ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 63
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, приуроченную к участкам улучшенных коллекторских свойств I-го пласта в присводовой части структуры.
Плотность нефти составляла 0,855 г/см3, содержание бензиновых фракций до 26 %.
Так как подсчет запасов не производился в настоящее время трудно определить коэффициент нефтеотдачи достигнутый при разработке этого объекта.
В результате исследований во время поисково-разведочных работ выделены следующие водоносные пласты (комплексы):
1. Верхнепротерозойский водоносный комплекс (PR2)
Верхний девон D3
2. Воды пласта «II» джьерского горизонта
3 .Воды пласта «А» тиманского горизонта
4. Воды «I» пласта тиманского горизонта
5. Четвертичный терригенный комплекс (Q)
Верхнепротерозойский водоносный комплекс (PR2)
Пластовые воды представляют собой очень слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией до 40 г/л. Характерные коэффициенты:
rNa/rCl=0.76-0.77; rCl-rNa/rMg=3.95-3.93; гС1/гВг=6б5-830.5. Класс воды S1S2A2, хлоридная группа, натриевая подгруппа.
Воды представляют собой слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией более 100 г/л. Класс воды S1S2A2, хлоридная группа, натриевая подгруппа.
Воды этого пласта являются в большинстве случаев слабоминерализованными, а местами вообще пресными.
Минерализация вод колеблется в пределах 0,78-2,00 г/л (чаще 1,5-2,0 г/л.).
В составе минерализации из анионов превалирует гидрокарбонаты, хотя иногда содержание их близко к содержанию хлоридов.
Среди катионов преобладают щелочи, составляющие 236-701 мг/л или 10-30 мг. экв. (75-97 экв %). Щелочные земли имеют подчиненное значение в составе воды, причем отношение rCa/rMg изменяется в пределах от 1.5 до 6.2, а гNа/гСl от 1.6 до 1.97.
Вода пласта «А» относится к гидрокарбонатно-натриевому типу по В. А. Сулину, к группе гидрокарбонатных или хлоридных, подгруппе натриевых вод и имеет формулу S1A1A2. При этом первая соленость составляет 46-60 экв %, первая щелочность 34-43 экв %, а вторая щелочность от 2.5 до 25 экв. %.
Описываемый водоносный пласт приурочен к основной продуктивной толще терригенных отложений, носит характер «подошвенной воды».
По характеру циркуляции воды поровые; по химическому составу это слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией от 19 до 35 г/л.
Характерные коэффициенты: rCl-rNa/rMg=3.5-5.6; rCa/rMg=2.2-5.0;
г804/гС1=менее 1.
Областью питания I пласта, вероятно, является выход пласта на поверхность под маломощный четвертичный покров.
Четвертичный водоносный комплекс (Q)
Воды четвертичных отложений с химической стороны изучены слабо.
Вода относится к сульфатно-натриевому типу по В.А. Сулину и имеет формулу A2S1S2. Вторая щелочность составляет более 80 экв. %. Вода принадлежит к группе гидрокарбонатных, подгруппе кальциевых вод, причем кальций значительно преобладает над магнием, отношение rCa/rMg=3.19; rNa/rCl=1.05. Повидимому, сульфатно-натриевый тип является преобладающим типом вод четвертичных отложений, но не исключена возможность, что среди них встречаются и воды гидрокарбонатнонатрового типа. По другим анализам минерализация воды обычно колеблется в пределах 200-50 мгр/л сухого остатка.
Возможные осложнения по разрезу скважины.
Изучение геофизического материала и керна на воргамусюрском месторождении, подтверждают наличие нефтяной залежи в пределах 1 пласта.
Бурение скважин осуществлялось на технической воде и пресных глинистых растворах.
Каротажный материал скважины представлен в масштабе глубин 1: 500 и может быть использован лишь для качественной интерпретации: корреляция разрезов скважин, привязка керна, литологическое расчленение разреза и т.д.
Материалы геофизических исследований скважины Продуктивные отложения 1 пласта скважины исследованы комплексом геофизических методов в объеме:
- стандартный каротаж (потенциал-зонд АО. 5М 11. ОМ) в масштабе глубин 1:500,1:200;
- БКЗ комплектом градиент-зондов размером 0,45-8,5 в масштабе глубин 1:200;
- боковой каротаж в масштабе глубин 1:200;
- индукционный каротаж в масштабе глубин 1;200;
- микрокаротаж в масштабе глубин 1:200;
- гамма-каротаж в масштабе глубин 1:500, 1:200;
- нейтронный гамма-каротаж в масштабе глубин 1:500, 1:200;
- кавернометрия в масштабе глубин 1:500,1:200;
- инклинометрия точечными замерами через 10 м.
В результате геофизических исследований получены материалы, позволяющие произвести выделение коллекторов, определить их эффективные мощности и количественные параметры.
При выделении коллекторов и определении их эффективных мощностей использовался комплекс геофизических методов, однако, основными при этом являлись методы сопротивлений и гамма-каротаж. Коллекторы 1 пласта выделяются на диаграммах ГИС следующими качественными признаками, присущими коллекторам перового типа:
- повышенные значения удельных сопротивлений на диаграммах КС;
- пониженные величины удельной проводимости на диаграмме ИК;
- глинистая корка, или несколько увеличенный диаметр скважины на кавернограмме;
- минимальные показания I( на фоне высокой гамма-активности вмещающих пород по ГК;
- локальные повышения I((, по НГК по сравнению с низкими показаниями интенсивности вторичного гамма-излучения вмещающих отложений при благоприятной характеристике по другим методам.
Продуктивные коллекторы 1 пласта выделены по величине удельного сопротивления на диаграммах электрометрии (п=10-30 омм в низкоомной вмещающей толще ((п вмещ =4-9 омм). По керну отмечается высокая степень глинистости разреза (в среднем до 30 %). При выделении коллекторов пластам указанного диапазона сопротивлений соответствуют минимальные в рассматриваемом интервале показания естественной гамма-активности - I( =4-6,5 мкр/час по сравнению с показаниями 1у, вмещающих пород (7-12 мкр/час).
Эффективные мощности коллекторов 1 пласта, определенные по методам КС и ГК
Определение коэффициента пористости коллекторов 1 пласта производилось по НГК с использованием зависимости типа "ГИС - керн Ixn(/Iглn(=f(Kкернп) При сравнении коэффициентов пористости, определенных по НТК и керну, отмечается удовлетворительная сходимость значений. Коэффициент пористости коллекторов по НТК определен в пределах 18,4-21,3 %, средневзвешенный по эффективной мощности коэффициент пористости составил 19,5 %, в подсчет принят 0,20.
Коэффициент нефтенасыщенности 0,6 принят по аналогии с одновозрастными отложениями песчаников 1 пласта
Пласт 1, основной продуктивный пласт Воргамусюрского месторождения. Кровлей пласта 1 условно считается подошва пачки известняков, залегающих в основании саргаевского горизонта. Эти известняки, мощностью до 1 м, в нижней части содержат значительное количество песчаного материала и переходит в нефтенасыщенные песчаники пласта 1.
Пласт 1 литологически выражен часто чередующимися прихотливо расположенными тонкими прослойками песчаников, алевролитов и глин. Литологические разности 1 пласта не имеют четко выраженных границ по плоскостям напластования.
Две текстурные разновидности 1 пласта:
1. Типичное переслаивание тончайших (2-3 мм и несколько больше) линзочек и линзовидных прослоев глин и нефтеносных мелкозернистых песчаников. Глины и песчаники сильно слюдистые. Очертания линз чрезвычайно прихотливы плоскости напластования часто волнистые или зазубренные. Песчаные линзочки местами имеют "разбухания", которыми они соединяются с такими же линзочками, расположенными в другой плоскости напластования. На контакте песчаников и глин наблюдается мельчайшая гребенчатость.
2. Совершенно своеобразная песчанистая порода, представляющая собой тонко- и мелкозернистый слюдистый песчаник, неравномерно сцементированный. Плоскости напластования представляют собой неровные бугорчатые поверхности: на общем фоне светло-серого сильно слюдистого плотного песчаника рассеяны округлые светло-коричневые пятна слабо слюдистого и совершенно лишенного слюды нефтенасыщенного песчаника. Нефтеносные участки соединены между собой на разных плоскостях напластования и представляют собой единую гидродинамическую систему. Преобладающий размер зерен песчаников 1 пласта по гранулометрическим исследованиям 0,1-0,05 мм - тонкозернистый песчаник. Проницаемость песчаников пласта 1 составляет десятки миллидарси.
Плотность нефти составляла 0,855 г/см3, содержание бензиновых фракций до 26 %.
Так как подсчет запасов не производился в настоящее время трудно определить коэффициент нефтеотдачи достигнутый при разработке этого объекта.
1.6. Гидрогеологическая характеристика.
