2.3 Нефтегазоводоносность

Геологический разрез Рогожниковского участка представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих со стратиграфическим несогласием непосредственно на отложениях доюрского основания. Промышленно продуктивными являются отложения триасового комплекса тюменской свиты (пласт ЮК2-9), баженовско-абалакского комплекса(пласт ЮК0 ) и викуловской свиты(пласт ВК1).

Нефтегазоносность месторождения

В породах доюрского комплекса выявлены две залежи, приуроченные к Рогожниковской-2 и Сосновской структурам.

Рогожниковская залежь (район СКВ. 729Р) вскрыта 3 скважинами №729Р,203Р,723П. Залежь нефтяная, массивная, размеры 16x14 км.,высота 95 метров. При испытании скв.729Р получен приток нефти дебитом 24 м3/сут при СДУ 603 м. Общая эффективная толщина в скважине составляет 36,6 м, нефтенасыщенная – 10,8. ВНК-2525 м.

В границах Сосновской залежи (р-н скв. 713Р) пробурено 8 скв. № 709Р, 710Р, 712-714Р,718П,820П,822П. Залежь пластовая,сводовая, размеры 30x12 км., высота 201 м. При испытании скв. 714П и 713Р получены притоки нефти дебитом 9,8 и 18 м3/сут. Общая эффективная толщина изменяется от 3,2 до 12,8 м, нефтенасыщенных – от 8,6 до 12,8 м. ВНК-2710 м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Залежь пласта ЮК2-9 вскрыта скв. № 709Р,710Р,711Р,712Р,713Р,820П. Залежь связана литологически – ограниченной линзой коллекторов, размер 25x17 км. при испытании скважины безводные притоки нефти дебитами от 1,5824 м3/сут при СДУ 994,5 м(820П) до 24 м3/сут при СДУ 114,35 м(скв.713 Р).

Общие эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 16,4 м. Количество проницаемых прослоев изменяется от 3 до 11, среднее значение расчлененности по пласту 7, коэффициент песчанистости в среднем по залежи 0,319 (от 0,142 до 0,478).

В пласте ЮК0 выявлена одна залежь в районе скв.712Р. При испытании скважины в интервале 2422-2456 м совместного отложения баженовской и абалакской свит, получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м3/сут на 8-мм. штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толшина в скважине 3,8 м, запасы нефти отнесены к категории С1 в пределах квадрата со стороной 3 км в районе скважины 712Р.

В пласте ВК1 выявлено 3 залежи, связанные со сводовыми частями Рогожниковского-2 и Сосновского, и Восточно-Сосновского поднятий. Рогожниковская залежь(р-н скв. 723П-734Р) вскрыта 7 скв.(№203Р,700П,723П,724П,725П,729Р,734Р). Залежь пластовая, сводовая, размеры 20x16 км, высота 22 м. ВНК-1445 м. Опробование пласта проведено в 4 скв, дебиты нефти изменяются от 0,84 м3/сут(725) до 12,2 м3/сут(734). Эффективная толщина изменяется от 6,4 до 12 м, нефтенасыщенных от 1,6 до 8,8 м. Толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК изменяется от 2 м. Эффективные водонасыщеннные толщины в пределах 5,4-9,6 м Количество проницпемых прослоев от 1 до 7, расчлененность по пласту 4,6 , коэффициент песчанистости 0,66-0,941 в среднем по залежи 0,738.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сосновская залежь(р-н скв. 712Р-714П) вскрыта 4 скв.(№710Р,712Р,714П,820П). Залежь пластовая, сводовая, 17x17 км, высота 18 м. ВНК -1445 м. Залежь испытана в скв. 712 и 714, в которых получены безводные притоки нефти дебитами 2 м3/сут( 712) и 9,7 м3/сут (714). Эффективные и нефтенасыщенные толщины в скважинах меняются от 7 до 12 м. Толщина непроницаемого раздела между нефтенасыщенным пластом ВК1 и нижележащим водонасыщенным пластом ВК2 изменяется от 7,2 м(714) до 9,6 м(712). Количество проницаемых прослоев изменяется от 4 до 6,расчлененность 4,7. Песчанистость 0,69.

Восточно-Сосновская залежь(р-н скв. 825П) вскрыта 2 скв.(№825П и 1411Р). Залежь массивная, 16x14 км, высота 13 м. ВНК – 1480 м. При испытании скв. 825П при бурении в интервале 1560-1575 м приток нефти дебитом 5 м3/сут по данным ГИС в скв. 825 выделено 12,5 м эффективной толщины, из которых 10 м нефтенасыщенные толщины, толщина непроницаемого раздела между нефтенасыщенным пластом ВК1 и нижележащим водонасыщенным пластом ВК2 равна 1 м. Количество проницаемых прослоев меняется от 6 до 8, в среднем расчлененность равна 7. Песчанистость по залежи 0,771.

В гидрогеологическом отношении район проектируемых работ представляет собой центральную часть Западно-Сибирского артезианского бассейна, одного из наиболее крупных аккумуляторов подземных вод. Выделяется три самостоятельных, наложенных друг на друга гидрогеологических бассейна: кайнозойский, мезозойский и палеозойский.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Кайнозойский гидрогеологический бассейн – инфильтрационная система, в составе которой выделяется два гидрогеологических комплекса: четвертичный и эоцен-олигоценовый.

Четвертичный комплекс включает в себя грунтовые воды сезонно-протаивающего слоя и таликов в толще многолетне-мерзлых пород, а также напорные водоносные горизонты талых вод. Об обильности четвертичного комплекса можно судить по данным откачек из таликов в тонкозернистых песках мощностью 30 м, давших 300-500 м3/сут при понижении 3-5 м в районах, прилегающих к исследуемому участку.

Основной объем вод эоцен-олигоценового гидрогеологического комплекса находится в твердом состоянии, в силу чего его водообильность уступает водообильности четвертичного.

В составе мезозойского гидрогеологического бассейна выделяется три водоносных комплекса, разделенных субрегиональными водоупорами.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологичсекий комплекс охватывает отложения уватской, ханты-мансийской и викуловской свит.

Неокомский гидрогеологический комплекс включает в себя нижнюю подсвиту алымской свиты аптского возраста. Мощность комплекса порядка 600 м. Отдельные водоносные пласты имеют мощность от 8 до 40 м, а мощность разделяющих их глинисты толщ 20-100 м.

Юрский гидрогеологический комплекс приурочен к тюменской свите. Общая мощность комплекса не менее 750 м. Для пьезометрического уровня вод комплекса характерно неупорядоченное изменение по площади.

Юрский водоносный комплекс перекрывает палеозойский гидрогеологический бассейн, особенностью которого является приуроченность подземных вод к зонам вторичной трещиноватости. Водоносные зоны разобщены, имеют резкую пространственную дифференциацию водопроводимости. Отдельные зоны имеют гидравлическую связь с песчаными пластами в подошве мезозойского бассейна.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Таблица 4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | ТипКол лектора | Плотность, кг/м3 | Подвижность, МПас. | Содержание, % по весу | Свободный дебит, м3/сут. |

| от(верх) | до(низ) | | в пластовых условиях | после дегазации | | серы | парафина | |

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |

K1(BK1-2) | 1540 | 1570 | Трещиноватый | 740 | 855 | 0.04 | 0.53 | 4.48 | 20 |

J3(ЮК0) | 2440 | 2475 | Трещиноватый | 705 | 810 | 0.03 | 0.52 | 4.47 | 10 |

J1-2(ЮК2+7) | 2540 | 2600 | Поровый | 750 | 850 | 0.03 | 0.29 | 3.10 | 13 |

Т(Тр1-2) | 2620 | 2680 | Трещиноватый | 710 | 826 | 0.03 | 0.26 | 3.05 | 35 |

Т(Тр3) | 2750 | 2800 | Трещиноватый | 698 | 826 | 0.03 | 0.27 | 3.06 | 15 |

Т | 2840 | 2850 | Трещиноватый | 701 | 830 | 0.03 | 0.29 | 3.08 | 10 |

Окончание таблицы 4.

Параметры растворенного газа |

Газовый фактор,м3/т | Содержание, % | Относительная по воздуху плотность газа | Коэффициент сжимаемости | Давление насыщения в пластовых условиях, МПа |

| сероводорода | углекислого газа | | | |

11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |

40 | 0,05 | 0,2 | 1,07 | 0,91 | 12,7 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Таблица 5 -Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Химический состав воды, мг/л | Минерализация, г/л | Тип воды по Сулину |

| от(верх) | до(низ) | | | | |

| | | | анионы | катионы | | |

| | | | Cl- | SO4-2 | HCO3- | Na+ | Mg+2 | Ca+2 | | |

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |

K1(Сеноман) | 1090 | 1320 | поровый | 98,0 | - | 2,0 | 91,0 | 2,0 | 7,0 | 9-17 | Хлор-кальциевый |

