Продуктивные пласты - Разработка месторождения

Характеристика продуктивных пластов.

Геологический разрез на Суторминском месторождении вскрыт до глубины 3197 м скважиной №106. Продуктивными пластами с запасами углеводородов категории С являются пласты: БС0, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, БС9, 1БС9, БС10, 0БС11, БС12, БС18, Ю1. Последние три пласта изучены преимущественно разведочными скважинами.

Пласт БС0

Залежь пласта БС0 вскрыта в 13 скважинах на глубинах 2290-2319 м, в отличие от остальных залежей имеет газоконденсатную шапку.

На западе залежь частично ограничена зоной глинизированных коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 0,5 м до 6,5 м. Дебит нефти до 51м3/сут. Этот пласт можно характеризовать как газоконденсатно-нефтяной. В связи с этим условием выделены газонасыщенные толщины - 2 м до абсолютной отметки 2197 м, а нижняя часть относится к нефтенасыщеной. Тип залежи пластово-сводовый. По характеру насыщения залежь нефтяная с большой газовой шапкой. Эффективная толщина пласта колеблется от 2,6 м до 10 м, нефтенасыщенная от 0,5 м до 6,5 м, газонасыщенная от 1 м до 4,5 м. Пласт БС0 отличается наличием газовой шапки площадью 15,7 км2 (скв. №222) и 17,6км2 в районе скважин №№86, 93. В соответствии с принятыми уровнями ВНК и ГНК размеры залежи составляют 24х7,5 км, высота 17,5-28,5 м.

Пласт БС1

Развит на всей площади Суторминского месторождения, за исключением ряда единичных скважин, где он полностью замещен глинистыми пропластками.

В разрезе пласта можно условно выделить глинистую - верхнюю часть и более песчаную и монолитную - нижнюю. Эффективная мощность пласта колеблется от 0,6 м до 19,6 м. В среднем при общей толщине пласта 15,9 м, эффективная мощность составляет 5,5 м.

Среднее положение ВНК - 2226 м. Залежь имеет обширную водонефтяную зону (66,3%). Высота залежи составляет 29,2 м. По типу залежь структурно-литологическая, ее размеры 15,4х4,5 км.

Коллекторские свойства изучены по шести скважинам. Средняя пористость по 37 образцам равна 19,4%, проницаемость по 32 образцам - 54х10-3 мкм2. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 4,3 (скв. №955) до 73х10-3 мкм2 (скв. №6371). Средняя проницаемость равна 54х10-3 мкм2. Принятая к подсчету запасов пористость по ГИС выше и равна 20%.

Пласт БС5

Тип залежи - пластово-сводовый. Свойства пласта изучены по разрезу скважины №110 р по 5 образцам. Толщина нефтенасыщенного прослоя составляет 3,2 м. Средняя проницаемость - 18х10-3 мкм2, пористость - 18,1%. Принятая пористость к подсчету запасов по ГИС такая же.

Пласт БС6

Свойства пласта изучены по разрезу скважин №№8, 407 р, 6393. Толщина четырех водоносных и одного нефтяного прослоев составляет 39 м. Свойства водоносной зоны лучше, чем нефтяной: их средняя пористость 20,2 и 19,2%, проницаемость 243 и 153х10-3 мкм2. В целом пласт имеет более высокие фильтрационные свойства, чем выше - и нижележащие пласты. Принятая по ГИС пористость равна 228х10-3 мкм2. По типу залежь структурно-литологическая.

Пласт БС7

Суммарная эффективная толщина изученных нефтеносных прослоев составляет 116 м, водоносных 89,6 м. Свойства нефтеносной зоны лучше водоносной: пористость соответственно 19,8 и 19,1%, проницаемость - 80х10-3 и 49х10-3 мкм2. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 3 (скв. №542) до 187х10-3 Мкм2 (скв. №5898).

Пористость по ГИС (20,0%) сходится с керновой.

