Материал: 1 Утверждена приказом по университету от

Характеристика нефтегазоводоносности месторождения

Ярактинское месторождение было открыто в июне 1969 г., когда прииспытании скв. 5СМ из базальных терригенных отложений непской свиты, былполучен приток безводной нефти дебитом 1,5 м³/сут при динамическом уровне2019 м.ВпервомподсчетезапасоввкачествеподсчетныхобъектовбылообосновановыделениеIиIIпластовярактинскогогоризонта,разделенныхпачкойаргиллитов,увереннопрослеживающейсяпо всемуместорождению.Впроцессеподготовкипредставляемогоотчета,врезультатепереобработкиданныхГИСиполученияновыхданныхоструктурныхособенностяхместорождения,проведеноуточнениеграницпродуктивныхпластов, но разделение резервуара на два продуктивных пласта сохранилось.Болеетого,бурениекустаэксплуатационныхскважиннеповлиялонаужесложившееся представление о резервуаре Ярактинского месторождения как оединомобъекте с едиными ВНКи ГНК.Исключениесоставилисамостоятельныетектоническиеблокивзападной(скв.26)центральной(скв.8)ивосточнойчастиплощади(скв.70).На Ярактинском месторождении в I продуктивном пласте ярактинскогогоризонтаоткрытыдвенефтегазоконденсатныхиоднанефтянаязалежь.Основная нефтегазоконденсатная залежь занимает центральную часть ЛУ, исодержитосновныезапасы.Небольшаягазоконденсатнаязалежьоткрытавюго-западнойчастиучасткаврайонескважины26исамостоятельнаянефтегазоконденсатнаязалежь

открыта в восточной части ЛУ в районе скв. 70 и 42.

Залежь нефти оконтурена в районе скв. 8, 52, 53.

Во II продуктивном пласте выявлены: одна нефтегазоконденсатная (основная), и две нефтяные, вскрытые скважинами 26 и 8 [1].

Нефтеносность по разрезу скважин Ярактинского месторождения представлена в таблице 1.4.

Газоносность по разрезу скважин Ярактинского месторождения представлена в таблице 1.5.

Водоносность по разрезу скважин Ярактинского месторождения представлена в таблице 1.6.

Давление и температура по разрезу скважин Ярактинского месторождения представлена в таблице 1.7.

Таблица 1.4 – Нефтеносность

Индекс страт. подразделения	Интервал, м		Тип коллектора		Плотность, кг/м3			Подвижность,Д/сП	Содержан. серы, % по весу	Содержан. парафина, % по весу	Свободный дебит, м3/сут	Параметры растворенного газа
	от	до			в пластовых условиях	после дегазации	Газовый фактор, м3/м3					содержан. углекислого газа,%	плотность газа по воздуху	коэффициент сжимаемости 10-3 МПа-1	давление насыщения в пл. условиях, МПа
1	2	3		4		5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Ярактинский гор. Пласт I	2653	2661		поровый		723	833	0,18	0,25	2,5	35,3	180	0,04	0,691	8,17	22,6
Ярактинский гор. Пласт II	2663	2665		поровый		723	833	0,17	0,25	2,5	35,3	180	0,04	0,691	8,17	22,6

Таблица1.5 –Газоносность

Индекс страт. подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание % по объему углекислого газа	Относит. по воздуху плотность газа	Коэфф. сжимаемости газа в пластов. усл.	Дебит, тыс. м3/сут min max	Плотность газоконденсата, кг/м3
	от	от							в пласт. услов.	на устье скваж.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
V-Є1mt Ярактинский гор.	2640	2648	поровый	газ+конденсат	0,04	0,872	0,817	–	833	635