K1(BK1-2) | 1575 | 1585 | поровый | 86,5 | - | 13,5 | 96,1 | 1,0 | 2,9 | 7,65 | Хлор-кальциевый |

J1-2(ЮК2+7) | 2610 | 2620 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Т(Тр1-2) | 2690 | 2700 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Т(Тр3) | 2810 | 2820 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

2.4 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ

Таблица 6 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Максимальная интенсивность поглощения, м3/час | Имеется ли потеря циркуляции(да, нет) | Условия возникновения |

| от(верх) | до(низ) | | | |

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |

Q – Р2/3 | 0 | 450 | 5 | нет | |

К2-К1 | 450 | 1850 | 7 | нет | Отклонение параметров бурового раствора от проектных |

К1-Т | 1960 | 2850 | 3 | нет | |

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Интенсивность осыпей и обвалов | Время до начала осложнения, сутки | Проработка в интервале из-за этого осложнения | Условия возникновения |

| от(верх) | до(низ) | | | | |

| | | | | мощность, м | скорость, м/час | |

Q – Р2/3 | 0 | 450 | интенсивные | 3 | 450 | 100 – 120 | Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, длительные простои при бурении |

К2-К1 | 450 | 1850 | слабые | 3 | 1400 | 100 – 120 | |

К1-Т | 1960 | 2850 | слабые | 3 | 890 | 100-120 | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид проявляемого флюида | Величина столба газа при ликвидации газопроявления, м | Плотность смеси при проявлении, кг/м3 | Условия возникновения |

| от(верх) | до(низ) | | | | |

К1(сеноман) | 1090 | 1320 | Вода | - | - | Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, проведение геофизических, ре-монтных и прочих работ без циркуляции бурового раствора, во время простоев, применение бурово-го раствора с плотностью ниже значений, заложенных в проекте |

К1(ВК1-2) | 1540 | 1570 | Нефть | - | 740 | |

К1(ВК1-2) | 1575 | 1585 | вода | - | - | |

J3(ЮК0) | 2440 | 2475 | Нефть+газ | - | 705 | |

J1-2(ЮК2+7) | 2540 | 2600 | нефть | - | 750 | |

J1-2(ЮК2+7) | 2610 | 2620 | вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2620 | 2680 | нефть | - | 710 | |

Т(Тр1-2) | 2690 | 2700 | Вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2750 | 2800 | нефть | - | 698 | |

Т(Тр1-2) | 2810 | 2820 | вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2840 | 2850 | нефть | - | 701 | |

|

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Таблица 9 - Прихватоопасные зоны

| Индекс стратиграфиескогоподразделения | Интервал, м | Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или промывки | Репрессия при прихвате, кгс/см2 | Условия возникновения |

| | от(верх) | до(низ) | | | |

| Q – Р2/3 | 0 | 450 | - | - | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка ствола скважины от шлама Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени |

| Р2/3-Т | 450 | 2850 | - | - | |

Таблица 10 - Прочие возможные осложнения

Интервал, м | Вид (название осложнения) | Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения |

от(верх) | до(низ) | | |

710 | 1520 | разжижение бурового раствора | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени, плохая очистка ствола скважины от шлама, сужение ствола скважины |

1520 | 2850 | Сужение ствола скважины | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2.5 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ФОНДА СКВАЖИН

Таблица 11 - Фонд добывающих скважин на 01.01.2008г.

способэкспуатации. | Общий фонд скважин |

| действующие | простаивающие. | бездействующие | ф/осв | всего | контрольные+пьезометрические | ожидающие ликвидации | в консервации |

фонтанный | 7 | 2 | 0 | 3 | 12 | 7 | 1 | 1 |

УЭЦН | 26 | 3 | 1 | 5 | 35 | | | |

фон/уэцн | 4 | 0 | 1 | 0 | 5 | | | |

ШГНУ | 6 | 0 | 1 | 2 | 9 | | | |

фон/шгну | 6 | 0 | 0 | 2 | 8 | | | |

ИТОГО | 49 | 5 | 3 | 12 | 69 | | | 78 |

Таблица 12 – Фонд нагнетательных скважин на 01.01.2008

Вид жидкости | Действующие | простаивающие | бездействующие | ф/о | всего |

Пресная | 13 | 2 | 1 | 1 | 17 |

Соленая | 22 | 1 | 0 | 0 | 23 |

Итого | 35 | 3 | 1 | 1 | 40 |

.водозаборные скважины |

Вид жидкости | Действующие | простаивающие | бездействующие | ф/о | всего |

Соленая | 5 | 0 | 0 | 0 | 5 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()