В результате исследований во время поисково-разведочных работ выделены следующие водоносные пласты (комплексы):
1. Верхнепротерозойский водоносный комплекс (PR2)
Верхний девон D3
2. Воды пласта «II» джьерского горизонта
3 .Воды пласта «А» тиманского горизонта
4. Воды «I» пласта тиманского горизонта
5. Четвертичный терригенный комплекс (Q)
Верхнепротерозойский водоносный комплекс (PR2)
Пластовые воды представляют собой очень слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией до 40 г/л. Характерные коэффициенты:
rNa/rCl=0.76-0.77; rCl-rNa/rMg=3.95-3.93; гС1/гВг=6б5-830.5. Класс воды S1S2A2, хлоридная группа, натриевая подгруппа.
Воды II пласта джьерского горизонта верхнего девона
Воды представляют собой слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией более 100 г/л. Класс воды S1S2A2, хлоридная группа, натриевая подгруппа.
Воды пласта А тиманского горизонта верхнего девона
Воды этого пласта являются в большинстве случаев слабоминерализованными, а местами вообще пресными.
Минерализация вод колеблется в пределах 0,78-2,00 г/л (чаще 1,5-2,0 г/л.).
В составе минерализации из анионов превалирует гидрокарбонаты, хотя иногда содержание их близко к содержанию хлоридов.
Среди катионов преобладают щелочи, составляющие 236-701 мг/л или 10-30 мг. экв. (75-97 экв %). Щелочные земли имеют подчиненное значение в составе воды, причем отношение rCa/rMg изменяется в пределах от 1.5 до 6.2, а гNа/гСl от 1.6 до 1.97.
Вода пласта «А» относится к гидрокарбонатно-натриевому типу по В. А. Сулину, к группе гидрокарбонатных или хлоридных, подгруппе натриевых вод и имеет формулу S1A1A2. При этом первая соленость составляет 46-60 экв %, первая щелочность 34-43 экв %, а вторая щелочность от 2.5 до 25 экв. %.
Воды I пласта тиманского горизонта верхнего девона
Описываемый водоносный пласт приурочен к основной продуктивной толще терригенных отложений, носит характер «подошвенной воды».
По характеру циркуляции воды поровые; по химическому составу это слабые рассолы хлор-кальциевого типа с минерализацией от 19 до 35 г/л.
Характерные коэффициенты: rCl-rNa/rMg=3.5-5.6; rCa/rMg=2.2-5.0;
г804/гС1=менее 1.
Областью питания I пласта, вероятно, является выход пласта на поверхность под маломощный четвертичный покров.
Четвертичный водоносный комплекс (Q)
Воды четвертичных отложений с химической стороны изучены слабо.
Вода относится к сульфатно-натриевому типу по В.А. Сулину и имеет формулу A2S1S2. Вторая щелочность составляет более 80 экв. %. Вода принадлежит к группе гидрокарбонатных, подгруппе кальциевых вод, причем кальций значительно преобладает над магнием, отношение rCa/rMg=3.19; rNa/rCl=1.05. Повидимому, сульфатно-натриевый тип является преобладающим типом вод четвертичных отложений, но не исключена возможность, что среди них встречаются и воды гидрокарбонатнонатрового типа. По другим анализам минерализация воды обычно колеблется в пределах 200-50 мгр/л сухого остатка.
1.7. Осложнения при бурении скважин.
Возможные осложнения по разрезу скважины.
Таблица 1.7.1
| Интервал, м | Возраст | Вид осложнения | Мероприятия по предупреждению осложнения |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 0-1200 | D3dm + D3sr + D3sm | Частичное до полного поглощение промывочной жидкости, подваливание глинистых отложений. Нефтегазоводопроявления, кавернообразования. | Спуск кондуктора до кровли поглощающего пласта. Поддержание параметров промывочной жидкости согласно ГТН |
| 3160-3200 | | Нефтегазопорявления | Спуск колонны до кровли проявления |
1.8. Геофизические исследования скважин.
Изучение геофизического материала и керна на воргамусюрском месторождении, подтверждают наличие нефтяной залежи в пределах 1 пласта.
Бурение скважин осуществлялось на технической воде и пресных глинистых растворах.
Каротажный материал скважины представлен в масштабе глубин 1: 500 и может быть использован лишь для качественной интерпретации: корреляция разрезов скважин, привязка керна, литологическое расчленение разреза и т.д.
