Главная страница
Медицина
Финансы
Экономика
Биология
Ветеринария
Сельское хозяйство
Юриспруденция
Право
Языкознание
Языки
Логика
Философия
Религия
Этика
Политология
Социология
История
Информатика
Вычислительная техника
Физика
Математика
Промышленность
Энергетика
Искусство
Культура
Химия
Электротехника
Связь
Автоматика
Геология
Экология
Начальные классы
Строительство
образование
Механика
Воспитательная работа
Русский язык и литература
Дошкольное образование
Реферат
Урок
Отчет
Программа
Закон
Курсовая
Задача
Занятие
Решение
Лекция
Протокол

разрезы. 2 4 Сведения о нефтегазоносности


Скачать 0.66 Mb.
Название2 4 Сведения о нефтегазоносности
Дата21.04.2023
Размер0.66 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файларазрезы .doc
ТипДокументы
#1078567
страница2 из 3
1   2   3

4 притока воды из 4 скважин дебитом от 35,0 м3/сут (скв. № 1186Р) до 45,4 м3/сут (скв. № 96Р, ΔР=0,5 МПа).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1448,9 м (скв. № 379) до – 1538,7м (скв. № 844), перепад отметок кровли коллектора составляет 89,8 м. В целом наблюдается погружение кровли в северо-западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 40,6 м (общая) и 30,4 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 26Р) до 30,4 м (скв. № 817), в среднем составляют 11,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 26Р) до 30,4 м (скв. № 817), в среднем – 10,3 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт 3 скважинами на абс. отм. -1542,4 м – 1546,4 м, принят на абс. отм. -1547 м.

Залежь ограничена с севера зоной замещения коллекторов пласта в районе скважины № 1329, с севера и запада − изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 92Р, 96Р, 805, 819, 1330, 1186Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга − тектоническими экранами, отделяющими от Мортымья-Тетеревской и Западно-Мортымьинской II залежей, с востока − зонами замещения, вскрытой скв. №№ 809, 818 и зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 378. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 3,3 км × 3,5 км, высота 98 м.

Западно-Мортымьинская залежь II расположена на западном крыле Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1965 г. скважиной 121Р, в разработку введена в 1985 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 5 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 3 скважинами, ВНЗ - 2 скважинами. ВНЗ занимает 37 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской II залежи получено:

  • 1 фонтанный приток нефти дебитом 6,0 м3/сут (скв. № 121Р, dшт=3 мм);

  • 1 приток воды дебитом 6,4 м3/сут (скв. № 97Р).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1502,9 м (скв. № 391) до – 1524,4 м (скв. № 121Р), перепад отметок кровли коллектора составляет 21,5 м. В целом наблюдается погружение кровли в западном направлении (графическое приложение 1 лист 1). Общие толщины пласта залежи изменяются в пределах 24,0 м (скв. № 121Р) до 35,2 м (скв. № 391). По скважинам эффективные толщины изменяются в широких пределах от 2,0 м (скв. № 121Р) до 17,4 м (скв. № 391), в среднем составляют 10,4 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,0 м (скв. № 121Р) до 14,2 м (скв. № 391), в среднем – 8,8 м (графическое приложение 4 лист 1).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1533,7 м, принят на абс. отм. -1534 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 97Р, 836, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. На севере и северо-востоке - тектоническими экранами, отделяющими ее от Мортымья-Тетеревской и Западно-Мортымьинской I залежей, зоной замещения коллекторов, вскрытой скважиной № 895. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 0,9 км х 1,2 км, высота 41 м

Западно-Мортымьинская залежь III расположена на западном крыле Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1964 г. скважиной 25Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 23 скважинами, ВНЗ – 2 скважинами. ВНЗ занимает 17 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской III залежи получено:

  • 10 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 0,5 м3/сут (скв. № 1131, dшт=6 мм) до 185,0 м3/сут (скв. № 855, dшт.=15 мм);

  • 2 фонтанных притока воды с пленкой нефти из 2 скважин дебитом от 50,0 м3/сут (скв. № 848, dшт=2мм) до 52,0 м3/сут (скв. № 848, dшт=2мм);

  • 2 притока воды из 2 скважин дебитом от 6,6 м3/сут (скв. № 135Р) до 50,8 м3/сут (скв. № 113Р, ΔР=0,48 МПа).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1470,0 м (скв. № 894) до – 1517,9м (скв. № 842), перепад отметок кровли коллектора составляет 47,9 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 22,6 м (общая) и 12,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,0 м (скв. № 394) до 12,6 м (скв. № 852), в среднем составляют 6,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,0 м (скв. № 394) до 12,6 м (скв. № 852), в среднем – 6,2 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1518,9 м, принят на абс. отм. -1518 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 135Р, 834, 848, 857, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера и юга - зоной замещения коллекторов, вскрытой скв. №№ 90Р, 5251, с востока – линией выклинивания пласта, вскрытой скв. №№ 846, 847, 860, 1340. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 4,5 км × 1,6 км, высота 48 м.

Северо-Мортымьинская залежь приурочена к северной периклинали Мортымья-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1968 г. скважиной 910, в разработку введена в 1977 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 20 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 15 скважинами, ВНЗ – 5 скважинами. ВНЗ занимает 46 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний (табличное приложение Н 2.3.1). При испытании интервалов пласта в скважине № 1391 получен фонтанный приток нефти дебитом 60,0 м3/сут на 8 мм штуцере при испытании интервала -1600,8-1633,0 м (абс. отм. -1538,8-1571 м).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1488,2 м (скв. № 7051) до – 1575,6 м (скв. № 1432), перепад отметок кровли коллектора составляет 87,4 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 1 лист 1). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 43,4 м (общая) и 29,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,4 м (скв. № 1434) до 29,0 м (скв. № 1391), в среднем составляют 14,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4 м (скв. № 1434) до 29,0 м (скв № 1391), в среднем – 10,5 м (графическое приложение 4 лист 1).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1579,6 м, принят на абс. отм. -1580 м.

