Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Характеристика продуктивных горизонтов




ВВЕДЕНИЕ

Российская Федерация является одной из крупнейших стран, осуществляющих добычу, переработку и поставку углеводородного сырья на мировой рынок природных ресурсов.

Достигнутые в России темпы прироста нефтедобычи за последние годы были одними из самых высоких в мире. Воз­растающий мировой спрос на нефть являлся для отечествен­ных нефтяных компаний важным стимулом к активному развитию экспортных поставок российской нефти за рубеж и способствовал росту нефтедобычи. По сравнению с 2009 г. добыча нефти в 2010 г. увеличилась на 111 млн. т, или 32 %, т.е. в среднем за этот период обеспечивался прирост добычи нефти на уровне 8 % в год.

Однако, несмотря на определенные успехи в нефтедобываю­щей отрасли, во II полугодии 2009 г. и I полугодии 2010 г. темпы среднегодового прироста добычи нефти замедлились и по сравнению с июнем 2009 г. уменьшились с 10,4 до 2,9 % за ана­логичный период текущего года. С сентября 2009 г. наметилась тенденция снижения среднего дебита с 1284,7 тыс. до 1271,5 тыс. т/сут в мае 2010 г. (на 13,2 тыс. т, или 1 %).

Основным нефтедобывающим районом России на рас­сматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля в общей добыче нефти к 2020 г. и снизится до 58-55 против 68 % в настоящее время.

Крупнейшей нефтегазодобывающей компанией России является ОАО «Сургутнефтегаз». В 2010 году добыто более 63,8 млн.т нефти, около 14,8 млрд. м3 газа, введено в разработку три новых месторождения.

Основной целью различных методов воздействия на призабойную зону увеличение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Все существующие методы воздействия направлены на уменьшение гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта либо за счет улучшения связи скважины с продуктивным пластом, либо вследствие увеличения абсолютной или фазовой проницаемости в призабойной зоне.

Западно-Сургутское месторождение переживает период, когда основные запасы выработаны и необходимо не снижая объемов добычи извлечь остаточные запасы. Это достигается с помощью применения методов интенсификации. На Западно-Сургутском месторождении применяются соляно-кислотная обработка(СКО), глино-кислотная обработка(ГКО), термогазохимическое воздействие(ТГВХ), гидроразрыв пласта(ГРП), также тепловые методы, например, закачка теплоносителей. Выбор метода повышения производительности скважин осуществляется исходя из геологических и технологических параметров конкретной скважины, но наиболее эффективным методом обработки ПЗП Западно-Сургутском месторождении, является СКО и ГРП.


 

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Орогидрография

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное и железнодорожное сообщение, является г.Сургут, находящийся в юго-восточной части одноименного лицензионного участка.

В физико-географическом отношении месторождение расположено в пределах средней зоны тайги (Сургутская болотная провинция – северная часть месторождения) и южной тайги (Обско-Иртышская пойменная провинция – южная и юго-восточная части месторождения) Западно-Сибирской физико-географической страны.

Климат района континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января, – -21.4°С. Толщина снежного покрова до 60 – 75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50 – 60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) – +16.8°С, с абсолютным максимумом – +34°С. Осадков в районе выпадает много (особенно в теплый период с апреля по октябрь) 467 мм, за холодный период (с ноября по март) выпадает 209 мм, годовая сумма осадков – 676 мм.

Гидрографическая сеть представлена рекой Обь с правыми притоками Калинина, Черная и протоками Утоплая, Остяцкий Живец, Кривуля.

Гидрологический режим водотоков в период половодья находится под влиянием р.Оби, По характеру водного режима р.Обь относится к рекам различных типов. На рассматриваемом участке он соответствует Западно-Сибирскому, для которого характерно растянутое сглаженное половодье, повышенный летне-осенний сток и низкая зимняя межень. Основным источником питания являются зимние осадки, которые формируют 60 – 70 % годового стока.

Заозеренность территории незначительная и составляет 2.6 %. Преобладают малые по размерам озера площадью до 1 км2. Вместе с тем, встречается и ряд крупных озёр – Тойхлор (10.8 км2), Кучиминское (1.4 км2).

Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976 г.) месторождение расположено в средней и южной подзонах тайги. В ландшафтной структуре территории преобладают леса (44.5 %) и болота (23.8 %). Среди последних доминируют грядово-мочажинные и озерково-грядово-мочажинные, а также травяно-моховые болота. Широко распространены (22.1 %)луговые и лесные растительные сообщества пойм рек.

На территории месторождения характерно большое разнообразие почв. Среди автоморфных почв господствуют иллювиально-железистые подзолы. Из болотных почв выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. В поймах рек преобладают пойменно-луговые легкосуглинистые и пойменные дерновые оподзоленные почвы.

Животный мир. Согласно зоогеографическому районированию Тюменской области (Гашев, 2000 г.) территория расположена в пределах двух зоогеографических провинций – Сургутской среднетаежной и Нижне-Иртышско-Сургутской пойменной. Типичными представителями являются: заяц-беляк, лось, колонок, горностай, лисица, белка, глухарь, рябчик. В летнее время на водоемах широко распространены водоплавающие птицы.

Использование территорий с особым правовым режимом. На территории Западно-Сургутского месторождения имеются территории с особым правовым режимом: а) водоохранные зоны рек и озер (максимальная ширина водоохранных зон до 200 м вдоль рек и 50 м вокруг озер); б) защитные леса следующих категорий – леса, расположенные в водоохранных зонах; орехово-промысловые зоны; защитные полосы лесов, расположенные вдоль железнодорожных путей общего пользования, федеральных автомобильных дорог общего пользования, автомобильных дорог общего пользования, находящихся в собственности субъектов Российской Федерации; зеленые зоны; лесопарки (рис. 1.1).

Территории защитных лесов и водоохранных зон рек и озер определены в соответствии с Лесным кодексом РФ от 04.12.2006 №200-ФЗ, Водным кодексом РФ от 03.06.2006 №74-ФЗ.

Западно-Сургутское месторождение расположено на землях Белоярского сельского совета Сургутского района Тюменской области, здесь нет территорий приоритетного природопользования, родовых угодий лиц малочисленных народов Севера, их постоянных и временных поселений.

На территории лицензионного участка построены федеральные автодороги и железнодорожные магистрали, а также селитебные территории – г.Сургут, п.Белый Яр, п.Барсово, п.Солнечный, п.Юность, построены крупные предприятия, технологически и экономически связанные с ОАО «Сургутнефтегаз»: завод стабилизации конденсата (ЗСК), Домостроительный комбинат и ряд мелких предприятий. Общая площадь, занятая под селитебными и промышленными объектами, составляет 14307 га (26.3 % площади ЛУ).


Тектоника

Западно-Сургутский нефтегазоносный бассейн представляет собой крупную (более 2.5 млн. км2) молодую плиту с мезо-кайназойским плитным чехлом

В строении Западно-Сибирской плиты выделяют три структурных этажа, различающихся составом слагающих их пород, степенью метаморфизма и строением структурных элементов. Это:

1.нижний структурный этаж;

2.промежуточный структурный комплекс (второй этаж);

3. верхний структурный этаж;

Нижний структурный этаж и промежуточный комплекс представляют фундамент Западно-Сибирской плиты.

Верхний структурный этаж – это, собственно, плитный чехол.

Нижний структурный этаж представляет собой гетерогенный, дислоцированный, в разной степени метаморфизированный фундамент докембрийско-палеозойского возраста.

Поверхность фундамента, обнажающаяся на обрамлении бассейна, погружается к его внутренним и северным районам. Глубина залегания фундамента в широтном Приобье составляет 3 км, во впадинах – до 5.5 км.

Промежуточный структурный комплекс, сложенный дислоцированными вулканогенно-осадочными породами пермско-триасового возраста, выполняет глубокие впадины рельефа фундамента. Мощность комплекса достигает 5 км, в северных районах.

Верхний структурный этаж начал формироваться с юрского периода. От нижележащих пород он отделен перерывом в осадконакоплении продолжительностью несколько десятков, а возможно и сотен миллионов лет. Характерная особенность осадочного чехла бассейна – развитие исключительно терригенных песчано-глинистых пород. Эти толщи контролируют практически все известные на сегодняшний день скопления углеводородов в Западной Сибири и являются объектом изучения на современном этапе.

Западно-Сургутское нефтяное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в 1961 г. в юго-западной части Чернореченского куполовидного поднятия Сургутского свода. Простирание его меридиональное. Структура носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Амплитуда по отражающему сейсмическому горизонту Б (верхняя юра) составляет 110 м, вверх по разрезу она уменьшается и по отложениям талицкой свиты палеоцена составляет 15 м. Углы падения крыльев структуры незначительны (2-3о). В целом по месторождению наблюдается региональное погружение структурной поверхности пластов группы Б и Ю в южном и юго-восточном направлениях на 150-180 м. Размеры структуры по юрским отложениям 25-50 км, амплитуда 150 м. [10].

По опорному отражающему горизонту БС10 (прил.1), структура

имеет размеры 6-8х18 км, амплитуда достигает 100 м. Углы наклона крыльев структуры составляют 2-2.5о. Восточное крыло более пологое с углами наклона до 1о30/.

Наивысшая отметка кровли пласта БС10 вскрыта в скважине № 139 и равна -2180.0 м.

Геологоразведочные работы показали, что структурные планы по всему мезо-кайназойскому чехлу остаются схожими, постепенно выполаживаясь вверх по разрезу

 


Характеристика продуктивных горизонтов

Западно-Сургутское месторождение по величине извлекаемых запасов относится к крупным, по количеству выявленных залежей нефти – многопластовым.

Нефтеносность выявлена в средне-, верхнеюрских отложениях (пласты ЮС2, ЮС1), а также в отложениях нижнего мела: валанжин (пласты БС12, БС11, БС10), готерив (пласты БС4, БС2-3, БС11, БС12) и баррем (пласт АС9).

Пласт АС9

Залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт семью скважинами (№1, 27, 27б, 54, 715, 731, 1307). Залежь массивного типа. ВНК вскрыт в двух скважинах: №27б и 731 на отметке -1872 м.

Размеры залежи – 1.2х0.7 км, высота – 6.0 м., по типу массивная (табл. 3.1.1). Наибольшая нефтенасыщенная толщина – 5.8 м – зафиксирована в скв. №1307, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м (граф. прил. П.3.1). Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности приведены в таблице 3.1.2, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.3. Общая толщина пласта составляет 12.4 м. Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 1.3, песчанистость – 0.74, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость по ГИС – 322*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.47.

Пласт АС9от нижележащих продуктивных пластов группы БС1 – БС2-3 – БС4 отделяется комплексом глинистых пород толщиной 30 – 40 м, именуемым пимской пачкой.

Продуктивные пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 выделены в разрезе усть-балыкской свиты. В некоторых скважинах отмечено «слияние» пласта БС4 с пластом БС2-3, последний также имеет «окна слияния» с залегающим выше пластом БС12. Это дает основание утверждать, что пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 представляют собой единую гидродинамическую систему, и заключенные в ней залежи имеют общий уровень ВНК.

По скважинам с субвертикальными стволами, вскрывшим водонефтяную зону, колебание отметок ВНК отмечено в диапазоне от -2001,2 до -2021,0 м. Средняя отметка по основным залежам пластов БС11, БС12, БС2-3 и БС4 составляет -2009,2 м.

Горизонт БС1

Горизонт БС1разделен на два пласта – БС11 и БС12, что обусловлено большой неоднородностью нижней части горизонта (пласт БС12), где прослои-коллектора часто замещаются плотными породами.

Пласт БС11

Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь простирается практически по всей площади структуры и имеет значительную площадь нефтеносности, размеры ее – 22.0х9.5 км, высота – 50 м, по типу пластово-сводовая.

Водонефтяной контакт прослеживается на отметке -2009.2 м, нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 0.4 до 13.2 м, составляя в среднем 4.2 м; 29 % площади залежи занимает водонефтяная зона (граф. прил. П.3.2, П.3.3).

В северо-западной части месторождения находится самостоятельная залежь нефти (район скважины №929Р), имеющая незначительные размеры – 1.6х1.0 км, высота – 8.6 м. Уровень ВНК находится несколько ниже, чем на основной залежи, и отбивается на отметке -2022.1 м. Залежь на 69 % площади водоплавающая. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2.8 м.

Обе залежи пласта БС11 пластовые, сводовые, имеющие активную связь с законтурными водами.

Пласт БС12

Коллектора пласта БС12, содержащие нефть, присутствуют в центральной и восточной частях площади и замещаются на западном крыле структуры. Размеры залежи составляют 13,0х6,0 км, высота – 43 м, по типу – структурно-литологическая, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.6 м. Уровень ВНК принят на отметке -2009,2 м.

Залежь нефти по типу – пластово-сводовая.

Залежи пластов БС11 и БС12 разделены между собой глинистым разделом толщиной 0,8 – 8,0 м, невыдержанным по площади и по толщине; имеются зоны слияния пластов, на основании этого пласты выделены в единый объект разработки. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности приведены в целом по горизонту БС1 – в таблице 3,1,3, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.4. Общая толщина пласта составляет 15,4 м. Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 2,3, песчанистость – 0.39, пористость пород-коллекторов – 0,27, проницаемость по ГИС – 618*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0,65.

Пласт БС2-3

Пласт БС2-3 имеет две залежи нефти: залежь 1 (основная) и залежь 2. Основная залежь приурочена к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 10,5x5,8 км, высота залежи – 39,0 м Уровень ВНК отбивается на отметке -2009,2 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, причем водонефтяная зона занимает большую часть площади – 72,9 % (граф. прил. П.3.6, П.3.7). Залежь пласта гидродинамически связана с вышележащей залежью пласта БС1.

Самостоятельная залежь 2 в районе скв. №196Р имеет размеры 2.9x1.4 км, высота залежи – 7,2 м, характеризуется как массивная. Отметка ВНК также – -2009,2 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 3,1 м.

Пласт БС2-3 характеризуется выдержанностью и высокими коллекторскими свойствами. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 24 м, среднее значение – 16.8 м, нефтенасыщенная толщина в среднем – 8.9 м. Расчленённость в нефтенасыщенной части – 2,2, песчанистость – 0,8, пористость пород-коллекторов – 0,27, проницаемость – 759*10-3 мкм2, насыщенность – 0,60.

Пласт БС4

Залежь пласта расположена в центральной части структуры, залежь – водоплавающая, по типу – массивная. ВНК залежи обоснован на отметке -2009.2 м.

Общая толщина пласта в пределах нефтенасыщенной части изменяется от 1 до 9 м, среднее значение – 5,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина зафиксирована в скв. №9К – 7.4 м, минимальная – 0.4 м в скв. №1189, средняя по залежи – 3,5 м.

Размеры залежи пласта БС4– 2,0х1,8 км, высота – 9 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, слагающих пласт, довольно высокие: пористость – 0,27, проницаемость – 542*10-3 мкм2, песчанистость – 0,78, однако, наличие большой толщи воды (нефтенасыщенная толщина – 3,5 м при эффективной – 8.2 м) обуславливает низкую нефтенасыщенность – 0,51. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности пласта БС4 приведены в таблице 3.1.5, карта нефтенасыщенности.

Коллектора пласта БС4 имеют окна слияния с пластом БС2-3 (скв. №175, 249 и др.).Последний, в свою очередь, на нескольких участках (в скв. №58, 59, 110 и др.) имеет окна слияния с вышезалегающим пластом БС12. Геологический разрез, характеризующий строение толщи пластов АС9, БС1, БС2-3, БС4, приведен в графических приложениях П.3,9, П.3,10.

Таким образом, пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 представляют собой единую гидродинамическую систему, и заключенные в ней залежи имеют общий уровень ВНК, средняя отметка которого по всем залежам вышеназванных пластов составляет -2009 ± 2 м.

Группа пластов БС10 – БС11 – БС12

Пласты БС10, БС11 и БС12 представляют собой сложнопостроенные геологические образования, состоящие из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами. Наличие впоследних морской фауны позволяет отнести эти отложения к морским фациям, а характер литотипов и текстур определяет их генезис как мелководно-морской. В нижней части разреза объектов отмечается более мелкозернистый состав пород по отношению к вышезалегающим, что позволяет сделать вывод об их формировании в относительно глубоководном бассейне в большей удаленности от береговой линии. Глинистая перемычка между пластами БС10, БС11 и БС12 достигает мощности 6 – 16 м. Встречаются "врезы", где суммарные толщины песчаных пород пластов БС10-11 достигают 25 – 30 и более метров. Отмечаются участки, где характер распространения песчаных тел приобретает элементы клиноформенного залегания, песчаных баров. Выделить границы зональных интервалов (пластов) здесь можно условно. Геолого-статистический разрез приведен на рисунке 3.1.8. Все это создало гидродинамическую взаимосвязь между песчаными телами и сформировало единую залежь нефти в южной части месторождения, где встречаются все эти три пласта. Геологический разрез, характеризующий строение толщи пластов БС10, БС11, БС12, приведен в графическом приложении П.3,9, пластов БС10 и БС11.

Пласты БС10-11

Выявлено две залежи – основная и залежь района разведочной скважины №304.

Нефтенасыщенные толщины в пределах основной залежи изменяются от 0,5 (скв. №693) до 29 м (скв. №22). ВНК имеет наклон с севера (от -2280 м) на юг (до -2293 м). На севере и западе залежь контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли коллектор. С востока залежь ограничена зоной неколлектора(граф. прил. П.3.11, П.3.12).

Высота залежи достигает 105 м, ее размеры – 27,2х12,3 км, по типу пластово-сводовая, структурно-литологическая.

Часть юго-восточной площади пластов БС10-11, где поле нефтенасыщенных коллекторов от скв. №289Р распространилось далее на восток, полностью находится в пойменной зоне р.Обь и городской черте г.Сургута и имеет широтное простирание. Коллектора замещаются в северной и восточной частях залежи. В южном направлении поле нефтеносности распространяется на правобережную часть р.Обь и сливается с Южно-Сургутской залежью. Размеры Восточной залежи в пределах лицензионной границы составляют 4,5х11,0 км, тип залежи – структурно-литологический, ВНК обоснован на отметке -2332 м.

Залежь района скв. №304, расположенная в северо-восточной части площади, имеет более высокий уровень ВНК (-2255.6 м) по отношению к его отметкам на основной площади. Нефтенасыщенные толщины в залежи изменяются от 0,5 (скв. №706) до 4,0 м (скв. №682). Высота залежи – 41,0 м, ее размеры – 3,2х3,6 км, по типу – пластово-сводовая, структурно-литологическая. Более высокая отметка ВНК в этом районе может быть объяснена ухудшением коллекторских свойств и развитием зон неколлекторов по контуру залежи.

Несмотря на повсеместность развития пластов БС10-11, они не отличаются выдержанностью: общая толщина изменяется от 5,6 до 59,2 м, а эффективная – от 0,4 до 34,8м. Увеличение толщины песчаных тел зональных интервалов происходит с востока на запад с резким увеличением угла наклона поверхностей прослоев и последующим замещением коллекторов плотными разностями пород.

Толщина отдельных проницаемых прослоев изменяется также в широких пределах – от 0.2 до 14.6 м, средняя – 1.8 м. Наиболее высокие фильтрационно-емкостные свойства коллектора имеют в северо-западном районе, где нефтенасыщенные толщины достигают 15 – 18 м, и пласты сложены более мощными пропластками. В этом районе дебиты скважин максимальны. По направлению на юго-восток увеличивается расчлененность пласта, и породы полностью замещаются глинистыми разностями.

В таблице 3.1.6 приведены результаты изучения геологического строения и морфологической сложности по материалам ГИС пластов БС10-11, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.10. Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.26, коэффициент расчлененности – 4.5, пористости – 0.24, проницаемости – 122*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.55.

Пласт БС12

По пласту БС12 в результате структурных построений с использованием сейсмических данных и данных по пробуренным эксплуатационным скважинам уточнились границы зоны неколлектора, и была выявлена новая залежь в районе скважины №458 (участок 1). Залежь в районе скважины №289Р идентифицируется как участок 2. Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 12.2 м до 20 м, средняя – 15.7 м, эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 1.0 м (скв. №1579) до 9.5 м (скв. №418), нефтенасыщенная – от 1.0 м (скв. №1579) до 9.2 м (скв. №289Р), средняя: на участке 1 – 1.5 м, на участке 2 – 5.7 м (граф. прил. П.3.13).

С запада, севера и востока оба участка ограничены зоной неколлектора. ВНК в пределах участка 1 принят на отметке -2377.8 м(подошва последнего нефтенасыщенногопропласткаскв. №458), для участка 2 – на а.о. -2342.2 м (середина расстояния между подошвой нефти в скважине №516 и кровлей воды в скважине №418).

Высота залежи для участка 1 составила 16,8 м, на участке 2 – 15 м. Размеры залежей, приуроченных к участкам, – 1.2х0.5 км и 1.0х1.0 км, соответственно. Тип залежей – пластово-сводовый, структурно-литологический.

В таблице 3.1.7 приведены результаты изучения геологического строения и морфологической сложности по материалам ГИС, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.11. Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.28, расчлененности – 2, пористости – 0.21, проницаемости – 23*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.39.

Пласт ЮС1

На месторождении в пределах пласта ЮС1 выявлено две залежи в районе скважин №915Р и №67Р.

В первой залежи нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 4 скважинах (№915Р, 918Р, 2507 и 2014).

Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 9.1 м до 13.8 м, средняя – 10.8 м. Эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 0.6 (скв. №924Р) до 10 м (скв. №2053), нефтенасыщенная – от 2.5 (скв. №918Р) до 7.2 м (скв. №2012), средняя – 2.7 м (граф. прил. П.3.14, П.3.15).

ВНК по залежи 1 принят на отметке -2691 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине №915Р). Залежь по типу – пластово-сводовая. Размеры – 1х1.2 км, высота залежи – 26.0 м.

Залежь в районе скважины №67Р, входившая ранее в состав Восточно-Сургутского месторождения, не разбуривалась, представление о модели оставлено в прежнем, утвержденном ГКЗ, варианте.

Нефтенасыщенный коллектор вскрыт до отметки -2704.9 м. Скважина не испытывалась. Нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, составляет 4.0 м. ВНК по залежи принят условно на отметке -2704.9 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине №67Р).

Залежь по типу пластово-сводовая. Размеры – 2.9х1 км, высота залежи – 13.4 м.

В таблице 3.1.8 приведены результаты изучения геологического строения и морфологической сложности пласта ЮС1 по ГИС, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.12. Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.36, расчлененности – 3, пористости – 0.18, проницаемости – 21*10-3 мкм2, насыщенность в пределах категории С1 – 0.44.

Горизонт ЮС2

Залежь горизонта ЮС2имеет региональный характер распространения. В северо-западной части площади коллектора пласта ЮС2 замещены (скв. №928Р). В пяти скважинах (№1298, 700, 1243, 931Р, 929Р), расположенных к западу от литологического барьера, вскрыты водонасыщенные с кровли коллектора. На остальной части Западно-Сургутского месторождения скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы пласт.

Общая толщина пласта изменяется от 5.6 м до 33.7 м, средняя – 13.4 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в диапазоне от 0.8 (скв. №563) до 14.2 м (скв. №2552), средняя – 3.6 м.

Наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенного интервала пласта ЮС2 зафиксирована в южной части – в скважине №4009 (-2828.4 м), а наиболее высокая в сводовой части структуры, район скважины №2554 (-2623.8 м), т.е. высота залежи более 200 м (граф. прил. П.3.16, П.3.17).

Залежь литолого-стратиграфическая. Размеры залежи в пределах Западно-Сургутского лицензионного участка составляют 11.8х12.9 км.

В таблице 3.1.9 приведены результаты изучения геологического строения и морфологической сложности пласта по ГИС, карта нефтенасыщенности – на рис. 3.1.13. Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.27, расчлененности – 3.2, пористости – 0.15, проницаемости – 12*10-3 мкм2, насыщенности – 0.57.

Совмещенная схема расположения всех залежей нефти Западно-Сургутского месторождения приведена в графическом приложении П.3.18.


Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...