Материалы геофизических исследований скважины Продуктивные отложения 1 пласта скважины исследованы комплексом геофизических методов в объеме:
- стандартный каротаж (потенциал-зонд АО. 5М 11. ОМ) в масштабе глубин 1:500,1:200;
- БКЗ комплектом градиент-зондов размером 0,45-8,5 в масштабе глубин 1:200;
- боковой каротаж в масштабе глубин 1:200;
- индукционный каротаж в масштабе глубин 1;200;
- микрокаротаж в масштабе глубин 1:200;
- гамма-каротаж в масштабе глубин 1:500, 1:200;
- нейтронный гамма-каротаж в масштабе глубин 1:500, 1:200;
- кавернометрия в масштабе глубин 1:500,1:200;
- инклинометрия точечными замерами через 10 м.
В результате геофизических исследований получены материалы, позволяющие произвести выделение коллекторов, определить их эффективные мощности и количественные параметры.
При выделении коллекторов и определении их эффективных мощностей использовался комплекс геофизических методов, однако, основными при этом являлись методы сопротивлений и гамма-каротаж. Коллекторы 1 пласта выделяются на диаграммах ГИС следующими качественными признаками, присущими коллекторам перового типа:
- повышенные значения удельных сопротивлений на диаграммах КС;
- пониженные величины удельной проводимости на диаграмме ИК;
- глинистая корка, или несколько увеличенный диаметр скважины на кавернограмме;
- минимальные показания I( на фоне высокой гамма-активности вмещающих пород по ГК;
- локальные повышения I((, по НГК по сравнению с низкими показаниями интенсивности вторичного гамма-излучения вмещающих отложений при благоприятной характеристике по другим методам.
Продуктивные коллекторы 1 пласта выделены по величине удельного сопротивления на диаграммах электрометрии (п=10-30 омм в низкоомной вмещающей толще ((п вмещ =4-9 омм). По керну отмечается высокая степень глинистости разреза (в среднем до 30 %). При выделении коллекторов пластам указанного диапазона сопротивлений соответствуют минимальные в рассматриваемом интервале показания естественной гамма-активности - I( =4-6,5 мкр/час по сравнению с показаниями 1у, вмещающих пород (7-12 мкр/час).
Эффективные мощности коллекторов 1 пласта, определенные по методам КС и ГК
Определение коэффициента пористости коллекторов 1 пласта производилось по НГК с использованием зависимости типа "ГИС - керн Ixn(/Iглn(=f(Kкернп) При сравнении коэффициентов пористости, определенных по НТК и керну, отмечается удовлетворительная сходимость значений. Коэффициент пористости коллекторов по НТК определен в пределах 18,4-21,3 %, средневзвешенный по эффективной мощности коэффициент пористости составил 19,5 %, в подсчет принят 0,20.
Коэффициент нефтенасыщенности 0,6 принят по аналогии с одновозрастными отложениями песчаников 1 пласта
1.9. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек и изученность подсчетных параметров по керну.
Пласт 1, основной продуктивный пласт Воргамусюрского месторождения. Кровлей пласта 1 условно считается подошва пачки известняков, залегающих в основании саргаевского горизонта. Эти известняки, мощностью до 1 м, в нижней части содержат значительное количество песчаного материала и переходит в нефтенасыщенные песчаники пласта 1.
Пласт 1 литологически выражен часто чередующимися прихотливо расположенными тонкими прослойками песчаников, алевролитов и глин. Литологические разности 1 пласта не имеют четко выраженных границ по плоскостям напластования.
Две текстурные разновидности 1 пласта:
1. Типичное переслаивание тончайших (2-3 мм и несколько больше) линзочек и линзовидных прослоев глин и нефтеносных мелкозернистых песчаников. Глины и песчаники сильно слюдистые. Очертания линз чрезвычайно прихотливы плоскости напластования часто волнистые или зазубренные. Песчаные линзочки местами имеют "разбухания", которыми они соединяются с такими же линзочками, расположенными в другой плоскости напластования. На контакте песчаников и глин наблюдается мельчайшая гребенчатость.
2. Совершенно своеобразная песчанистая порода, представляющая собой тонко- и мелкозернистый слюдистый песчаник, неравномерно сцементированный. Плоскости напластования представляют собой неровные бугорчатые поверхности: на общем фоне светло-серого сильно слюдистого плотного песчаника рассеяны округлые светло-коричневые пятна слабо слюдистого и совершенно лишенного слюды нефтенасыщенного песчаника. Нефтеносные участки соединены между собой на разных плоскостях напластования и представляют собой единую гидродинамическую систему. Преобладающий размер зерен песчаников 1 пласта по гранулометрическим исследованиям 0,1-0,05 мм - тонкозернистый песчаник. Проницаемость песчаников пласта 1 составляет десятки миллидарси.