Нефтегазоносность Первомайского месторождения - Построение профилей Первомайского месторождения по семилукскому горизонту

Согласно геологическому строению, принятому в подсчете запасов, на Первомайском месторождении в подсолевых отложениях выделено два объекта разработки - залежи нефти семилукского и воронежского горизонтов.

Залежь нефти Семилукского Горизонта пластовая, тектонически экранированная.

Площадь нефтеносности ограничена на севере условным ВНК, на юге и западе - разрывными нарушениями, установленными по данным бурения и сейсморазведочных работ 3D.

Режим: упруговодонапорный.

Залежь семилукского горизонта в открытом стволе вскрыта и изучена 19 скважинами.

Водонефтяной контакт принят на отметке нижнего нефтенасыщенного пласта в скважине 21 и составляет -4340 м.

Коллекторами нефти являются доломиты и известняки. В разрезах скважин выделяется от 1 до 4 пластов-коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками толщиной 0,4 м и более. Толщина отдельных пластов-коллекторов изменяются от 1,6 до 12,6 м. Наибольшая нефтенасыщенная толщина вскрыта скважинами 10 и 37.

По геофизическим данным среднее значение нефтенасыщенности составляет 0,80, среднее значение пористости для скважин 29 и 37 составляет 0,065 доли ед, для скважин 7 и 39 - 0,043 доли ед.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Промышленные притоки нефти из семилукских отложений получены в скважинах 7, 10, 29, 37, 36, 39.

Средняя нефтенасыщенная толщина по семилукской залежи составляет 11,5 м, коэффициент открытой пористости составляет 5,6%, средняя нефтенасыщенность по 79,0%.

Нефть семилукской залежи легкая (плотность 0,787 г./см3) с высоким выходом фракций, выкипающих до 300 OC - 65,5%, малосернистая (до 0,12% вес.), малосмолистая (содержание смол до 1,8% вес.), парафинистая (3,5-8,9% вес.).

Средняя проницаемость призабойной зоны скважин семилукской залежи составляет 0,021 мкм2.

Средняя продуктивность скважин семилукской залежи составляет 56,05 м3/сут*МПа.

За начальное пластовое давление в семилукской залежи принято давление, замеренное в феврале 1977 г. в процессе бурения в скважине 7 и составившее 52,7 МПа.

Залежь нефти Воронежского Горизонта пластовая, тектонически и литологически экранированная.

Площадь нефтеносности ограничена на севере линией распространения коллектора, проведенной на середине расстояния между скважинами, в которых выделен или отсутствует коллектор по ГИС, на западе и юге - разломами, установленными по данным бурения и сейсморазведочных работ 3D

Режим: упруговодонапорный.

Залежь воронежского горизонта в открытом стволе вскрыта и изучена 14 скважинами.

Водонефтяной контакт по воронежской залежи принят по отметке нижнего нефтенасыщенного пласта в скважине 30 и составаляет -4293 м.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений получены в скважинах 10, 29, 36.

Средняя нефтенасыщенная толщина по воронежской залежи составляет 8,3 м, коэффициент открытой пористости - 5,7%.

Средняя нефтенасыщенность воронежской залежи составляет 74,0%.

Нефть воронежской залежи легкая (плотность 0,794 г./см3) с высоким выходом фракций, выкипающих до 300 OC - 65,5%, малосернистая (до 0,04% вес.), парафинистая (3,2-5,5% вес.).

Средняя проницаемость призабойной зоны скважин воронежской залежи составляет 0,018 мкм2.

Средняя продуктивность скважин воронежской залежи составляет 52,5 м3/сут*МПа.

За начальное пластовое давление в воронежской залежи принято давление, замеренное феврале 1980 г. в скважине 10, и составившее 47,5 МПа на глубине 4535 м (-4277,9 м), что в пересчете на отметку ВНК составляет 47,6 МПа.

Похожие статьи




Нефтегазоносность Первомайского месторождения - Построение профилей Первомайского месторождения по семилукскому горизонту

Предыдущая | Следующая