А по категории c 5∙10 - davaiknam.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
Правила творческой категории 1 13.25kb.
Лилия мироненко 1 24.3kb.
Исследование качества воды в сельской местности. Актуальность 1 74.92kb.
Правила для судей (Кодекс). Поведение судьи в целом 1 86.18kb.
Должностная инструкция киномеханика I категории 1 43.02kb.
«Белки органические биополимеры» ( интегрированный урок биология-химия) 1 124.5kb.
Инструкция по эксплуатации информация по безопасности 1 113.05kb.
Тема №14 Философские категории как отражение универсальных связей... 1 27.27kb.
Программа подготовки водителей транспортных средств категории "B"... 4 711.27kb.
Сельского поселения «Ыб» Н. В. Форосенко должностная инструкция специалиста... 1 46.73kb.
Технические характеристики мегомметра Fluke 1577 1 48.17kb.
Категории специфика мыслительной деятельности человека 4 688.07kb.
Геология и нефтеносность фундамента шельфа южного вьетнама 1 201.84kb.
Направления изучения представлений о справедливости 1 202.17kb.

А по категории c 5∙10 - страница №1/20

ВВедение
Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привёл к значительным изменениям в геолого-технологических условиях строительства и эксплуатации скважин.

Западно-Сибирский нефтегазоносный комплекс занимал и сегодня занимает одно из ведущих мест в добычи нефти и газа. Так, только запасы газа в отложениях сеномана Большого Уренгоя составляют по категории B более 3∙106 млн. м3, а по категории C – 5∙106 млн. м3. Большие перспективы связывают с освоением и разработкой коллекторов Ачимовской и Тюменской свит, запасы которых превышают запасы сеноманского и неокомского комплексов вместе взятых.

Тем не менее, доля “старых”, разрабатываемых сегодня месторождений в структуре топливно-энергетического баланса страны занимает не последнее место. В месте с тем отмечается увеличение трудноизвлекаемых запасов – по Башкортостану и Татарстану до 80%, от остаточных извлекаемых, около 50 % по Западной Сибири. Снижаются дебиты скважин – у каждой второй скважины коллекторные свойства снижены вдвое, у каждой десятой примерно на 90 %. Скважины производительностью 2-3 т./сут. Работают на грани рентабельности.

По газовым месторождениям картина не лучше. Выработка запасов, например на Медвежьем газоконденсатном месторождении составляет 77%, пластовое давление снизилось с 11,7 МПа до 3 МПа и ниже.

Истощение активных запасов углеводородов на разрабатываемых месторождениях, сложность геолого-технологических условий освоения вновь-вводимых в разработку залежей требует постоянного совершенствования и создания новых технологий, технических средств с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного объекта.

Реализация изложенного невозможно без выявления причинно-следственных связей между параметрами процесса бурения скважины и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) вскрываемых продуктивных пластов. Многочисленными исследованиями Российских и зарубежных учёных (О.К. Ангелопуло, Б.А. Андерсон, Г.А. Бабалян, В.С. Баранов, В.Д. Городнов, Т.С. Кисельман, Э.К. Кистер, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, Н.И. Крысин, Я.М. Курбанов, М.И. Липкес, У.Д. Мамаджанов, В.И. Матицин, В.П. Овчинников, А.И. Пеньков, В.Н. Поляков, П.А. Ребиндер, В.И. Рябченко, Р.И. Шищенко, L. Astrell, R. Churchwell, F. Darwies, D. Gramer, A. Hinds, G. Webstrer, P. Zimmerman и другие) установлено, что наиболее значимо влияние на ФЕС коллекторов, представленных тиррегенными отложениями с большим содержанием глинистых включений оказывает тип применяемой промывочной жидкости и показатели её физико-механических свойств.

Созданы и широко внедрены буровые растворы различных типов, с различными соотношениями и видами добавок, реагентов и т.д. Несмотря на это проблема обеспечения качества вскрытия продуктивных пластов и сегодня остаётся актуальной. Фактическая производительность скважин не отвечает потенциальным возможностям пласта, увеличивается число используемых методов интенсификации притока пластового флюида в скважину.

Учитывая изложенное, в данной монографии сделана попытка обобщить результаты имеющихся исследований, в том числе и собственных, представить их широкому кругу исследователей, предложить производственным организациям новые виды промывочных жидкостей, их рецептуры. Их внедрение способствует обеспечению максимально возможной сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением продуктивных пластов и в конечном итоге повышению добывных возможностей скважин.


1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных горизонтов Уренгойской группы месторождений ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Условия залегания и физико-механические свойства продуктивных пластов
Уренгойский нефтегазовый район является одним из крупных и наиболее изученных нефтегазовых регионов севера Тюменской области. Возрастной диапазон достаточно широк, промышленные скопления углеводородов обнаружены в отложениях от сеномана до средней юры включительно.

Имеющиеся геолого-физические материалы дают возможность для выделения в разрезе ряда нефтегазоносных комплексов, отличающихся глубиной залегания, характером распределения пластовых давлений, соотношением залежей в разрезе, их генезисом, характером насыщения и наличием выдержанных флюидоупоров, разделяющих выделенные комплексы.

В разрезе платформенного чехла выделяются следующие перспективные нефтегазоносные комплексы: нижне-среднеюрский, неокомский, сеноманский.

На сегодня интересы производственных организаций ОАО “Уренгойгаздобыча”,“Ямбурггазодобыча”,“Роспанинтернешнл” и других большей своей частью связаны с освоением сеноманского, нижне-среднеюрского и неокомского комплексов.



Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Месторождениями, где вскрыты нижнее-среднеюрские отложения, являются Ен-Яхинское, Уренгойское, Юбилейное, Западно-Табъяхинская, Табъяха-Таркинская, Восточно-Медвежья площади [1].

На всех площадях при вскрытии этого комплекса получены прямые признаки их высокой перспективности в отношении нефтегазоносности, а на ряде площадей открыты даже залежи углеводородов (Уренгойское, Юбилейное, Береговое, Тазовское месторождения).

Комплекс представлен преимущественно континентальными отложениями береговой, ягельной, котухинской и тюменской свит. Образования комплекса характеризуются большой литологической изменчивостью, как по площади, так и по разрезу, породы-коллекторы обладают весьма низкими фильтрационно-емкостными свойствами.



Нижнеюрские отложения более “мористые”, чем среднеюрские и пласты песчаников в них более выдержанные по площади. Они примыкают к выступам фундамента с выклиниванием. Углеводороды залегают в трещиновато-поровом фундаменте. Имеют слабо выясненные закономерности распространения и тенденцию к ухудшению коллекторских свойств с глубиной.

К среднеюрским отложениям приурочены тюменская, васюганская и георгиевская свиты. Тюменская свита представлена чередованием песчаников, крепко сцементированных алевролитов и плотных аргиллитов. Для пород характерно обилие обугленных растительных остатков, часто наблюдается сидеризация, встречаются включения пирита. В основании свиты залегают брегчии, конгломераты, гравеллиты. Георгиевская свита, сложенная темно-серыми, почти черными глинами, слабо алевролитистыми с включениями глауконита. Васюганская свита представлена, главным образом, глинистыми и глинисто-алевролитовыми породами с редкими маломощными, не выдержанными по площади песчано-алевролитовыми пластами. Глины – от темно-серых до черных, алевритистые, слюдистые с включениями сидерита, плотные, крепкие.

Верхнеюрские нефтегазоносные пласты относительно просты по строению и характеризуются устойчивостью глинистой покрышки Кембридж-берриасовского возраста (до 200 м). Западная литологическая граница характеризуется исчезновением пласта из разреза за счёт полной глинизации и замещения васюганской свиты на абалакскую.

В пределах Уренгойского и Ямбурского нефтегазоносных районов основные залежи углеводородов приурочены к верхней части тюменской свиты, где повсеместно выделяют пласт ЮГ2 и менее выдержанный пласт ЮГ3, сходный с ним по литологическому и геологическому строению.

Так на Уренгойском месторождении выявлены три залежи в пластах ЮГ2 и ЮГ3. Глубины залегания от 3657 до 4004 м. Пластовое давление от 58,4 до 70,4 МПа, температура от 108 оС до 112 оС. Залежь ЮГ3 литологическая, расположена на западном склоне Уренгойского вала в районе седловины между Центрально-Уренгойским и Северо-Уренгойским куполовидными поднятиями. Дебиты нефти от 6,6 до 35,3 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина 9,4-25,0 м, пористость 14 %.

Промышленная нефтегазоносность пласта ЮГ2 на Уренгойском месторождении доказана в пределах Центрально-Уренгойского и Уренгойского поднятий. Пласт состоит из трёх разобщённых линзовидных тел, каждый из которых содержит самостоятельную залежь. Залежи приурочены к сводной части поднятий. Дебиты газа сепарации изменяются от 0,7 до 45,39 тыс. м3/сут, конденсата от 1,01 до 13,46 м3/сут, нефти от 0,172 до 23,3 м3/сут. Пористость – 14-16 %, эффективные толщины изменяются от 3 до 15 м. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности, достигающим 1,8.

Нефти из верхней части тюменской свиты малосернистые, малосмолистые ( смол силикагелиевых не более 2 %, асфальтены отсутствуют), высокопарафиные (более 6 %). Потенциальное содержание фракция, выкипающих при температуре 200 оС и 350 оС, составляет 45,8 % и 74,6 %, соответственно.

На Юбилейном месторождении при испытании скважины № 1001 из интервала 3442-3458 м, в пласте ЮГ2 открыта нефтяная залежь, получен фонтан нефти дебитом 13,16 м3/сут.

На ближайших площадях Западно-Табъяхинской, Восточно-Медвежьем, Ен-Яхинском месторождении, при испытании отложений тюменской свиты получены признаки нефтегазоносности в виде газопроявлений и пленок нефти. Покрышкой комплекса служат глинистые отложения абалакской и баженовской свит. На площадях, по данным сейсморазведочных работ, выделена “рукавообразная” зона, характеризующаяся аномальным поведением сейсмической записи, вероятно, соответствующая эрозионным палеорезам, представленными глинисто-углисто-песчаными образованиями палеорусел. Учитывая структурный фактор, предположена наличие двух залежей в отложениях тюменской свиты – в районе скважины №1, и в юго-восточной части песцового поднятия. Предполагаемые залежи – структурно-литологические, по насыщению – нефтяные. Перспективные ресурсы нефти – 7,7 млн. т.

В пределах Надымской, Нижнее-Обской, Часельской зон породы коллектора также относятся к трещиновато-поровому типу. Существование поровых коллекторов маловероятно из-за значительных глубин залегания пластов и сильного уплотнения пород. Породы-коллекторы отличаются большой литологической изменчивостью и обладают очень низким ФЕС. Пористость изменяется в пределах от 6 % до 18 %, проницаемость от 0,1 до 70.10-3 мкм2.

На Новопортовском месторождении открыты газоконденсатные залежи в пластах ЮГ21 и ЮГ22, глубина залегания 1950-2070 м. Дебиты изменяются от 42,6 до 117 тыс. м3/сут. Получены притоки нефти дебитом от 2,2 до 38,3 м3/сут. Залежь пласта ЮГ3 вскрыта на глубинах 1951-2111м. Получен приток нефти дебитом от 3,6 до 14 м3/сут. Залежь газоконденсатонефтяная. Пласты представлены песчаниками и алевролитами пористостью от 10 % до 20 %, проницаемостью от 2 до 65.10-3 мкм2.Пластовое давление изменяется от 19,9 до 21,1 МПа, температура от 61 оС до 64 оС. Залежь пласта ЮТ4 вскрыта на глубине 1989-2088 м. Залежь газоконденсатонефтяная. Приток газа дебитом от 30 до 100 тыс. м3/сут, нефти дебитом от 0,9 до 22,6 м3/сут. Пластовое давление изменяется от 21,3 до 26,5 МПа, температура от 66 оС до 68 оС. Залежь пласта ЮТ5 газоконденсатонефтяная расположена на глубине 2060-2116 м. Установлен приток газа дебитом от 112,6 тыс. м3/сут и нефти дебитом от 0,9 м3/сут. Пластовое давление изменяется от 20,4 до 26,0 МПа, температура от 62 оС до 68 оС. Пласты ЮТ4 и ЮТ5 сложены песчаниками и алевролитами с низким ФЕС. Пористость изменяется от 10 % до 15 %, проницаемостью от 5 до 10.10-3 мкм2. Газоконденсатная залежь открыта и в отложениях нижней юры. Притоки газа составляют от 26,7 до 138,8 тыс. м3/сут. Пластовое давление 25,5 МПа, температура 79 оС.

На Тазовском месторождении газоконденсатная залежь открыта в пласте ЮТ2-5 (средняя юра). Интервал залегания 3701-3817 м. Дебит газа составил 16,5 тыс. м3/сут, пластовое давление 43 МПа, температура 98 оС.

В юрском комплексе Бованенковского месторождения установлены залежи в Малышевском (ЮТ2;ЮТ3), вымском (ЮТ6;ЮТ7) и джангодском (ЮТ12) горизонтах. Проницаемые пласты характеризуются сложным строением, значительной литологической неоднородностью, низким ФЕС. Все залежи имеют аномально-высокие пластовые давления. В частности, залежи пласта ЮТ2 вскрыты на глубине от 2500 до 2880 м. Пласт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Дебиты газа составили от 24,5 до 39,1 тыс. м3/сут, конденсата от 6,72 до 11,6 м3/сут, пластовое давление 42,2 МПа, температура порядка 94 оС. Залежи плата ЮТ3 вскрыты на глубине 2520-2825 м. Дебиты газа изменяются от 210,4 до 407,3 тыс. м3/сут, пластовое давление от 43,4 до 48,3 МПа, температура от 96 оС до 105 оС.

Общая толщина пласта ЮТ7 от 5 до 30 м. Залежь пластовая, сводовая. Глубина залегания – 2937-3000 м. Дебиты газа изменяются от 149,6 до 165,6 тыс. м3/сут. Пластовое давление 48,2 МПа, температура 110 оС. Залежь пласта ЮТ12 установлена в интервале 3180-3200 м. Дебит газа составил 76,9 тыс. м3/сут. Пластовое давление 49,1 МПа, температура 110 оС.

Притоки газа, конденсата, нефти были получены и на Ен-Яхинском месторождении из отложений тюменской свиты. Интервалы залегания – от 3848 до 5390 м. Дебит газа составил 2,3 тыс. м3/сут. Пластовое давление от 66,4 до 86,7 МПа температура от 110 оС до 148 оС.

Таким образом при проведении работ по вскрытию нижнее- и среднеюрских отложений выявлено повсеместное наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД), которые выделяются с глубины около 2000 м. и охватывают отложения нижнего мела, верхней, средней и нижней юры. Максимальные коэффициенты аномальности наблюдаются в интервалах залегания баженовской, абалакской свит, а также подстилающих их отложениях. Максимальная величина пластового давления 86,7 МПа зарегистрирована в отложениях тюменской свиты Ен-Яхинского месторождения, в скважине 561, интервал 5200-5247 м.


Неокомский нефтегазоносный комплекс

Является основным объектом поиска и разведки залежей углеводородов на севере Западной Сибири. По характерным особенностям геологического строения комплекс делится на два подкомплекса: верхний, содержащий пластово-сводовые залежи в шельфовых пластах группы БУ80 – БУ11 и структурно-литологические, литологические залежи в пластах склоновой формации БУ12 – БУ18, и нижний, объединяющий сложнопостроенные алеврито-песчаные линзы ачимовской толщи.


Нижний подкомплекс

Ачимовские отложения представлены переслаиванием пачек аргиллитов и алевролитов, среди которых выделяются песчано-алевритовые тела, достигающие по толщине десятки метров. Песчаные тела имеют обычно линзовидный характер и залегают в основании сортымской свиты.

Ачимовский нефтегазоносный комплекс в настоящее время является главным объектом исследований на севере Тюменской области. О наличии полезных углеводородов в ачимовских отложениях стало известно лишь в 1998-1999 годах, когда при открытии Северо-Самбургского нефтяного месторождения был получен приток нефти с глубины 4000м [1].

Наиболее концентрированный многопластовый, чечевицеобразный тип ачимовской толщи сформировался в глубоководной Уренгойской котловине. Этот тип, являясь наиболее продуктивным, соединил в одну огромнейшую полосу месторождения ачимовской толщи берриас-нижневаланжинского пакета [2].

