Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1200
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут на диафрагме диаметром 13,2 мм (скв. 212) до 233 тыс. м3/сут на диафрагме 16 мм (скв. 219). Дебит стабильного конденсата в скв. 219, в которой проводились соответствующие исследования, составил 18,2 м3/сут при дебите газа 23,2 тыс. м3/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере и диафрагме 8 мм на выходе из сепаратора.
Продуктивный пласт АчБВ14 приурочен к кровле ачимовской толщи, соответствующей средней подсвите куломзинской свиты. Пласт развит лишь в западной части месторождения, к западу от линии скважин 86–235–72–519–82–209, в залегании, переходящем в направлении с востока на запад от ортоклиноформного к фондаформному. Общая толщина пласта в стратиграфических границах, вскрытая скважинами, постепенно увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад от 2,7 м – до 32,0 м.
Коллекторские прослои в разрезе пласта АчБВ14 появляются лишь в крайней западной части месторождения, к западу от скв. 203–208–67.
Пласт АчБВ14 перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты. От продуктивного пласта БВ13 его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад. В зоне развития коллекторов пласта АчБВ14 она изменяется от 20,0 м-до 31,8 м.
Нефтяная залежь пласта АчБВ14 приурочена к западному крылу западной брахиантиклинальной складки. Протяженность залежи с северо-востока на юго-запад составляет 8,8 км, ширина в северной части составляет 3 км, в южной – 5,5 км. Высота залежи достигает 49 м. По типу залежь является пластовой литологически экранированной.
В пределах залежи пробурено 5 поисково-разведочных скважин. ВНК проводится на абсолютной отметке –2328,7 м, соответствующей а.о подошвы нижнего коллекторского прослоя в скв. 221, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтенасыщенность коллекторов до подошвы подтверждается получением безводного промышленного притока нефти дебитом 10,8 м3/сут на уровне 1030 м в процессе испытания этой скважины. Скв. 229, расположенная в 0,5 км за пределами внешнего контура, вскрыла кровлю водонасыщенных по данным ГИС коллекторов на а.о –2359,1 м.
Чисто НЗ приурочена к восточной части залежи, ее площадь составляет 68% от общей площади. На долю ВНЗ приходится, соответственно, 32% площади залежи.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 1,4 м до 12,2 м. Среднее значение h
э.н по НЗ составляет 3,7 м, по ВНЗ 4,4 м.
Продуктивный пласт БВ112. Выделена одна залежь. Залежь газонефтяная пластовая сводовая. ГНК принят на а. о –2078 м, ВНК – на а. о -2084 м. Размеры залежи 15х9 км, высота 45 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в пределах 3,2–8,1 м, составляя в среднем 3,95 м; эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 34 м.
Покрышкой пласта БВ112 является хорошо выдержанная по простиранию глинистая пачка, разделяющая пласты БВ112 и БВ111, толщиной от 5 до 15 м.
В пласте БВ101выделена газонефтяная залежь, приуроченная к своду структуры. Залежь массивная с газовой шапкой высотой 25 м и нефтяной оторочкой. ГНК принят на а. о. –1985 м. Абсолютные отметки ВНК изменяются от –1990 м до –2000,7 м. Размеры залежи 11х10 км, высота 40 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 13,6 м, в среднем 7,1 м, эффективная газонасыщенная толщина от 0,9 до 21,4 м, в среднем 6,0 м.
Пласт ПК20 подразделяется на три пачки: ПК203, ПК202, ПК201 (рис. 2.42).
В пласте ПК201 выявлены три небольшие залежи нефти.
Залежь в районе скв. №84 структурно-литологического типа ВНК проведен на а. о –1512 м. Размеры 3,2х1 км, высота 12,1 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,7 – 5,4 м.
Залежь в районе скв. 210 также структурно-литологического типа. ВНК проведен на а.о –1510,6 м. Размеры 1,1х1 км, высота 7,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 3,4 м.
