Белозерско-Чубовского месторождения
.pdf24
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков составляет 1-6. Толщина плотных пород, разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,6 до 7,4 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,84, расчленённость –
3,7.
Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования эксплуатационной скв.161 в августе 1974 г., когда из интервала перфорации 1757-1769 м (абс.
отм. минус 1518,7-1530,5 м) был получен фонтанный приток нефти дебитом 100 т/сут на 7 мм штуцере.
Кроме того, промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне разведочной скв.12 и
эксплуатационных скв.167, 153, 157, 510, 168, 282, 158, 416, 428, 228, 441, 159, 212, 162, 171, 176, 161, 515, 174, 211, 172, 213, 516. В результате опробования в скв.167, 157, 168, 282, 158, 416, 428, 228, 441, 159, 212, 162, 171, 176, 161, 515, 174,
211, 172, 213 были получены притоки нефти дебитом 5 т/су. – 405,6 т/сут. В скв.153, 510, 516, были получены притоки нефти с водой дебитом и обводнённостью: 140 т/сут15%, 320 т/сут – 10,1%, фонтанный приток 75 т/сут – 20%. В скв.12
получены нефть с водой с постепенным переходом на воду. В скв.175 и 511 были получены притоки воды с плёнкой нефти.
Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.160, 167, 212, 213 на абс. отм. минус 1544,7 – 1540 – 1542,8 – 1543,8 м, соответственно. Подошва нефтенасыщенного коллектора пласта Б2+Б3 вскрыта в скв.3, 157 в интервале абс. отм. минус 1536,3 – 1542,7 м. Кровля водонасыщенного коллектора вскрыта в скв.3, 157, 50 в интервале абс. отм. минус 1540,9 – 1545 м. В скв.153, 162, 171, 172, 173, 174, 175, 416, 428, 441, 510, 511, 515, 516 вскрыт текущий контакт.
В целом по залежи принято положение ВНК в интервале абс. отметок минус 1540-1545 м.
Консорциум « Н е д р а »
25
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь пластового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 3,9×1,9 км, высота в среднем составляет 40,6 м.
Пласт Б-2+Б-3 район скв.203
Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1607 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.
В контуре нефтеносности пробурено 3 скважины.
Общая толщина пласта до уровня ВНК составила 4,6-13,2 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина – 3,5 – 13,2
м.
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 4. Толщина плотных пород,
разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,4 до 0,7 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,85,
расчленённость – 2,7.
Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.203), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования разведочной скв.203 в апреле 1969 г., когда из интервала перфорации 1576,4-1579
м (абс. отм. минус 1524,2-2526,8 м) был получен приток нефти дебитом 115 т/сут на 6 мм штуцере.
Кроме того промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне эксплуатационных скв.407, 410. В результате опробования была безводная нефть.
Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.203 и 407, на абс. отм. минус 1537 – 1536,3 м, соответственно. Положение ВНК по залежи принято на абс. отметке минус 1537 м.
Консорциум « Н е д р а »
26
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь неполнопластового типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 0,8×0,7 км,
высота в среднем составляет 13,2 м.
Пласт Б-2+Б-3 район скв.44-210
Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1691 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.
В контуре нефтеносности пробурено 13 скважин.
Общая толщина пласта до уровня ВНК составила 2,3-18,0 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина – 2,3-14,5
м.
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 3. Толщина плотных пород,
разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,5 до 3,0 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,94,
расчленённость – 1,4.
Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.44), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования разведочной скв.42 в июне 1959 г., когда из интервала перфорации 1661-1667 м (абс. отм. минус 1522,5-2528,5 м) был получен фонтанный приток нефти дебитом 200 м3/сут на 8 мм штуцере, 150 м3/сут на 6мм штуцере.
Кроме того, промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне эксплуатационных скв.108ch, 109ch, 272, 210. В результате опробования, за исключением скв.210 были получены притоки нефти дебитом от 33 т/сут до 200 м3/сут. В скв.210 был получен приток нефти с водой дебитом 8,2 т/сут и обводнённостью 74,9%.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
27
Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.42, 75, 76, 108ch, на абс. отм. минус 1537,2 – 1540,2 – 1536 – 1538,8 м, соответственно. Подошва нефтенасыщенного коллектора пласта Б2+Б3 вскрыта в скв.215 на абс. отм. минус 1541,8 м. Кровля водонасыщенного коллектора в скв.111
и 218 отбивается на абс. отм. минус 1538,2-1539,5 м. В целом по залежи принято положение ВНК в интервале абс.
отметок минус 1536-1541,8 м.
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь неполнопластового типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 1,4×1,2 км,
высота в среднем составляет 21,1 м.
