Реферат: Характеристика месторождения

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 БВ₁₁²и 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 пластеПК₂₀¹ 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 пластеПК₁₉ 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 коллекторовЛитологические 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 месторождениеСтатистические 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.