- •Содержание
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геологическое строение месторождения
- •Серпуховский ярус – с1s
- •2.3. Нефтегазоносность
- •Верхне-визейско-башкирский карбонатный комплекс Пласт Бш
- •Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
- •Пласт Тл2-а
- •Пласт Тл2-б1
- •Пласт Тл-2б2
- •Пласт Бб1
- •Пласт Бб2
- •Пласт Мл
- •Верхне-девонско-турнейский карбонатный комплекс
- •Пласт т1
- •Пласт т2
- •2.4. Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по керну
- •Пласт Бш
- •Пласт Тл2-а
- •Пласт Тл2-б1
- •Пласт Тл2-б2
- •Пласт Бб1
- •Пласт Бб2
- •Пласт Мл
- •Пласт т1
- •Пласт т2
- •3. Построение структурной модели Софроницкого месторождения с использованием 3d моделирования
- •3.1 Программа ArcGis
- •3.2. Методика построения 3d модели Софроницкого месторождения
- •3.3. Анализ структурных карт и 3d моделей.
- •3.4. Построение карты эффективных нефтенасыщенных Толщин и подсчет запасов на примере пласта Бш.
- •Заключение
- •Список литературы
Пласт Тл2-б1
Тульский пласт Тл2-б условно подразделили на пласты: Тл2-б1 и Тл2-б2, которые разделены перемычкой глинистых алевролитов толщиной 4 – 5 м. Оба пласта являются нефтеносными.
Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.
При испытании в процессе бурения интервала 1559,0-1585,0 (-1340,1-1366,1) скважины №230 за 22 мин получено 2 м3газированной нефти. ВНК – 1365 м принят по результатам ГИС, залежь высотой 4 м с небольшими размерами 2,1х0,8 км.
Площадь нефтеносности категории С2составила 1378 тыс.м2(табл.3).
В продуктивной части пласта по ГИС выделено по 1 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,8 (скв.238) – 1,8 (скв.252) м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 1,6 м (табл. 4), средневзвешенная по площади равна 1,0.
Коэффициент песчанистости 0,57, расчлененности 1,0 (табл. 5).
Пласт Тл-2б2
Проницаемый пласт приурочен к центральной части структуры, а на восточном крыле он замещен плотными породами.
Залежь пластовая сводовая, размерами 1,8х0,7 км, высотой 2 м. ВНК принят на абс. отметке –1369 м по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.229.
Площадь нефтеносности категории С2составила 1116 тыс.м2(табл. 3).
В продуктивной части пласта выделено 1-3 проницаемых прослоев эффективной толщиной 1,2 (скв.230) – 2,6 (скв.252), средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 1,2 м.
Пласт Бб1
Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.
Нефть через колонну получена в 3-х скважинах – 229, 230, 252, в скв. 238 – получена пластовая вода (табл. 2).
Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скв. 252 на абс. отметке –1384 м с учетом опробования в колонне.
Залежь пластово-сводового типа имеет размеры 3,2х1,2 км, высоту – 10,0 м. Площадь нефтеносности – 3125 тыс.т.
В пределах пласта по ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,8 м (скв.85) – 3,4 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составил 0,39, расчлененности – 1,4 (табл. 5). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины получилось равным 1,9 м.
Пласт Бб2
Прослеживается в центральной части структуры; на северной периклинали (район скв. 27 – 230) пласт замещен плотными породами.
Промышленная нефть получена в единственной скважине 229, где с абс. отметок –1385,1-1387,1 м получен дебит 30 т/сут через 5 мм штуцер (табл. 2).
Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта в скв.229 с учетом испытания на абс.отметке –1387 м.
Залежь пластовая с литологическим экраном в северо-восточной части. Размеры её – 1,8 х 0,6 км, высота – 2,0 м.
В пределах пласта Бб2 по данным ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.229) – 4,2 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,43, расчлененности – 1,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,9 м (табл. 3).
Пласт Мл
Пласт в значительной степени является неоднородным. Проницаемая часть приурочена к центральной и юго-восточной части структуры. Промышленный приток получен только в одной скважине 229 (табл. 2), где с абс. отметок –1399,1-1409,1 м получен приток нефти дебитом 23 т/сут через 5 мм штуцер.
Водонефтяной контакт принят по подошве пласта скв. 229 на абс. отметке –1409 м с учетом испытания в колонне.
Пластовая залежь экранируется плотными породами с юго-запада и северо-востока и имеет размеры 1,0х0,7 км, высоту – 10,0 м.
В проницаемой части пласта в скважинах по ГИС выделено 1-3 проницаемых прослоя эффективной толщиной 5,5 м (табл. 4). Максимальная толщина приурочена к южной периклинали поднятия. Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,60, расчлененности – 2,5 (табл. 5). В скв. 229 эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделена равной 5,0 м; средневзвешенное её значение составило 1,9 м.