Пласт Б-2+Б-3 район скв.4- 105
Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1650 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.
В контуре нефтеносности пробурено четыре скважины.
Общая толщина пласта до уровня ВНК эффективная и нефтенасыщенная составила 5,6-11,6 м.
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков как правило 1, в скв.273- 2. Толщина плотных пород,
разделяющих проницаемые пропластки, составляет 1 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,98, расчленённость
– 1,2.
Залежь нефти пласта Б2+Б3 была выявлена по данным ГИС, опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования разведочной скв.4 в колонне в мае 1959 г., когда из интервала перфорации 1704-1706 м (абс.
отм. минус 1538,2-1540,2 м) был получен фонтанный приток нефти дебитом 243,8 т/сут на 8 мм штуцере, 172 т/сут на 6
мм штуцере, 56 т/сут на 4 мм штуцере.
Консорциум « Н е д р а »
28
Кроме того, промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне эксплуатационных скв.273, 427. В результате опробования был получен фонтанный приток и приток нефти.
Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.4 на абс. отм. минус 1545,2 м. В скв.273 вскрыт текущий контакт. Водонасыщенная кровля пласта отбивается в скв.107 на абс. отм. минус 1545,9 м. В скв.427, 273_1 вскрыт текущий контакт.
Положение ВНК по залежи принято на абс. отметке минус 1545,2 м.
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь неполнопластового типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 1,5×0,9 км,
высота в среднем составляет 12,2 м.
Пласт Б-2+Б-3 район скв.34
Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1653 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.
В контуре нефтеносности пробурено четыре скважины.
Общая толщина пласта до уровня ВНК эффективная и нефтенасыщенная составила 1,9-13,4 м.
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков как правило 1, в скв.271- 2. Толщина плотных пород,
разделяющих проницаемые пропластки, составляет 0,6 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,99,
расчленённость – 1,2.
Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.34), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования разведочной скв.34 в колонне в ноябре 1958 г., когда из интервала перфорации
1638-1647 м (абс. отм. минус 1500,9-1509,9 м) был получен приток нефти дебитом 20 т/сут на 3 мм штуцере.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
29
Кроме того, промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне эксплуатационных скв.271, 423. В результате опробования была получена безводная нефть дебитом 16,5-40 м3/сут.
Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.34 на абс. отм. минус 1548 м, соответственно. В скв.241, 271, 423 вскрыт текущий контакт. Положение ВНК по залежи принято на абс. отметке минус 1548 м.
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь неполнопластового типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 0,9×0,8 км,
высота в среднем составляет 13,6 м.
Пласт Б-2+Б-3 район скв.748
Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1677 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.
В контуре нефтеносности пробурено две скважины.
Общая толщина пласта до уровня ВНК, эффективная и нефтенасыщенная составила 0,8-3,2 м.
В разрезе пласта количество проницаемых пропластков 1-2. Толщина плотной перемычки в скв.615, разделяющей проницаемые пропластки 0,6 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,92, расчленённость – 1,2.
Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, опробования. Впервые скв.748 опробовали в колонне перфорацией в ноябре 2004 г., когда из интервала 1676,5-1680,5 м (абс. отм. минус 1557,5-1561,5 м) получили по промысловым данным приток жидкости дебитом 33,7 т/сут, обводнённость 98%, в дальнейшем дебит упал до 1,2
т/сут, обводнённость выросла до 99,9%. В феврале 2010 г. в скважине провели РИР и повторную перфорацию интервала
1676-1680 м (абс. отм. минус 1557-1561 м), свабированием было отобрано 31,5 м3 высоковязкой нефти с парафином и
Консорциум « Н е д р а »
31
Таблица 1.1
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б-2, Б-3 Белозерско-Чубовского месторождения
|
|
|
|
Б-2+Б-3 |
|
|
|
|
|
Параметры |
Западный |
Центральный |
Восточный |
р-он |
|
р-он |
р-он |
р-он |
р-он |
