Инфекционный - хеликобактерный - гастрит у детей - первый шаг к язвенной болезни
Курсовая работа по теме Организация культурно-познавательного тура 'По местам Гауди' в Испанию
Сочинение По Музыке 6 Класс
Пособие по теме Химия древесины
Реферат По Философии Как Писать
Реферат: Анализ финансового состояния 8
Реферат: Английские и американские боевики и их влияние на формирование личности подростка
Дипломная работа по теме Теория официальная народности и особенности ее воплощения в культурной политике императора Николая I
Дипломная работа: Экономическая сущность и эффективные пути использования франчайзинга в современной России
Композиция Сочинения Егэ По Литературе 2022
Служебные Собаки Реферат
Реферат Про Волка 2 Класс
Конфликты Магистерская Диссертация
Реферат: Бедность не порок 2
Курсовая работа по теме Понятие и сущность валового регионального продукта
Контрольная работа по теме Геохимический круговорот веществ
Устройство Компьютера Реферат По Информатике
Сочинение Смешное Печально Митрофане Фонвизин Недоросль
Нравственные Основы Деятельности Прокурора Реферат
Навык Пения Низких И Высоких Нот Реферат
Вспомогательные органы глаза - Биология и естествознание реферат
Архивная опись как справочник по содержанию и учету единиц хранения в организациях и архивных учреждениях - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Бухгалтерский учет торговых операций - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа