Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Продуктивные пласты






Продуктивные пласты характеризуются неоднородностью. Под неоднородностью понимается изменчивость в пространстве и времени геолого-физических характеристик: проницаемости, пористости и мощности, а также свойств насыщающих поровое пространство жидкостей - вязкости, плотности и сжимаемости. Математически неоднородность выражается в том, что распределение того или иного параметра нефтяного пласта является некоторой детерминированной или случайной функцией пространственных координат и в общем случае давления и времени.

Промышленная нефтеносность приурочена к пластам БС 8, БС19,

БС110, БС210, БС310; нижнемелового возраста БС 20 (агимовской толщи) и ЮС Юрского возраста (ЮС 1 и ЮС 2). Залежь пласта БС 8 развита на всей площади месторождения, вскрыта на глубине 2569-2639 м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0, 8 до 4, 6 м. Водо-нефтеносный контакт по данным разведочных и эксплуатационных скважин принят на абсолютной отметке 2485 м. Залежь пласта – сводовая с локальными зонами замещение коллекторов глинисто – алевролитовыми разностями. Размер залежи 14*7, 5 км и высота 18 м. В центральной части залежи выделяется зона, где коллектора ввиду их сильной глинизации, имеют неясную характеристику насыщения. Нефтеносность пласта 1БС9 доказана только в северо-западной части месторождения, и представляет из себя алевролито песчаную линзу, залегающую в толще глинистых породах, меньшая заглинизированность, чем у БС8. Нефтенасыщенная толщина пласта 2, 8-4, 0 м. ВНК на отметке 2550, 4 м. Залежь небольшая, литологически экранированная, размеры: 5*4, 5 км, высота 7, 1 м.

Продуктивный пласт БС110 является одним из основных объектов разработки Крайнего месторождения. Пласт вскрыт на глубине 2650, 8-2730, 4 м и представлен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

 

 

В целом для пласта характерны низкая нефтенасыщенность и ухудшение коллекторских свойств от перефирии к центру. Нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0, 8-7, 4 м. ВНК залежи по данным разведочных скважин проводится на отметке 2565±1, 3 м. Залежь пластовая сводовая с небольшими зонами замещения, размер 13´ 7 км, высота 15 м. Площадь нефтеносности увеличивается на западе, уменьшается на востоке.

Пласт БС210, вскрыт всеми пробуренными скважинами на глубинах 2684-2756 м, является основным объектом разработки (рис. 1.2). ГДЕ ОН? От вышележащего пласта БС110 отделяется выдержанным глубинистом разделом толщиной 12-15 м. Представлен пласт переслаивающихся алевролитово-песчанистых пород с глинами, количество прослоев в пласте изменяется 1-4, а в большинстве составляет два. От ниже лежащего пласта БС 310 отделяется глинистым разделом толщиной 0, 8-3 м (иногда больше 5 м). Эти пласты гидродинамически связаны между собой и имеют единый контур ВНК-2595 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются 0, 6-7, 2 м. В центре залежи прослеживается зона с ухудшенными коллекторскими свойствами (L пс 0, 3-0, 4; нефтенасыщенная толщина 1, 2 м). Залежь пластовая сводовая с литологическим экраном на востоке, размеры 13× 10 км, высота 19, 5 м. Пласт 3БС10 развит по всей площади месторождения. Толщина колеблется 7, 2-28 м. Залежь, разбуренная эксплуатационной сеткой, в районе 63 и 66 разведки небольшая, нефтенасыщение толщи 1-4 м, размеры 3× 5, 5, высота 7 м. По типу массивная с большой толщей (более 20 м подстилающей воды).

По материалам разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших юрские и ачимовские отложения на Крайнем месторождении, геологической службой проведен анализ геологического строения залежей ачимовской свиты и юрских отложений.

 

 

 

Коллектора ачимовской свиты имеют сложное строение, тип залежей – пластовые, литологически экранированные. Наибольший интерес представляет пласт БС20 с эффективной мощностью до 25 м. Испытывался пласт только в скважине 58Р, где получен промышленный приток нефти в объеме 22 м3/сут. Пласт имеет сложное геологическое строение, невыдержанность, по мощности и по сложности. Юрский горизонт представлен двумя продуктивными залежами: Ю1 и Ю2. Залежь пласта Ю1 относится к типу пластовых сводовых, частично литологически экранированная. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3 м (скважина 55Р) до 8 м (скважина 81Р). ВНК по результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин не вскрыт. Залежь пласта Ю1 испытана в 15 разведочных и в 4 эксплуатационных скважинах. Максимальный дебит получен по скважине 81Р в объеме 5, 1 м3/сут безводной нефти. По предложению геологической службы ТПДН в отчетном году по Крайнему месторождению на пласт Ю1 введены с ГРП в пробную эксплуатацию 2 скважины: № 6003, 6007. Скважина № 6003 введена с дебитом 13т/сут безводной нефти в фонтанирующем режиме. Скважина № 6007 введена с дебитом 34т/сут безводной нефти в фонтанирующем режиме. Залежь пласта Ю2 относится к типу пластовых сводовых, делится на 3 литологически обособленные пачки коллекторов с небольшими (2-4 м) глинистыми перемычками. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3 м (скважина 2Р) до 10 м (скважина 52Р) ВНК принят на абсолютной отметке 3065 м. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 15x15 км, высота залежи – 40 м.

 

Поделиться с друзьями:

mylektsii.su - Мои Лекции - 2015-2024 год. (0.008 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал