6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении
 Скачать 477 Kb.
|
|
Таблица 1.2 - Характеристики толщин и неоднородности залежей нефти Тортасинского месторождения по скважинам по ГИС
В скв. 3-Р при испытании в открытом стволе получен приток ФБР (1.58 м3/сут.). По интерпретации ГИС коллектора находятся в интервале 2044.1–2069.5 м (а.о. −1937.7–1963.1), верхняя часть пласта нефтенасыщена. Керн из пласта отобран в интервале 2050.1–2068.1 м, представлен алевролитом нефтенасыщенным с выделением нефти по трещинам по всему интервалу; находится на стадии лабораторных исследований. В скв. 99, 100, 101 интервал пласта АС1 по ГИС интерпретируется как водонасыщенный. Залежь пластово-сводовая размером 5.4х8.4 км. ВНК принят горизонтальным по скв. 3-Р на а.о. −1955.8 м (табл.1.3). По результатам интерпретации ГИС скважин 2-П и 3-Р средний коэффициент пористости принят 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности – 0.46. Пласт АС5 Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка. Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 19.0 м (скв. 1) до 24.0 м (скв. 3-Р). Коллектор вскрыт только в скв. 2-П и 3-Р, эффективная толщина равна 5.6 и 5.1 м, расчлененность – 4 и 2, соответственно. Залежь выявлена в районе скв. 2-П, представляет собой изолированную песчаную линзу. Зоны развития коллекторов и карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Таблица 1.3 - Краткая характеристика залежей нефти и газа
Пласт охарактеризован керном в скв. 3-Р. Вынос керна из общих толщин составил 14.0 м (58.3%), из эффективных – 1.5 м (29.4%). Керн находится на стадии лабораторных исследований. Пласт испытан только в скв. 2-П. При испытании в колонне интервала 2316.0–2339.0 м (а.о. −2152.0–2175.0) был получен приток нефти дебитом 3.84 м3/сут. Нефтенасыщенные коллекторы вскрыты в интервале 2325.6–2333.6 м (а.о. −2161.6–2169.6). В скв. 3-Р интервал пласта АС5 интерпретируется как водонасыщенный, в остальных скважинах – заглинизирован. Залежь литологически ограниченная размером 4.3х1.3 км, выявлена в р-не скв. 2-П. ВНК не вскрыт, запасы посчитаны по всему объему песчаной линзы. При подсчете запасов средний коэффициент пористости 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности 0.46 приняты по аналогии с пластом АС1 в виду отсутствия керна и очень низких средних значений по ГИС. Пласт АС7 Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 19.9 м (скв. 99) до 86.2 м (скв. 3-Р), эффективные – от 1.4 м (скв. 1) до 6.4 м (скв. 2-П), расчлененность – от 1 (скв. 1) до 2 (скв. 2-П, 100, 101). Карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Линии глинизации, ограничивающие с востока и запада зону развития шельфовых коллекторов, проведены с учетом сейсмических данных. Скв. 3-Р и 99 находятся в зоне отсутствия коллектора. Пласт охарактеризован керном из 4 скважин (3-Р, 99, 100, 101); по коллекторам 1 определением пористости, 1 – проницаемости, 1 – водоудерживающей способности (всего определений 15, 14 и 14, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 58.0 м (28.3%), из эффективных – 2.6 м (29.8%). Испытано 5 объектов в 3 скв. (1, 2-П, 99). В скв. 1 при испытании в колонне интервала 2366.0–2381.0 м (а.о. −2265.5–2280.5) получен приток нефти дебитом 7.06 м3/сут. Отложения пласта в интервале 2368.8–2370.2 м (а.о. −2268.3–2269.7) по ГИС интерпретируются как нефтенасыщенные. Керн из пласта не отбирался. В скв. 2-П при испытании в колонне интервалов 2430.0–2442.0, 2465.0–2504.0 м (а.о. −2265.9–2277.9, −2300.9–2339.9) получен приток нефти дебитом 6.35 м3/сут. По интерпретации ГИС нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2431.3–2439.3 м (а.о. −2267.2–2275.2). В скв. 100 нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2371.9–2378.9м (а.о. −2271.3–2278.3). Пласт не испытан. Керн представлен переслаиванием аргиллита с алевролитом. В скв. 101 нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2375.9–2379.2 м (а.о. −2271.7–2275.0). Пласт не испытан. Керн представлен алевролитом нефтенасыщенным. Скв 3-Р находится западнее бровки шельфа, скв. 99 – в зоне глинизации шельфовых коллекторов в восточном направлении. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная размером 6.8х9.9 км. ВНК скважинами не вскрыт, принят горизонтальным по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 100 на а.о. −2278.3 м. Ранее ВНК принимался по скважине 101 на а.о. −2276.0 м. Изменение отметки ВНК связано с переинтерпретацией материалов ГИС по результатам уточнения петрофизической модели пласта. По результатам интерпретации ГИС скважин 1, 2-П, 100, 101 средний коэффициент пористости принят на уровне 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности – 0.50. Пласт ЮС0 Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 19.2 м (скв. 100) до 21.8 м (скв. 3-Р), эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина – от 4.2 м (скв. 99) до 8.1 м (скв. 101). Пласт охарактеризован керном в 3 скважинах (3-Р, 100, 101). Вынос керна составил 30 м (31.3%), лабораторных исследований не проводилось. Испытания проводились во всех скважинах Тортасинского участка. В скв. 1 при испытании в колонне интервала 2790.0–2810.0 (а.о. −2689.5–2709.5) был получен приток нефти дебитом 7.76 м3/сут. В скв. 2-П при испытании интервалов 2803.0–2805.0, 2807.0–2809.0, 2810.0–2814.0, 2822.0–2834.0 м (а.о. −2638.5–2640.5, −2642.5–2644.5, −2645.5–2649.5, −2657.5–2669.5) был получен приток нефти дебитом 4.4 м3/сут. В скв. 99 получен непромышленный приток (0.53 м3/сут.). В остальных скважинах пласт испытывался в открытом стволе совместно с нижележащими пластами. Эффективная нефтенасыщенная толщина принята средней по скважинам 5.8 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по пласту ЮС0 приняты по аналогии с Емангальским ЛУ и Салымским месторождением: Кп = 0.08, Кн = 0.85. Пласт ЮС2 Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 22.8 м (скв. 100) до 27.3 м (скв. 2-П), эффективные – от 7.3 м (скв. 101) до 17.6 м (скв. 2-П), расчлененность – от 3 (скв. 1) до 9 (скв. 3-Р). Карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Пласт охарактеризован керном из 6 скважин (1, 2-П, 3-Р, 99, 100, 101); по коллекторам 50 определениями пористости, 35 – проницаемости, 35 – водоудерживающей способности (всего определений 83, 67 и 56, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 115.8 м (60.7%), из эффективных – 46.2 м (63.5%). Испытано 13 объектов в 6 скв. (1, 2-П, 3-Р, 99, 100, 101). В скв. 1 нефтенасыщенные коллекторы вскрыты в интервале 2834.0–2853.7 м (а.о. −2733.5–2753.2). При испытании в колонне интервала 2834.0–2867.0 м (а.о. −2733.5–2766.5) получен приток нефти дебитом 7.8 м3/сут. Керн нефтенасыщенный, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В скв. 2-П пласт испытан в колонне в интервале 2861.5–2870.5 м (а.о. −2697.0–2706.0), получен приток нефти дебитом 4.54 м3/сут. Коллектор в интервале 2843.8–2870.0 м (а.о. −2679.3–2705.5) по ГИС интерпретируется как нефтенасыщенный, представлен преимущественно песчаником нефтенасыщенным с прослоями аргиллитов и алевролитов. В скв. 3-Р пласт дважды испытывался в открытом стволе совместно с пластами ЮС0 (дебит нефти 2.55 м3/сут.) и ЮС4 (дебит нефти 4.14 м3/сут.). Интервал 2814.4–2836.9 м (а.о. −2708.0–2730.5) по ГИС интерпретируется как нефтенасыщенный. Керн представлен песчаниками и алевролитами с резким запахом УВ, в настоящий момент исследуется в лаборатории. В скв. 99 при испытании интервала 2839.0–2859.0 м (−2740.0–2760.0) получен непромышленный приток нефти дебитом 2.1 м3/сут. Нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2842.4–2859.0 м (а.о. −2743.4–2760.0), керн представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов со слабым запахом УВ. В скв. 100 коллектора вскрыты в интервале 2822.4–2840.8 м (а.о. −2721.8–2740.2), по ГИС интерпретируются как нефтенасыщенные. Испытание проводилось дважды только в открытом стволе совместно с пластами ЮС0, ЮС0 и ЮС4, притока не получено. Керн представлен переслаиванием песчаника и алевролита. В скв. 101 при испытании интервала 2826.0–2847.0 м (а.о. −2721.8–2742.8) получен непромышленный приток нефти дебитом 1.2 м3/сут., коллектор по интерпретации ГИС залегает в интервале 2827.0–2852.3 м (а.о. −2722.8–2748.1). Керн, вынесенный из пласта, представлен преимущественно песчаником мелкозернистым с выпотами УВ с простоями алевролита и аргиллита. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная размером 10х9.8 км. В пределах Тортасинского участка ВНК скважинами не вскрыт, принят горизонтальным по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 99 на а.о. −2760.0 м (ранее был принят на а.о. −2750.0 м). По сейсмическим и скважинным материалам зоны глинизации отсутствуют, по структурному плану залежь раскрывается в северном, западном и южном направлениях за границы лицензионного участка, только с востока ограничена внешним контуром ВНК. По указанным причинам запасы категории С2 были посчитаны в пределах участка. Контура нефтеносности оставлены без изменения по сравнению с предыдущим подсчетом запасов, так как новых данных о нефтеносности пласта за границей залежи нет. По результатам интерпретации ГИС скважин 1, 2-П, 3-Р, 99, 100, 101 средний коэффициент пористости принят 0.14, средний коэффициент нефтенасыщенности – 0.46. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||