|
скв.203 |
|
скв.44-210 |
скв.4-105 |
скв.34 |
скв.748 |
|||
|
|
|
|
|
|||||
Cредняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м |
1594 |
1641 |
1730 |
1607 |
|
1691 |
1650 |
1653 |
1677 |
Тип залежи |
пластовая |
пластовая |
пластовая |
неполно- |
|
неполно- |
неполно- |
неполно- |
неполно- |
пластовая |
|
пластовая |
пластовая |
пластовая |
пластовая |
||||
|
|
|
|
|
|||||
Тип коллектора |
терригенный |
терригенный |
терригенный |
терригенный |
|
терригенный |
терригенный |
терригенный |
терригенный |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
11840 |
9806 |
5600 |
447 |
|
1208 |
1052 |
619 |
94 |
Средняя общая толщина, м |
14,8 |
11,7 |
15,6 |
5,7 |
|
8,1 |
4,1 |
5,6 |
1,8 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
9,9 |
5,4 |
12,0 |
4,0 |
|
7,0 |
4,0 |
4,1 |
1,6 |
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент пористости, доли ед. |
0,22 |
0,22 |
0,23 |
0,19 |
|
0,23 |
0,22 |
0,23 |
0,20 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. |
0,94 |
0,9 |
0,96 |
0,92 |
|
0,95 |
0,97 |
0,95 |
0,92 |
Проницаемость,·мкм2 |
0,898 |
0,898 |
1,141 |
0,407 |
|
1,141 |
0,898 |
1,141 |
0,554 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,80 |
0,57 |
0,84 |
0,85 |
|
0,94 |
0,98 |
0,99 |
0,92 |
Расчлененность, ед. |
2,9 |
4,1 |
3,7 |
2,7 |
|
1,4 |
1,2 |
1,2 |
1,5 |
Начальная пластовая температура, °C |
33,5 |
33,5 |
33,5 |
33,5 |
|
33,5 |
33,5 |
33,5 |
34 |
Начальное пластовое давление, МПа |
17,65 |
17,65 |
17,6 |
17,53 |
|
17,65 |
17,46 |
17,66 |
17,93 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с |
4,17 |
4,58 |
5,23 |
5,77 |
|
4,42 |
5,77 |
5,77 |
4,58 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа×с |
11,00 |
10,31 |
11,86 |
11,18 |
|
11,69 |
13,50 |
11,69 |
10,31 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,823 |
0,828 |
0,838 |
0,832 |
|
0,824 |
0,841 |
0,886 |
0,828 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,838 |
0,846 |
0,846 |
0,850 |
|
0,853 |
0,852 |
0,890 |
0,846 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1533,4- |
-1531,2-1539,2 |
-1540-1545 |
-1537 |
|
-1536- |
-1545,2 |
-1548 |
-1561,8 |
1535,4 |
|
1541,8 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,057 |
1,058 |
1,040 |
1,052 |
|
1,070 |
1,038 |
1,027 |
1,058 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,946 |
0,945 |
0,962 |
0,951 |
|
0,935 |
0,963 |
0,974 |
0,945 |
Содержание серы в нефти, % |
1,62 |
1,62 |
1,69 |
1,89 |
|
1,62 |
1,81 |
1,62 |
1,62 |
Содержание парафина в нефти, % |
5,80 |
5,25 |
6,25 |
5,10 |
|
5,94 |
5,64 |
5,94 |
5,25 |
Давление насыщения нефти газом, МПа |
4,80 |
3,90 |
3,90 |
3,30 |
|
3,40 |
3,20 |
3,80 |
3,90 |
Газосодержание, м3/т |
26,50 |
26,70 |
20,00 |
19,00 |
|
20,60 |
16,70 |
15,50 |
26,70 |
Содержание сероводорода, % |
0,47 |
1,22 |
1,54 |
1,00 |
|
0,23 |
0,25 |
0,32 |
1,22 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с |
1,29 |
1,29 |
1,29 |
1,29 |
|
1,29 |
1,29 |
1,29 |
1,28 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,165 |
1,165 |
1,165 |
1,165 |
|
1,165 |
1,165 |
1,165 |
1,1648 |
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,1737 |
1,1737 |
1,1737 |
1,1737 |
|
1,1737 |
1,1737 |
1,1737 |
1,1737 |
Средняя продуктивность, м3/сут×МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сжимаемость, 1/МПа×10-4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти |
9,84 |
9,84 |
9,47 |
9,57 |
|
7,93 |
8,67 |
10,08 |
9,84 |
воды |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
|
2,48 |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
породы |
4,801 |
4,801 |
4,707 |
5,123 |
|
4,707 |
4,801 |
4,707 |
5,008 |
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0,723 |
0,711 |
0,736 |
0,694 |
|
0,733 |
0,732 |
0,733 |
0,703 |
Консорциум « Н е д р а »
30
технической водой уд. весом 1,17 г/см3. Скважина была пущена в эксплуатацию с насосом повышенной производительности, накопленная добыча на 01.01.2012 г. по ней составила 4,55 тыс. т нефти, обводнённость 93,7%.
Граница залежи принята условно в условно-вертикальной скв.748 по подошве нефтенасыщения на абс. отм. минус
1561,8 м.
Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.
Нефтяная залежь неполнопластового типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 0,5×0,2 км,
высота составляет 3,8 м.
Консорциум « Н е д р а »