Рекомендуемая пористость нефтеносных пород равна 20%, проницаемость - 86х10-3 мкм2. Общая толщина горизонта до 30 м, эффективная толщина горизонта изменяется от 0 до 18 м. В пласте насыщена, в основном, верхняя часть разреза. Залежь горизонта имеет размеры 25,2х8,5 км. Залежь пластово-сводовая. Уровень ВНК принят 2400 м.

Пласт БС8

Горизонт развит на всей площади Суторминского месторождения. Толщина горизонта до 40 м и представлена чередованием песчано-алевролитовых пород с глинистыми прослоями. В разрезе встречаются от 4 до10 проницаемых пропластков общей толщиной до 38 м. Размеры залежи составляют 20,5х7 км, высота от 9,5 до 20,5 м. Тип залежи пластово-сводовый. Свойства пласта изучены керном по 15 скважинам, но в нефтяной зоне - только в двух. Толщина нефтеносных прослоев составляют 20,8 м, водоносных - 108,2 м. Проницаемость варьируется в диапазоне от 2,6 до 537х10-3 мкм2, средняя - 84х10-3 Мкм2. Параметры водоносных коллекторов такие же, как и нефтеносных. Рекомендуемая средняя пористость равна 19%, проницаемость - 84х10-3 мкм2.

Пласт 0БС9

Залежь пласта 0БС9 вскрыта 19 скважинами на глубинах 2533-2700 м.

По данным ГИС мощность нефтенасыщенных пластов изменяется от 1,6 до 5,2 м. ВНК принят исходя из нижних отметок нефтенасыщеных коллекторов в каждой скважине и, таким образом, является наклонным с отметками 2467,6 м на западном крыле, до 2476,6 м на восточном крыле. Сопротивление коллекторов составляет 6,1-8,8Ом, что может свидетельствовать о невысоком нефтенасыщении пласта. Размеры залежи с учетом принятого ВНК составляют 19х9,5 км, высота 27,8-39,2 м.

Тип залежи структурно-литологический. Свойства пласта изучены по разрезу скважин №№92, 244, 470 р и водоносных прослоек по 38 образцам, средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне: от 53 (скв. №92) до 65х10-3 мкм2 (скв. №244), рекомендуемая проницаемость 60х10-3 Мкм2, пористость 19%, по ГИС - 18%.

Пласт 1БС9

Пласт 1БС9 является основным объектом разработки горизонта БС9. Он развит на всех площадях Суторминского месторождения и объединяется единым контуром нефтеносности. С юго-запада пласт литологически экранирован. Залежь пласта 1БС9 вскрыта 30 скважинами на глубинах 2545-2607 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 6,2 м, в среднем составляет 3 м. ВНК имеет наклон с северо-запада на юго-восток. В пределах Харучейской площади ВНК в восточной части принимается на абсолютной отметке 2487,8 м. На северо-западе пласт с кровли водонасыщен по ГИС. Размеры залежи составляют 35,5х16,5 км, высота 22,6-48,6 м. Тип залежи пластово-сводовый с небольшими зонами замещения коллекторов. Средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне: от 2,6 (скв. №58) до 318х10-3 мкм2 (скв. №52). В западной части пласт заглинизирован. Рекомендуемая пористость нефтяной части равна 20%, проницаемость 65х10-3Мкм2.

Пласт 2БС9

Коллекторские свойства пласта изучены из водоносных прослоев по образцам керна 8 скважин. Суммарная толщина прослоев коллекторов составляет 17 м. Средняя проницаемость по скважинам изменяется в диапазоне от 2,6 до 9х10-3Мкм2. Нередко песчаники карбонатизированы (скв. №64 на западе, скв. №№4493, 4569, 4933 на востоке). Рекомендуемая пористость равна 18%. По ГИС она равна 17%. Рекомендуемая проницаемость равна 5,6х10-3 Мкм2. По типу залежь структурно-литологическая.

Пласт 1БС10

Пласт изучен керном достаточно детально. Средняя проницаемость равна 20х10-3 мкм2, средняя пористость 18,7%. Пласт разделен на верхнюю и нижнюю пачки. Скважины по площади расположены достаточно равномерно. Средняя проницаемость по скважинам изменяется от 0,5 (скв. №61) до 66х10-3 мкм2 (скв. №52). Тип залежи структурно-литологический.