Залежь в районе скв. 60 литологического типа. ВНК проведен на а. о –1510,3 м. Размеры 3,5 х 1,5 км, высота 19,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 0,8 – 9,6 м, средняя величина для пласта ПК201 – 2,5 м.
В пласте ПК19 выделены две залежи.
Основная газонефтяная залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. ВНК принят на а. о –1457 м, ГНК – на а. о –1438 м. Размеры 15,7 х 13 км, высота 50,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 4,2 м, средняя эффективная газонасыщенная – 3,4 м.
Выделенная небольшая нефтяная залежь имеет ВНК на а. о –1454 м.
2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Литологические и основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов месторождения изучались по данным анализов керна, отобранного в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, а также результатам комплексной интерпретации материалов ГИС.
Ниже даётся краткое описание ФЕС продуктивных пластов находящихся в эксплуатации. Характеристика их лабораторными определениями на керне приведена в таблице 2.2.1. В таблице 2.2.2. содержится информация о статистических рядах распределения проницаемости (ГИС – керн).
Таб. 2.2.1. Охарактеризованность лабораторными определениями фильтрационно – емкостных свойств продуктивных пластов Верхне-Колик-Еганского месторождения
Таб. 2.2.2. Верхне-Колик-Еганское месторождение
Статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов находящихся в эксплуатации
Коллекторы пласта ЮВ10 представлены песчаниками с единичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средней крепости. Пористость меняется в пределах 12,1–19,3%, составляя в среднем 16,0%, проницаемость изменяется в пределах 1,0–45,0 мд, составляя в среднем 7,7 мд.
Пласт ЮВ9 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, плотные, крепкие. Пористость изменяется от 2 до 16%, проницаемость – от 0,05 до 1,1 мкм2х10-3.
В разрезе пласта ЮВ9 выделяются продуктивные пласты ЮВ92 и ЮВ91.
Пласт ЮВ8 представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, плотные, пористость меняется от 9 до 13%, а проницаемость – 0,05 до 1 мкм2х10-3.
В разрезе пласта ЮВ8 выделяются продуктивные пласты ЮВ82 и ЮВ81.
Продуктивный пласт АчБВ14 приурочен к кровле ачимовской толщи, соответствующей средней подсвите куломзинской свиты. Пласт развит лишь в западной части месторождения, к западу от линии скважин 86–235–72–519–82–209, в залегании, переходящем в направлении с востока на запад от ортоклиноформного к фондаформному. Общая толщина пласта в стратиграфических границах, вскрытая скважинами, постепенно увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад от 2,7 м – до 32,0 м.
Коллекторские прослои в разрезе пласта АчБВ14 появляются лишь в крайней западной части месторождения, к западу от скв. 203–208–67.
Пласт АчБВ14 перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты. От продуктивного пласта БВ13 его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад. В зоне развития коллекторов пласта АчБВ14 она изменяется от 20,0 м-до 31,8 м.
Нефтяная залежь пласта АчБВ14 приурочена к западному крылу западной брахиантиклинальной складки. Протяженность залежи с северо-востока на юго-запад составляет 8,8 км, ширина в северной части составляет 3 км, в южной – 5,5 км. Высота залежи достигает 49 м. По типу залежь является пластовой литологически экранированной.
В пределах залежи пробурено 5 поисково-разведочных скважин. ВНК проводится на абсолютной отметке –2328,7 м, соответствующей а.о подошвы нижнего коллекторского прослоя в скв. 221, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтенасыщенность коллекторов до подошвы подтверждается получением безводного промышленного притока нефти дебитом 10,8 м3/сут на уровне 1030 м в процессе испытания этой скважины. Скв. 229, расположенная в 0,5 км за пределами внешнего контура, вскрыла кровлю водонасыщенных по данным ГИС коллекторов на а.о –2359,1 м.
Чисто НЗ приурочена к восточной части залежи, ее площадь составляет 68% от общей площади. На долю ВНЗ приходится, соответственно, 32% площади залежи.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 1,4 м до 12,2 м. Среднее значение h
э.н по НЗ составляет 3,7 м, по ВНЗ 4,4 м.
Продуктивный пласт БВ112. Выделена одна залежь. Залежь газонефтяная пластовая сводовая. ГНК принят на а. о –2078 м, ВНК – на а. о -2084 м. Размеры залежи 15х9 км, высота 45 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в пределах 3,2–8,1 м, составляя в среднем 3,95 м; эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 34 м.
Покрышкой пласта БВ112 является хорошо выдержанная по простиранию глинистая пачка, разделяющая пласты БВ112 и БВ111, толщиной от 5 до 15 м.
В пласте БВ101выделена газонефтяная залежь, приуроченная к своду структуры. Залежь массивная с газовой шапкой высотой 25 м и нефтяной оторочкой. ГНК принят на а. о. –1985 м. Абсолютные отметки ВНК изменяются от –1990 м до –2000,7 м. Размеры залежи 11х10 км, высота 40 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 13,6 м, в среднем 7,1 м, эффективная газонасыщенная толщина от 0,9 до 21,4 м, в среднем 6,0 м.
Пласт ПК20 подразделяется на три пачки: ПК203, ПК202, ПК201 (рис. 2.42).
В пласте ПК201 выявлены три небольшие залежи нефти.
Залежь в районе скв. №84 структурно-литологического типа ВНК проведен на а. о –1512 м. Размеры 3,2х1 км, высота 12,1 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,7 – 5,4 м.
Залежь в районе скв. 210 также структурно-литологического типа. ВНК проведен на а.о –1510,6 м. Размеры 1,1х1 км, высота 7,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 3,4 м.
Залежь в районе скв. 60 литологического типа. ВНК проведен на а. о –1510,3 м. Размеры 3,5 х 1,5 км, высота 19,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 0,8 – 9,6 м, средняя величина для пласта ПК201 – 2,5 м.
В пласте ПК19 выделены две залежи.
Основная газонефтяная залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. ВНК принят на а. о –1457 м, ГНК – на а. о –1438 м. Размеры 15,7 х 13 км, высота 50,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 4,2 м, средняя эффективная газонасыщенная – 3,4 м.
Выделенная небольшая нефтяная залежь имеет ВНК на а. о –1454 м.
2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Литологические и основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов месторождения изучались по данным анализов керна, отобранного в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, а также результатам комплексной интерпретации материалов ГИС.
Ниже даётся краткое описание ФЕС продуктивных пластов находящихся в эксплуатации. Характеристика их лабораторными определениями на керне приведена в таблице 2.2.1. В таблице 2.2.2. содержится информация о статистических рядах распределения проницаемости (ГИС – керн).
Таб. 2.2.1. Охарактеризованность лабораторными определениями фильтрационно – емкостных свойств продуктивных пластов Верхне-Колик-Еганского месторождения
| Пласт | Количество лабораторных определений | |||||||||
| Пористость | Проницаемость | Объемная плотность | Водоудерживающая способность | Карбонатность | ||||||
| Вода | Керосин | |||||||||
| ПК19 | 1 | 34 | 2 | 34 | 1 | 34 | ||||
