Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
курсач рома.doc
Скачиваний:
3
Добавлен:
19.12.2018
Размер:
2.62 Mб
Скачать

2.2.Продуктивные пласты.

Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101), готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС61, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

Продуктивный пласт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС2 интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скважинах из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1.2 до 9.2 м, нефтенасыщенные от 1.2 до 6.0 м. Дебиты нефти меняются – от 12 м3/сут при фонтанном способе эксплуатации до 0.34 м3/сут при динамическом уровне 1200 м.

Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Мамонтовское месторождении проведены условно.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте БС16 на собственно Мамонтовской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки нефти дебитами 25.9 м3/сут на штуцере диаметром 6 мм и 12 м3/сут при Нд=884 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.6 м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Мамонтовскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки – верхнюю и нижнюю. Верхняя представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8 – 17 м, в западной – 10 – 13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27.5 м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. В зависимости от физико-литологических свойств коллектора дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 6.6 м3/сут при Нд=316 м до 351 м3/сут через штуцер диаметром 12 мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией. Уровень ВНК установлен на а.о. – 2242.6+9.2 м. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.68, песчанистости от 0.43 до 0.56, проницаемости (443-571)*10-3 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м, площадь 38х47 км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС101. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Мамонтовского месторождения, но нефтенасыщенны только на собственно Мамонтовское и Восточно-Моховом поднятиях. На Мамонтовское поднятии пласт БС101 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от 2178 до 2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС101 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. – 2198 м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Мамонтовской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0.63, песчанистости 0.34, проницаемости 0.206 мкм2, когда на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.69, песчанистости 0.61 – 0.49, проницаемости 0.386 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.4 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м. Пласт БС101 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Мамонтовской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты относятся нефтеносные пласты БС1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на а.о. –1970+5 м – Мамонтовской площади и – 1962+4 м для Моховой. Пласт БС2 присутствует на Мамонтовской и Моховой площадях. Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Мамонтовской площади, три – к Моховой. Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 27%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.71 (значения изменяются по площадям и залежам), песчанистости 0.54 – 0.65, проницаемости 0.717 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14 м, среднее значение 4.9 м.

Залежи пласта БС1 выявлены на Мамонтовском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2.5 – 4 м. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади – до 8 м. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: коэффициенты пористости 26-27%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.71, песчанистости 0.45 – 0.60, проницаемости 0.621 мкм2.

Продуктивные пласты группы АС. В разрезе верхней подсвиты сортымской свиты выделяется ряд песчаных пластов, пять из которых являются нефтеносными: АС4, АС5-8, АС61, АС7-8, АС9.

Залежь пласта АС4 газонефтяная, по размерам самая крупная на Мамонтовское месторождении, практически присутствует на всех площадях. Залежь пласта АС4 пластово-сводового типа, размеры ее 51.2 х 36.4 км, высота 65м.

От нижележащих пластов АС5-8 пласт АС4отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и по площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

На собственно Мамонтовское поднятии более чем в ста скважинах происходит слияние коллекторов пластов АС4 и АС5-6. В большинстве скважин глинистая перемычка толщиной около метра. В пределах продуктивной части пласт вскрыт на отметках – 1745.9- 1859.5 м. Увеличение эффективной толщины пласта происходит в северном направлении за счет развития монолитного пласта.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 9.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 10.8 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.9 до 11.1 м и в среднем составляют 3.4 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Мамонтовской площади 0.53, коэффициент пористости – 0.25, коэффициент песчанистости – 0.503, коэффициент проницаемости – 233*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.8.

На Моховой площади пласт развит повсеместно, глинистый раздел между пластами АС4 и АС5-8 более выдержан. В северо-восточном направлении происходит слияние пласта АС4 с нижележащим пластом АС5-8 за счет монолитного строения разреза.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 12 м. Газонасыщенные толщины по площади изменяются от 2 до 7.3 м и в среднем составляют 2.6 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Моховой площади для запасов нефти категории С1 – 0.61, для С2 – 0.48, коэффициент пористости – 0.25, коэффициент песчанистости – 0.507, коэффициент проницаемости 287*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.6.

На Восточно-Моховой площади зоны слияния пластов АС4 и АС5-8 более обширны – на северо-западе (район скв. 97р – 127р), в центральной части поднятия (район скв. 124р, 1248, 1250), на восточном погружении структуры – южнее скважины 123р и на юге в районе скважины 139р. Пласт на этой площади более расчленен и прерывист, чем на других площадях.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 10.6 м. Газонасыщенные толщины по площади изменяются от 0.6 до 13.4 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 6 м и в среднем составляют 3.3 м для северной части площади и 2.6 м – для южной.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой площади – 0.53, коэффициент пористости – 0.26, для северной части площади: коэффициент песчанистости – 0.471, коэффициент проницаемости 392*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 2.1. Для южной части площади: коэффициент песчанистости – 0.295, коэффициент проницаемости 418*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.8.

Как самостоятельный объект пласт АС4 опробован в 23 скважинах. Перфорацией нефтенасыщенные песчаники вскрыты в разведочных скважинах 61, 83, 122, 126 и других. В скважине 61р (Мамонтовская площадь) в интервале перфорации 1889-1894 м (а.о. – 1814.9 – 1819.9 м) получен приток нефти с водой (н – 0.15, в – 0.25 м3/сут при Нд 126 м). На Моховой площади водонефтяная зона вскрыта в двух скважинах: 83р и 122р. Испытана скв. 83р в интервале глубин 1896 – 1900 м (а.о. – 1812.2 – 1816.2 м), получен приток нефти с водой. В скважине 122р испытана нефтеносная часть пласта в интервале глубин 1889 – 1893 м (а.о. – 1809.6 – 1813.6 м), получен приток нефти 120.6 м3/сут на 8 мм штуцере.

При испытании скв. 130р (юг Восточно-Моховой) с а.о. –1809. М получен приток нефти дебитом 46 м3/сут на 8 м штуцере. При испытании газонасыщенной части пласта приток газа получен в разведочных скважинах 99, 140, 214 (Восточно-Моховая площадь), максимальная а.о. нижней дыры перфорации при получении газа – 1808.9 (скв. 99р), что подтверждает среднюю отметку ГНК, принятую по ГИС.

По материалам ГИС в среднем по пласту ГНК принят на а.о.-1810 м. Средняя отметка ВНК для Мамонтовской площади –1821 м, для Моховой –1817 м, для Восточно-Моховой – 1820 м.

Как отмечалось выше, пласты АС4 и АС5-8 представляют единую гидродинамическую систему с общим ГНК и ВНК. Но кроме основной газовой шапки, развитой на всех площадях, на собственно Мамонтовское поднятии выделяются по данным ГИС две небольшие газовые шапки на севере (район скв. 2000р и район скв. 19р) и одна на юге (район скв. 940р).

В целом для пластов АС4: общая толщина пласта изменяется от 0.7 до 42.5 м, в среднем – 10.6 м. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0.4 до 21.6 м, в среднем – 4.1 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.5 до 13.4 м, в среднем – 3.0 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта 0.48 – 0.58, коэффициент пористости 0.25 –0.26, коэффициент песчанистости 0.30 – 0.51, коэффициент проницаемости изменяется от 233*10-3 мкм2 до 433*10-3 мкм2 и в среднем равен 315*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности 1.6 – 2.1.

Залежи пластов АС5-8 практически занимают всю площадь Мамонтовского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Мамонтовское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Залежь пласта АС5-8 пластово-сводовая, размеры ее 31.5х41 км, высота 55 м.

Залежь охарактеризована бурением и испытанием большого числа разведочных и добывающих скважин. На Моховой площади с 1976 года ведутся опытно-промышленные работы. Газонасыщенные пласты в пределах залежи вскрыты на глубинах 1865 – 1905 м (а.о. – 1779 – 1818 м).

Пласты группы АС5-8 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами АС5-6 Мамонтовской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Мамонтовской площади – 1809.8 м, а для Моховой и Восточно-Моховой – 1808.7 м. Средние отметки ВНК по площадям составили – 1818 м, - 1822 м, - 1820 м соответственно для Мамонтовской, Моховой и Восточно-Моховой.

Отдельные скважины вскрыли зоны в разрезе пластов АС5-8, где присутствует двухфазное насыщение: сверху – газ, внизу – вода. Это объясняется наличием большой глинистой перемычки между газо- и водоносными пропластками.

Пласты АС5-8 имеют сложное строение, в большинстве скважин отсутствуют глинистые разделы между газо- и нефтеносными пропластками.

На Мамонтовской площади пласт АС5-6 характеризуется неоднородным строением, имеет сильно расчлененные и прерывистые коллектора. Нижняя часть пласта во многих скважинах глинизируется. По направлению к северу в центральной части разреза появляется монолитный водонасыщенный пласт толщиной до 15 м, тогда как кровельная и подошвенная части глинизируются.

Средняя общая толщина пласта на Мамонтовской площади равна 25.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 17.5 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14.1 м и в среднем составляют 5.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Мамонтовской площади 0.63, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.524, коэффициент проницаемости 540*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности –5.7.

На Моховой площади пласты АС5-8 гидродинамически связаны, за исключением южной части площади (район сочленения Мамонтовской и Моховой площадей). Далее пласты АС5-8 объединяются в единую гидродинамическую систему. В центральной части площади в кровле развиваются глины толщиной до 10 м (по линии скважин 2321 – 1714 – 2337), в северо-восточном направлении пласт становится монолитным с эффективной толщиной до 36 м. Наблюдаются зоны слияния с вышележащим пластом АС4.

Средняя общая толщина пласта 42.4 м. Газонасыщенные толщины достигают 25 м, нефтенасыщенные – 12 м, средняя – 5.9 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Моховой площади 0.64, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.655, коэффициент проницаемости 445*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 9.5.

Нижняя часть разреза пластов АС 5-8 на Восточно-Моховой (север) площади имеет монолитное строение с эффективной толщиной, достигающей 20 м, а в некоторых скважинах и более. В центральной части площади наблюдается слияние пластов АС5-8 и АС4. На северо-востоке площади появляются в газовой шапке линзы, заключенные в глины толщиной 15 – 20 м.

Промышленная эксплуатация пласта на этой площади начата горизонтальными скважинами с 1994 года.

Средняя общая толщина пласта на Восточно-Моховой (север) площади равна 44.2 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 24.9 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 до 12.3 м и в среднем составляют 6.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой (север) площади – 0.64, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.607, коэффициент проницаемости 304*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 8.6.

На Восточно-Моховой (юг) площади нижняя часть разреза пластов АС5-8, также как и на Восточно-Моховой (север) площади, имеет более однородное монолитное строение по сравнению с верхней частью разреза. Верхняя часть разреза имеет более неоднородные прерывистые коллектора, встречаются изолированные линзы. Появляются зоны с двухфазным насыщением – газ и вода, что объясняется наличием глинистого раздела между газо- и водоносными пропластками толщиной от 4 до 6 м.

Средняя общая толщина пласта на Восточно-Моховой (юг) площади равна 41.8 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.3 до 12.7 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 до 9.8 м и в среднем составляют 4.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой (юг) площади – 0.63, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.594, коэффициент проницаемости 445*10-3 мкм2 (по керну). Коэффициент расчлененности – 7.9.

В целом для пласта АС5-8: общая толщина изменяется от 10.2 до 81.6 м, в среднем равна 38.4 м. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0.4 – 12 м, в среднем – 5.6 м, газонасыщенные – 0.6 – 30.6 м, в среднем – 6.9 м.

Коллекторские свойства пласта: коэффициент пористости – 0.26, коэффициент нефтенасыщенности – 0.51 – 0.61, коэффициент проницаемости изменяется от 304*10-3 мкм2 до 617*10-3 мкм2 и в среднем равен 532*10-3 мкм2 (по керну), коэффициент песчанистости – 0.52 – 0.66. Коэффициент расчлененности – 5.7 – 9.5.

Пласт АС61. В пределах сводового поднятия в районе сочленения Мохового и Мамонтовского поднятий эксплуатационными скважинами вскрыта небольшая самостоятельная залежь, приуроченная к пласту АС61. Пласт залегает между пластами АС5-6 и АС7-8, отделяется от них глинистыми разделами толщиной 1 – 4 м.

Залежь пластово-сводовая, размеры: 2.24х4 км, высота 15 м. ГНК колеблется от а.о. – 1816.8 м до а.о. – 1827.9 м. ВНК отбивается на а.о. – 1822 – 1833 м.

Общая толщина пласта изменяется от 0.4 до 16.3 м, в среднем составляет 5.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.1 до 8.7 м и в среднем равна 2.4 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 4.2 м.

Коллекторские свойства пород пласта определены по данным ГИС 35 скважин. Коэффициент проницаемости составляет 291*10-3 мкм2. Коэффициент пористости – 0.26. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0.54 – 0.60. Коэффициент расчлененности – 1.6. Коэффициент песчанистости – 0.87.

Залежи пластов АС7-8. Пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеет среднюю общую толщину 15.8 м, представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых прослоев.

На Мамонтовское поднятии пласт образует две самостоятельные залежи, в пределах которых он отделяется от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласт имеет свои ВНК и ГНК (-1839.4  4 м и – 1836.2  1.2 м, соответственно). На остальных площадях месторождения он объединяется в одну гидродинамическую систему с пластами АС5-6, поэтому был выделен в единый подсчетный объект АС5-8. Залежи пласта АС7-8 пластово-сводовые, размеры первой – 2.6х1.4 км, высота 25 м и второй – 18.8х3.4 км, высота 35 м.

Залежь 1 вскрыта добывающими скважинами. Залежь газонефтяная. Отметки ГНК колеблются от – 1833.7 до – 1849.2 м. Газонасыщенные толщины достигают 14.4 м. Размеры газовой шапки 2.4х0.8 км. Водоплавающая зона вскрыта в скважине 1938. ВНК вскрыт на отметке – 1843.5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 3.9 м. Испытания скважин не проводились.

Залежь 2 расположена в центральной и южной частях Мамонтовского поднятия и зоне сочленения Мамонтовского поднятия с Моховым. На юго-западе залежь раскрывается в сторону Дунаевского месторождения. Пласт залегает на глубинах – 2141.6 – 1997 м (а.о. – 1806.8 – 1910.7 м). Нефтенасыщенные толщины достигают 14.9 м, в среднем составляют 6.3 м, газонасыщенные – 16 м, в среднем 6.8 м.

В результате испытания пласта АС7-8 дебиты нефти составили 8.52 (совместно с газом) – 91 м3/сут на 8 мм штуцере (скв. 64р и 77р). В скважинах 76р и 132р был получен приток воды.

Пласт АС7-8 по геофизическим данным имеет низкие коллекторские свойства. Наиболее глинистые коллектора приурочены к верхней, выдержанной по площади, пачке пласта, а малоглинистые залегают в подошвенной части пласта. Нижняя часть пласта не выдержана, как по разрезу, так и по площади Мамонтовского поднятия. В ряде скважин она полностью глинизируется.

Коллекторские свойства: коэффициент пористости – 0.24, коэффициент нефтенасыщенности – 0.52 – 0.55, проницаемость – 25*10-3 мкм2, коэффициент песчанистости – 0.54 – 0.57, коэффициент расчлененности – 5.6.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]