По состоянию изученности объекта 1БС10 на месторождении можно выделить три залежи: северная, приуроченная к Харучейской структуре, южная, связанная с группой Пульпуяхских локальных поднятий и коллективной структурой, а также залежь в районе скважины №108. Северная залежь пласта 1БС10 вскрыта 7 скважинами на глубине 2588-2646 м. На юге и юго-востоке залежь экранируется зонами глинизации. Увеличение нефтяных толщин отмечается с востока на запад. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 7 м.

Пласт 2БС10

Свойства пласта изучены по наибольшему числу скважин - 31 и определений более 900 образцов. Кроме того, в нескольких скважинах выявлены коллекторы с проницаемостью не менее 0,8х10-3Мкм2. Толщина нефтяных прослоев составляет 126,6 м, водоносных - 21,2 м. Преобладают породы с проницаемостью от 1 до 300х10-3Мкм2. Свойства нефтяной зоны лучше, чем водоносной: пористость 18,4 и 18,0%, проницаемость 88 и 54х10-3Мкм2. В отличие от пласта 1БС10 пласт 2БС10 имеет большую проницаемость пород, меньшую по сравнению с пластом1БС10 глинистость, большую зернистость, лучшую отсортированность. Несмотря на это, пористость здесь даже ниже, чем в пласте 1БС10 (в среднем на 0,5%). Рекомендуемая пористость нефтеносной части по керну равна 18%, проницаемость 88х10-3 Мкм2. С учетом принятого ВНК размеры залежи составляют 37х14 км, высота 43 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт 0БС11

По пласту 0БС11 изучено всего 2 образца (по пористости). Среднее значение равно 15,9%. Из-за недостаточной изученности параметры пласта целесообразно принять по аналогии с пластом БС11. Пористость, изученная по пласту БС11 по 14 скважинам, составляет 18%. Проницаемость нефтяной зоны выше, чем водоносной: 30 и 31х10-3 Мкм2, пористость несколько ниже - на 0,4%. Наиболее изучена по площади - северная и несколько меньше - центральная часть пласта. Проницаемость скважины изменяется от 1,2 (скв. №100) до 61х10-3Мкм2 (скв. №97). Рекомендуемая по нефтеносной части пласта БС11 проницаемость равна 30х10-3 Мкм2, пористость составляет 18%.

Пласт БС12

Пласт изучен керном по скважине №29. Толщина водоносного прослоя 4 м. Проницаемость по 20 образцам изменяется от 3 до 17х10-3Мкм2, в среднем 8х10-3Мкм2. Пористость по 42 образцам от 13,9 до 18,8%, средняя 16,7%.

Высокая неоднородность свойств пласта обусловлена большей степенью катагенетических преобразований в связи с большей глубиной залегания (на 40-500 м глубже).

Характеристика всех залежей нефти приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Наименование

БС0

БС7

БС19

БС110

БС210

БС11

Давление насыщения газом, Рн, кгс/см2.

101

97,8

96

102,6

105

127

Газосодержание, RН, нм3/т.

65,83

53,25

54,11

63,76

63,47

87,25

Объемный коэффициент, вН

1,162

1,135

1,151

1,172

1,177

1,255

Плотность, РН, г/см3

0,790

0,797

0,788

0,782

0,780

0,741

Объемный коэффициент при условиях сепарации, вН*

1,133

1,116

1,129

1,143

1,146

1,211

Вязкость, МН, ПQ*С

1,91

1,65

1,65

1,25

1,37

0,95

Температура насыщения парафином, 0С

-

27

26

28

27

24

Газовый фактор при условии сепарации, Г м3/т

53,58

44,20

45,04

51,9

50,07

69,08

Пластовое давление, РПл, Мпа.

22,8

24,1

25,2

25,8

25,7

25,5

Пластовая температура, Т, 0С

73

77

77

81

83

84

Похожие статьи




Продуктивные пласты - Разработка месторождения

Предыдущая | Следующая