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 - Использование гидравлического разрыва пласта при добыче нефти
Комплекс БВ8 в пределах контура нефтеносности вскрыт 92-мя разведочными и поисковыми скважинами и 3207 эксплутационными, пробуренными на этот и...
-
Продуктивный пласт К приурочен к самой верхней части каширского горизонта и представлен тремя прослоями пористо-кавернозных доломитов и известняков,...
-
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов - Гидравлический разрыв пласта
Геологический разрез представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и складчатого палеозойского...
-
Подбор скважин, подготовка данных и проектирование ГРП При выборе кандидатов для ГРП необходимо сделать следующие шаги: - сбор данных о характеристиках...
-
С точки зрения нефтегазоносности в настоящее время мезозойский гидрогеологический бассейн Западно - Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) представляет...
-
При детальных региональных гидрогеологических исследованиях можно делать правильные прогнозы возможных режимов нефтяных залежей, которые не только еще не...
-
Причины снижения проницаемости ПЗП Призабойная зона скважины - участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения...
-
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА - Бурение нефтяных и газовых скважин
Падение добычи нефти в стране, наблюдающееся в последние годы, во многом вызвано объективными причинами. Так, за последние15 лет при рост ее запасов...
-
Анализ остаточных извлекаемых запасов показал, что в южной части залежи сосредоточена большая часть ОИЗ составляет907 тыс. т. На фаменском объекте...
-
По тектоническому строению Ельниковское месторождение является типичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы...
-
Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность Начальное пластовое давление Пласта Фм приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м)...
-
Технология и моделирование процесса ГРП Гидравлический разрыв - процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта...
-
Технология кислотного гидроразрыва пласта - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения
Проведение кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) целесообразно в карбонатном коллекторе с относительно большой по размерам и ухудшенной призабойной зоной...
-
Первичное вскрытие продуктивных пластов: Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны являются репрессия, продолжительность ее действия,...
-
Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей, следует начинать в первых скважинах, в которых получили притоки нефти и газа. На...
-
Гидрохимические разрезы и карты с достаточной полнотой должны характеризовать гидрогеологические особенности нефтяного или газового месторождения, давать...
-
Некоторые особенности формирования нефтяных месторождений и последующего тектонического развития региона могут способствовать развитию процессов старения...
-
Условия осадконакопления оказывают влияние на фильтрационно - емкостные свойства горных пород. Например, несмотря на одинаковую пористость продуктивных...
-
Характеристика геологического строения Стратиграфия. Во вскрытом геологическом разрезе структуры Сазанкурак принимают участие отложения от нижнепермских...
-
Физико-химические свойства пластовой нефти Пластовые нефти изучались для пластов терригенной толщи нижнего карбона по ограниченному количеству проб, что...
-
ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ - Бурение нефтяных и газовых скважин
Загрязнение продуктивного пласта проявляется, прежде всего, пониженным дебитом скважины. Для того чтобы эффективно бороться с загрязнением продуктивного...
-
На фаменской залежи Гагаринского месторождения было проведено 12 кислотных гидроразрывов пласта. Среди всех мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта...
-
Месторождение Сазанкурак находится в пределах западной части Прикаспийской системы артезианских бассейнов. В разрезе месторождения в различной степени...
-
Кислотные обработки (КО) скважин предназначены для увеличения проницаемости ПЗП, для очистки забоев (фильтров), ПЗП, НКТ от солевых,...
-
Анализ текущего состояния разработки - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения
Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д. ед.,...
-
Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин по Мамонтовскому месторождению ввиду длительного срока разработки не требуется. По состоянию...
-
Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважини и сроков выработки извлекаемых запасов, необходимости бурения скважин дублеров В...
-
Для выбора метода вскрытия продуктивной залежи необходимо оценить ее мощность и число продуктивных пластов; выяснить характер насыщения и ориентировочно...
-
Северное месторождение введено в разработку в 1984 г. Проектные уровни добычи не реализовывались с начала разработки, что связано с отличием темпа...
-
Состав растворенного в нефти газа исследовался в 19 пробах, отобранных из 12 скважин. Как видно из результатов анализа (таблица 2.3.3.) основными...
-
Апатит-нефелиновые руды приурочены к верхней части интрузии ийолит-уртитового состава и перекрыты рисчорритами с жильными образованиями луявритов,...
-
Методы увеличения нефтеотдачи Часто бывает необходимым увеличение продуктивности (приемистости) скважины. Почти каждая скважина может быть рассмотрена...
-
Проектные решения разработки Семь скважин Усть - Балыка и Мегиона дали за лето 134 тысячи тонн нефти. 1 апреля 1965 года был создан нефтепромысел №2...
-
На месторождении была проведена статистическая обработка результатов анализов проб воды по аптальбсеноманскому, неокомскому и юрскому гидрогеологическим...
-
Методы увеличения нефтеотдачи Часто бывает необходимым увеличение продуктивности (приемистости) скважины. Почти каждая скважина может быть рассмотрена...
-
В границах поля разреза включены четыре рабочих пласта I, III, IV-V, VI. Пласт I - имеет простое строения. В стратиграфическом разрезе он является самым...
-
Многие месторождения НГДУ "Чекмагушнефть" находятся на поздней стадии разрабоки. Для достижения проектных показателей разработки в НГДУ "Чекмагушнефть...
-
Расчет подбора УЭЦН - Особенность разработки месторождения
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок,...
-
Характеристика технологических показателей разработки Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:...
-
Выбор скважин-кандидатов - Анализ эффективности гидроразрыва пласта на Ельниковском месторождении
На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на...
Продуктивные пласты - Разработка месторождения