Ачимовская толща в стратиграфическом диапазоне тяготеет к низам глинистых свит или их аналогов, залегающих на баженовской свите. Общими условиями осадконакопления ачимовской толщи явилось открытое море, постоянно расширяющийся морской бассейн с регрессивной тенденцией вдоль Енисея и мощным воздыманием восток-юго-восточного обрамления, включая Забайкалье. Так по типам разрезов и текстурным особенностям ачимовской толщи в пределах морского бассейна выделяют три крупные области осадконакопления: внешняя – мелководная, внутренняя – глубоководная, с глинистыми фациями и внутренняя – турбидитная. Глубина баженовского моря и воздымание восточного дальнего обрамления предопределило формирование ачимовских песчаников на фоне его дальнейшего углубления. При этом в Уренгойской котловине сконцентрировались наибольшее число песчаников с чечевицеобразным залеганием [3].

Ачимовские отложения характеризуются сложной морфологией коллекторов внутри песчаных тел. Неоднородность песчаного тела, а соответственно, и распределение коллекторов внутри него, обусловлены особенностями вторичных процессов. Вторичные процессы в ачимовских песчаниках обладают специфическими чертами. Из всех продуктивных пород Западной Сибири ачимовские песчаники имеют самый малый размер обломочного материала, в среднем 0,13 мм. В составе цемента песчаника присутствуют зеленоватые выделения слоистых силикатов. Слоистые силикаты представлены железистыми хлоритами с примесью гидрослюд. Тип цементизации плёночный и порово-плёночный. Пленки прерывисты и изменчивы по толщине, но часто полностью окаймляют обломочные зерна. Пленки оказывают дополнительное аммортизирующее действие на уплотнение песчаника.

Ачимовские песчаники содержат большое количество карбонатов, средневзвешенное количество которых составляет 11 %. Карбонаты представлены кальцитом, доломитом, иногда сидеритом. В богатых карбонатами породах соотношение кальцита и доломита оставляет 2:1. При мощности песчаных тел менее 10 м, интенсивная карбонизация часто захватывает весь пласт. В особенности это отмечается в участках ачимовских пластов, которые непосредственно контактирует с богатым органическим веществом – баженовскими отложениями. Внутри дифференцированных пластов, породы богатые карбонатами, распределяются неравномерно. Наиболее сильно карбонизированы верхняя и нижняя часть пласта, но богатые карбонатами разности могут встречаться и в любой части пласта. Образование карбонатов полностью связано с вторичными процессами. Они не являются результатом перекристаллизации обломков фауны, так как ачимовские пески, из-за многократного переотложения, таких обломков не содержат. Главным фактором интенсивной карбонизации является залегание песчаных тел внутри, намного превосходящих их по мощности, глинистой толщи. Существенный вклад в образование карбонатов вносит СО2 из баженовских свит, абалакских, тюменских отложений, а также пород фундамента. С карбонизацией ачимовских песчаников связана их трещиноватость. Микротрещины (секущие и согласные) встречаются в любых карбонизированных песчаниках [4].

Промышленная нефтегазоностность ачимовской толщи связана в основном с трещинопоровыми коллекторами и вторичными коллекторами порового типа, которые также приурочены к зонам развития трещинопоровых коллекторов.

Выделяются четыре линзы, содержащие промышленные залежи углеводородов. Наиболее крупным резервуаром, в пределах Уренгойского месторождения, содержащим основной объём запасов углеводородов является пласт Ач3-4, имеющий размеры 100 х 28 км и достигающий максимальной толщины порядка 50 м. Он прослеживается в сводовой части всего Центрально-Уренгойского локального поднятия, а также охватывает часть Восточно-Уренгойского поднятия и западный склон Ево-Яхинского локального поднятия. Выше по разрезу залегают пласты Ач1 и Ач2. Они уступают по размеру пластам Ач3-4 и Ач5 и распространены только на западном склоне Северо-Уренгойского поднятия. К востоку, в районе Восточного-Уренгойского поднятия, появляются пласты Ач6 и Ач60. Все залежи ачимовской толщи характеризуются аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности до 1,7.

Дебиты газа сепарации от нескольких десятков до сотен тысяч м3/сут. Потенциальное содержание конденсата 250-500 г/м3. Замеренные пластовые температуры составляют 99-110 оС.

При испытании отложений ачимовской толщи получены признаки нефтегазоносности в виде газопроявлений и пленок нефти на ближайших площадях и месторождениях: Западно-Табъяхинской, Восточно-Медвежьей, Ен-Яхинском, Юбилейном.

Оценка перспективных ресурсов по залежам ачимовской толщи составляет: газа – 471,3 млрд. м3, конденсата – 94 млн. т.


Верхний подкомплекс объединяет преимущественно морские песчано-алевролито-глинистые отложения сортымской и тангаловской свит. По особенностям строения отложения существенно отличаются от выше и нижезалегающих, изменчивостью как снизу вверх, так и по латерали. В нижней части подкомплекс сложен преимущественно глинистыми породами с редкими пластами песчано-алевритовых образований, в верхней части представлен ритмичным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород, причём вверх по разрезу происходит улучшение фильтрационно-ёмкостных свойств пород.

Коллекторами являются песчаники полимиктовые, полевошпато-кварцевые, мелко- и среднезернистые, часто с карбонатным цементом с прослоями глинистого известняка и углей толщиной до 0,25 м и алевролитов. Последние – (преимущественно аркозового состава) разнозернистые с цементом каолинито-гидрослюдисто-хлоритового состава, плёночного и порового типов.

Малопроницаемые пропластки представлены аргиллитами монтмориллонит-гидрослюдистого состава, глинистыми алевролитами, глинами алевритистыми, реже известняками и сидеритизированными аргиллитами.

Характерными чертами продуктивных пластов подкомплекса являются: низкие коллекторские свойства пород, слагающих разрез и большая степень их изменчивости; значительная литологическая неоднородность пластов; разная, но в целом невысокая их продуктивность; существенное содержание конденсата в пластовом газе и наличие промышленных запасов нефти в отрочках ряда газоконденсатных залежей.

В отложениях верхнего подкомплекса, например, на Песцовом месторождении, залежи углеводородов выявлены в двух песчано-глинистых горизонтах БУ8-9 и БУ10-11, являющихся регионально продуктивными в Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Пласт БУ10 имеет неповсеместное распространение. Пласт изменчив по площади. Эффективные толщины изменяются от 1,4 м до 12,0 м и наибольшие их значения характерны для юго-восточной части площади. Граница зоны распространения коллекторов установлена в южной части, в северной части её положение принимается условно, с учётом общей закономерности глинизации неокомских продуктивных пластов в западном направлении.

В пределах зон развития коллекторов в результате бурения и испытания установлены скопления углеводородов на двух участках.

В юго-западной части при опробовании скважины № 29 получен незначительный приток газа дебитом 6,6 тыс. м3/сут через штуцер Ø 8,1 мм.

В северо-восточной части площади промышленная газоносность доказана испытанием скважин №№ 20, 25, при опробовании которых получены притоки газа с конденсатом дебитами 138,82 тыс. м3/сут и 222,68 тыс. м3/сут на штуцерах Ø 12 мм и 14 мм. Суммарные газонасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 1,4-5,0 м. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. Газоводяной контакт (ГВК) принят условно на отметке минус 3150,9 м, соответствующей подошве коллекторов в скважине № 25. Размеры составляют 9 х 15 км, мощность 85м.

Пласт БУ101 в разрезе расположен в пределах мощной глинистой пачки разделяющей пласты горизонта БУ8-9 от пласта БУ102. В песчаных фациях пласт имеет весьма ограниченное распространение. Характерным является повышенное пластовое давление, превышающее на 10% гидростатическое. В пределах развития коллекторов в северной и юго-восточной частях площади установлены две залежи:

- северная залежь вскрыта двумя скважинами (№№ 14, 20). При опробовании получены притоки нефти дебитом от 33,1 м3/сут до 46 м3/сут через штуцер Ø 6 мм. Толщины нефтенасыщенных коллекторов незначительны и составляют 1,2-1,4 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. Водонефтяной контакт (ВНК) принят условно на отметке минус 3122,7 м по подошве нефтенасыщенных пород по данным каротажа и испытания коллекторов в скважине № 20. Размеры составляют 3,5 х 7 км.

- южная залежь связана с заливообразной зоной развития коллекторов, граница которой устанавливается достаточно надёжно. Получены притоки газа с конденсатом дебитами 60,8 тыс. м3/сут и 142,16 тыс. м3/сут через штуцера Ø 6 мм и 14 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят на отметке минус 3177,2 м, соответствующей подошве газонасыщенных пород (по испытанию коллекторов в скважине № 28). Размеры 8 х 14 км, мощность 125 м.