| ПК20 | 55 | 148 | 77 | 148 | 56 | 96 | ||||
| Итого: | 56 | 182 | 79 | 182 | 57 | 130 | ||||
| БВ10 | 687 | 592 | 716 | 869 | 665 | 566 | ||||
| БВ11 | 711 | 804 | 716 | 876 | 706 | 726 | ||||
| Итого: | 1398 | 1396 | 1432 | 1745 | 1371 | 1292 | ||||
| АчБВ15 | 16 | 95 | 39 | 95 | 16 | 95 | ||||
| АчБВ16 | 63 | 101 | 73 | 111 | 62 | 100 | ||||
| АчБВ17 | 44 | 81 | 67 | 83 | 44 | 80 | ||||
| АчБВ18 | 165 | 247 | 208 | 246 | 164 | 237 | ||||
| АчБВ19 | 108 | 159 | 125 | 159 | 107 | 150 | ||||
| Итого: | 396 | 683 | 512 | 694 | 393 | 662 | ||||
| ЮВ11 + ЮВ12-3 | 2018 | 2419 | 2135 | 2594 | 1980 | 2342 | ||||
| ЮВ3 | 202 | 228 | 203 | 227 | 201 | 192 | ||||
| ЮВ8 | 3 | 8 | 7 | 8 | 3 | 8 | ||||
| ЮВ9 | 4 | 7 | 4 | 7 | 4 | 7 | ||||
| ЮВ10 | 99 | 107 | 107 | 107 | 99 | 52 | ||||
| Итого: | 2326 | 2769 | 2456 | 2943 | 2287 | 2601 | ||||
| ВСЕГО: | 4176 | 5030 | 4479 | 5564 | 4108 | 4685 | ||||
Таб. 2.2.2. Верхне-Колик-Еганское месторождение
Статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов находящихся в эксплуатации
| Интервалы | ЮВ8 | ЮВ3 | ЮВ1 | БВ16-19 | БВ11 | БВ101 | ПК19 | ПК20 | ЮВ3 | ЮВ1 | БВ16-19 | БВ101 | БВ11 | ПК20 |
| изменения | | число случаев, % | ||||||||||||
| Кпр, 10-3 мкм2 | по данным геофизических исследований скважин | по данным лабораторного изучения керна | ||||||||||||
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 1–5 | 41,5 | 53,4 | 17,6 | 65,4 | 2,1 | 0,9 | 16,1 | 8,0 | 45,0 | 24,5 | 49,0 | 1,9 | 1,9 | 20,0 |
| 5–20 | 19,5 | 25,8 | 19,0 | 11,6 | 12,7 | 7,1 | 21,6 | 12,9 | 41,3 | 45,9 | 37,0 | 7,7 | 4,2 | 20,0 |
| 20–50 | 35,2 | 12,9 | 20,5 | 12,5 | 14,7 | 12,8 | 10,4 | 9,4 | 12,5 | 16,4 | 11,7 | 14,9 | 9,2 | 8,3 |
| 50–100 | 1,3 | 1,7 | 23,1 | 8,0 | 15,8 | 16,3 | 6,1 | 9,2 | 1,3 | 7,4 | 2,3 | 27,3 | 18,6 | 15,0 |
| 100–200 | 0,6 | 2,2 | 9,0 | 2,0 | 18,7 | 24,7 | 26,4 | 30,0 | 0,0 | 3,8 | 0,0 | 15,2 | 25,3 | 18,3 |
| 200–300 | 0,6 | 0,3 | 2,7 | 0,3 | 15,6 | 16,2 | 13,6 | 12,2 | 0,0 | 1,2 | 0,0 | 12,0 | 12,2 | 6,7 |
| 300–400 | 0,0 | 0,5 | 1,1 | 0,2 | 10,2 | 12,1 | 3,3 | 4,9 | 0,0 | 0,4 | 0,0 | 5,8 | 7,0 | 5,0 |
| >400 | 1,3 | 3,2 | 6,9 | 0,1 | 10,3 | 9,9 | 2,5 | 13,5 | 0,0 | 0,4 | 0,0 | 15,1 | 21,7 | 6,7 |
Коллекторы пласта ЮВ10 представлены песчаниками с единичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средней крепости. Пористость меняется в пределах 12,1–19,3%, составляя в среднем 16,0%, проницаемость изменяется в пределах 1,0–45,0 мд, составляя в среднем 7,7 мд.
Пласт ЮВ9 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, плотные, крепкие. Пористость изменяется от 2 до 16%, проницаемость – от 0,05 до 1,1 мкм2х10-3.
В разрезе пласта ЮВ9 выделяются продуктивные пласты ЮВ92 и ЮВ91.
Пласт ЮВ8 представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, плотные, пористость меняется от 9 до 13%, а проницаемость – 0,05 до 1 мкм2х10-3.
В разрезе пласта ЮВ8 выделяются продуктивные пласты ЮВ82 и ЮВ81.