Таблица1.6–Водоносность

Индекс страт. подразделения	Интервал залегания водоносных горизонтов, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Свободный дебит, м3/сут	Фазовая проницаемость, мД	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме						Степень минерализации, мг/л	Тип воды по Сулину	Относится ли к источнику питьевого водоснабжения
	от	до					анионы			катионы
							СL-	SO4-	HCO3-	Na++К+	Mg++	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Q+O	0	202	поровый	1000	295	–	14,2– 58	6,4– 1562	225– 427	11,04– 47,38	42,0– 122	45– 529	0,46–2,5	СФН	да
Є2-3vl+il	202	653	поровый	1000– 1060	70– 170	–	7268– 15944	2460– 3132	122– 858	4443– 10053	122– 340,4	701,4– 1303	15,4– 30,8	ГКН	да
Є1-2lt	653	747	поровый	1060– 1080	35– 345	–	–	15	29	16	15	17	90–180	ХЛМ	нет
Є1аn+Є1us	747	2305	поровый	1080– 1170	1200	–	141514	1572	н/обн.	82523	2189	5817,6	233,86	ХЛК	нет
Є1mt	2355	2665	поровый	1210– 1290	3–7	0,31	22158	26	112,2	46883	10192	68505	330	ХЛК	нет

Таблица1.7 –Давлениеитемпературапоразрезускважин

Индекс страт. подразделения	Интервал, м		Градиент давления												Температ- ура в конце интервала
			пластового			порового			гидроразрыва пород			горного
	от	до	МПа/м		Источник получения	МПа/м		Источник получения	МПа/м		Источник получения	МПа/м		Источник получения		градус	Источник получения
			от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15		16	17
Q-O2mk	0	110	0,0073	0,0073	РФЗ	0,0073	0,0073	РФЗ	0,0168	0,0168	РАС	0,0240	0,0240	РАС		–	РФЗ
O2čr	110	140	0,0085	0,0085	РФЗ	0,0085	0,0085	РФЗ	0,0168	0,0168	РАС	0,0240	0,0240	РАС		–	РФЗ
O2kr	140	182	0,0090	0,0090	РФЗ	0,0090	0,0090	РФЗ	0,0171	0,0171	РАС	0,0240	0,0240	РАС		–	РФЗ
O1uk	182	202	0,0093	0,0093	РФЗ	0,0093	0,0093	РФЗ	0,0172	0,0172	РАС	0,0240	0,0240	РАС		7	РФЗ
Є2-3il	202	232	0,0094	0,0100	РФЗ	0,0094	0,0100	РФЗ	0,0173	0,0173	РАС	0,0260	0,0260	РАС		15	РФЗ
Є2-3vl	232	653	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0183	0,0183	РАС	0,0260	0,0260	РАС		16	РФЗ
Є1-2lt	653	747	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0186	0,0186	РАС	0,0260	0,0260	РАС		16	РФЗ
Є1an	747	1335	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0175	0,0175	РАС	0,0240	0,0240	РАС		22	РФЗ
Є1bl	1335	1445	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0186	0,0186	РАС	0,0260	0,0260	РАС		23	РФЗ
Є1bs	1445	1905	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0181	0,0181	РАС	0,0250	0,0250	РАС		29	РФЗ
Є1us	1905	2355	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0178	0,0178	РАС	0,0245	0,0245	РАС		34	РФЗ
V-Є1mt3	2355	2590	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0181	0,0181	РАС	0,0255	0,0255	РАС		36	РФЗ
V-Є1mt2	2590	2640	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0181	0,0181	РАС	0,0255	0,0255	РАС		37	РФЗ
V-Є1mt1	2640	2653	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0173	0,0173	РАС	0,0240	0,0240	РАС		37	РФЗ
V-Є1mt1 (яракт. гор.)	2653	2665	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0095	0,0095	РФЗ	0,0181	0,0181	РАС	0,0255	0,0255	РАС		37	РФЗ
Ar-Pr	2665	2700	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0100	0,0100	РФЗ	0,0192	0,0192	РАС	0,0270	0,0270	РАС		37	РФЗ

5. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   34