Пласт БУ92 является основным (по запасам) объектом. Он обладает наибольшими эффективными толщинами (до 15 м в скважине №25) по сравнению с выше и нижезалегающими продуктивными пластами, характеризуется более обширной площадью распространения коллекторов. В результате бурения и испытания скважин установлено, что залежь имеет нефтяную оторочку, имеющую промышленное значения. Дебит газа с конденсатом от 173,4 тыс. м3/сут до 334,5 тыс. м3/сут через штуцер Ø 14 мм. Фонтанирующее притоки безводной нефти составляют от 28 м3/сут до 113 м3/сут на штуцерах Ø 8-10 мм.

Положение ГНК устанавливается по данным испытаний скважин №№ 10, 14, 11 и принят по подошве опробованных газонасыщенных коллекторов в скважине № 11 на отметке минус 3008,4 м.

Положение ВНК определялось по данным испытания и каротажа. По данным каротажа наиболее низкое положение нефтенасыщенния коллекторов установлено в восточной и северо-восточной частях площади, в которых пласт насыщен до подошвы, соответственно до отметок минус (3051,3 ­– 3060,0) м. Нефтеносность пласта доказана результатами испытания скважины № 25, где с абс. отм. минус 3050 – 3059 м с получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 29,5 м3/сут. В северной части залежи ВНК, по данным ГИС, устанавливается в интервале отметок минус 3040,3 – 3041,5 м. Данными испытания охарактеризован интервал минус 3032,9 – 3039,9 м, где получен фонтанирующий приток безводной нефти. На юге площади положение контакта принимается на отметке минус 3043,8 м, соответствующей кровле водоносных пластов (по испытанию коллекторов в скважине №12). Таким образом, в северной и южной частях залежи, примыкающей к зоне глинизации пласта, положение ВНК принимается на отметках минус 3040,3м и минус 3043,8 м, понижаясь в восточной и северо-восточной части до минус 3060 м. Наклон контакта составляет 20 м.

Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 м до 13,4 м, газонасыщенные толщины изменяются в пределах 1,0 – 13,4 м. Объём нефтенасыщенных пород составляет 42 % от суммарного объёма продуктивных пород залежи.

Залежь пласта газоконденсатная с нефтяной оторочкой, структурно-литологического типа. Размеры - 15 х 25 км, высота 115 м.

Пласт БУ91 имеет неповсеместное распространение. Отсутствие коллекторов отмечается в западной части площади.

Зона распространения коллекторов разделяется на два участка, в пределах которых выделяется две самостоятельные залежи:

- залежь в районе скважины № 20 вскрыта одной скважиной, при испытании получен приток газоконденсата дебитом 112,3 тыс. м3/сут на штуцере Ø 10 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят на отметке минус 3022,7 м, соответствующей подошве продуктивных коллекторов. Размеры - 1,5 х 4 км, высота 20 м.

- основная залежь. Получены притоки нефти от непереливающих в скважине № 19 до фонтанирующих в скважинах №№ 7, 10, 17, с дебитами до 67,2 м3/сут через штуцер Ø 10 мм. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 3,8 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. Положение ВНК принято на отметках минус (3031 – 3039,8) м, с погружением в восточном направлении. Размеры залежи 7 х 24 км, высота 106 м.

Пласт БУ83 в песчаных фациях развит в центральной части площади и прослеживается в виде узкой, линейно вытянутой зоны в восточном направлении. Для пласта характерны небольшие эффективные толщины от 0,6 м до 2,8 м. В структурном отношении зона развития коллекторов приурочена к сводовой, северной и восточной присводовым частям структуры. Залежь пласта БУ8 установлена в сводовой части. При испытании в скважине № 3 получен приток газа с конденсатом дебитом 46,27 тыс. м3/сут на штуцере Ø 6 мм. Залежь пласта газоконденсатная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. ГВК принят по подошве продуктивных коллекторов в скважине № 4 на отметке минус 2964,9 м. Размеры залежи составляют 7 х 10 км, высота 22 м.

Пласт БУ82 в песчаных фациях имеет весьма ограниченное распространение. К зонам развития коллекторов приурочены три структурно-литологические залежи:

- залежь в районе скважины № 7 приурочена к юго-восточному крылу структуры. В северной и западной прилегающих частях, по восстанию пласта залежь экранируется зоной глинизации. При опробовании скважины № 7 получен фонтан газоконденсата дебитом 50,4 тыс. м3/сут на штуцере Ø 8 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят условно на отметке минус 3013,1 м, соответствующей подошве газонасыщенных по каротажу и испытанию коллекторов. Размеры - 2 х 10 км, высота 50 м. В северо-восточной части площади пласт БУ82 в песчаных фациях вскрыт в скважинах №№ 17, 25, 10, 20, 24. Граница этой зоны в южном и западном направлениях проводится достаточно уверенно. Анализ результатов испытания в пределах этой зоны показывает, что четкая дифференциация углеводородов различного фазового состояния по высоте отсутствует. В то же время наблюдается площадная зональность, обусловленная литологическим фактором.

- залежь в районе скважин № 10, 17. При их опробовании получены притоки нефти дебитами, соответственно 125 м3/сут на штуцере Ø 10 мм и 6,1 м3/сут при динамическом уровне жидкости в скважине Нср.д.=1378 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. ВНК условно принят на отметке минус 3015,6 м, соответствующей подошве коллекторов. Размеры 6,5 х 8 км, толщина 65 м.

- залежь в районе скважины № 20. При испытании получен фонтан газа с конденсатом дебитом 105,48 тыс. м3/сут через штуцер Ø 12 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят условно на отметке минус 3003,5 м по подошву газонасыщенных коллекторов. Размеры составляют 2 х 3,5 км, толщина 30 м.

На Песцовом месторождении в пластах БУ82, БУ83,БУ91,БУ92,БУ101,БУ10 выявлено 10 залежей с доказанной промышленной значимостью. По фазовому состоянию залежи газоконденсатные, нефтяные и нефтегазоконденсатные. Все они являются литологически ограниченными. В связи с этим высота и размеры залежей контролируются не столько структурным, сколько литологическим фактором, что обуславливает дополнительные сложности при определении границ залежей.

Кроме потенциально продуктивных пластов, по которым произведён подсчёт запасов, признаки нефтегазоносности установлены для пластов БУ7,БУ93.

Продуктивность пласта БУ93 по данным каротажа отмечается в скважинах №№ 1, 4, 7, 25. При опробовании его в скважине № 1 получен незначительный приток газа, в скважине № 7 – приток нефти с водой, в скважинах №№ 11, 25 – воды с плёнкой нефти. Скважины, в которых получены признаки нефтегазоносности пласта, расположены в восточной части площади, на крыле структуры. В скважинах №№ 2, 3, 5, 9, вскрывших пласт на более высоких отметках, по данным каротажа и испытания, он водоносен.

Пласт БУ7 в присводовой части структуры характеризуется повышенными сопротивлениями. При опробовании его в скважине № 5 получен приток воды с плёнкой нефти. В связи с этим можно предполагать, что в самой сводовой части структуры пласт БУ7 продуктивен.

Перспективы нефтегазоносности связываются с регионально продуктивными шельфовыми пластами БУ8-13.

Нижняя часть толщи контролируется отражающими горизонтами Н220 – Н305 (пласты БУ10-13). Одной из геологических предпосылок обнаружения песчаных пластов в этой части разреза является то обстоятельство, что появление в разрезе проницаемых объектов сопровождается, как правило, аномальным разрастанием его мощности. Клиноформные утолщения часто отражаются в шельфовой формации в виде замкнутых и частично замкнутых поднятий. Наибольший интерес для поисков залежей углеводородов представляют литологические ловушки пластов БУ12-13 соответствующие отражающим горизонтам Н237 – Н305.

Верхняя часть толщи заключена между отражающими горизонтами Н200 (шоколадные глины) и Н220 (чеускинская пачка) и представляет собой систему разобщённых, сложнопостроенных, тонкослоистых объектов, отражающихся в волновом поле сложной интегральной картиной. На Песцовом месторождении в песчаных отложениях этой толщи выявлены газоконденсатные и нефтяные залежи пластов БУ82, БУ83, БУ91, БУ92.

Перспективные ресурсы по отложениям верхнего подкомплекса (пласты БУ10-13) составляют: газа – 76 млрд. м3, конденсата – 1,7 млн. т.


следующая страница >>



Ум гибнет от противоречий, а сердце ими питается. Можно ненавидеть человека, как подлеца, а можно умереть за него, как за ближнего. Василий Ключевский
ещё >>