Залежь ограничена с севера и востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 1436, 1438, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга – зоной замещения, вскрытой скв. № 1394 и скв. № 7046 и частично зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 788, с запада - тектоническим экранами, отделяющими от Западно-Мортымьинской I залежи. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 2,5 км × 2,0 км, высота 92 м.

Южно-Мортымьинская залежь расположена на западном крыле Южно-Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1962 г. скважиной 23Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 49 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 37 скважинами, ВНЗ – 12 скважинами. ВНЗ занимает 49 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Южно-Мортымьинской залежи получено:

  • 11 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 1,0 м3/сут (скв. № 870, dшт=6 мм) до 103,0 м3/сут (скв. № 145Р, dшт.=7 мм);

  • 1 фонтанный приток нефти с водой дебитом 15,1 м3/сут (3,3 м3/сут нефти и 11,8 м3/сут воды, dшт.=3 мм) - скв. № 23Р;

  • 2 непереливающих нефтяных притока дебитом от 0,7м3/сут (скв. № 23Р) до 181 м3/сут (скв. № 399);

  • 4 притока воды из скважин №№ 870, 891, 912Р, 1188Р.

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1466,7 м (скв. № 5286) до – 1508,8 м (скв. № 5260), перепад отметок кровли коллектора составляет 42,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в юго-западном направлении (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 26,2 м (общая) и 18,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 5263) до 18,0 м (скв. № 810), в среднем составляют 6,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 5263) до 11,0 м (скв. № 892), в среднем – 5,5 м (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК вскрыт одной скважиной на абс. отм. -1503,8 м, принят на абс. отм. -1506 м.

Залежь ограничена с запада изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 890, 891, 7053, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера, востока и юга - зонами замещения, вскрытыми скв. №№ 5251, 587Р, 871, 872, 1106, и зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. №№ 24Р, 89Р. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 6,8 км х 3,1 км, высота 40 м.

Южно-Тетеревская залежь расположена на юго-восточном склоне Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1963 г. скважиной 85Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 194 скважинами, из них 28 скважинами вскрыта газовая шапка, ГНЗ вскрыта 44 скважинами, ЧНЗ - 67 скважинами, ВНЗ - 55 скважинами. Зона ГНЗ составляет 23 % от площади залежи, ЧНЗ составляет 31 % от площади залежи, ВНЗ – 46 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Южно-Тетеревской залежи получено:

  • 1 фонтанный приток газа из скважины № 902Р;

  • 4 фонтанных притока нефти и свободного газа дебитом от 24,3 м3/сут нефти и 1,9*103 м3/сут свободного газа (скв. 85Р, dшт.=3 мм) до 5 м3/сут нефти и 115*103 м3/сут свободного газа (скв. № 688, dшт.=6 мм);

  • 15 фонтанных притоков нефти из 13 скважин дебитом от 4,7 м3/сут (скв. № 1101, dшт=6 мм) до 185,0 м3/сут (скв. № 1140, dшт.=12 мм);

  • 3 фонтанного притока воды с пленкой нефти из скважин №№ 903Р, 908, 1102Р;

  • 3 притока газа из скважин №№ 162Р, 952, 955;

  • 4 непереливающих нефтяных притоков из скважин №№ 915, 917, 990, 1136;

  • 3 непереливающих притока нефти с водой из скважин №№ 921, 1125, 1134;

  • 14 притоков воды из 13 скважин дебитом от 5,6 м3/сут (скв. № 1127Р) до 350,0 м3/сут (скв. № 907Р).

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1452,9 м (скв. № 5268) до – 1516,2 м (скв. № 432), перепад отметок кровли коллектора составляет 63,3 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в южном направлении (графическое приложение 1 лист 4). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 31,0 м (общая) и 25,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 0,8 м (скв. № 958, 1134) до 25,6 м (скв. № 984), в среднем составляют 12,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 1134) до 21,8 м (скв. № 924), в среднем – 8,8 м (графическое приложение 4 лист 4) Эффективные газонасыщенные толщины по скважинам составляют 0,6 м (скв. № 917) – 19,6 м (скв. № 5265), в среднем – 6,2 м (графическое приложение 7).

ГНК вскрыт 11 скважинами на абс. отм. -1493,4 м – 1495,3 м, принят на абс. отм. -1494 м.

ВНК вскрыт 13 скважинами на абс. отм. -1514,9 м – 1518,7 м, принят на абс. отм. -1517 м.

Северной участок залежи ограничен с юга и востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 402, 441, 795, 950, 907Р, 995, 1127Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С севера – изогипсой ГНК. Южный участок с востока и юга ограничен изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 439, 930, 946, 982, 983, 1115Р, 1117Р, 1148, 1156, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юго-запада – тектоническим нарушением, с запада – изогипсой ГНК, частично ВНК и зоной замещения, вскрытой скв. №1133. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 4,1 км × 2,6 км, высота 65 м (северный участок). Размеры залежи 8,7 км × 5,8 км, высота 46 м (южный участок).

Мало-Мортымьинская залежь расположена на юго-западном крыле Южно-Мортымьинского поднятия. Залежь открыта в 1995 г. скважиной 10491Б, вскрывшей чисто-нефтяную зону, в разработку введена в 1996 г. Продуктивность участка подтверждена результатами испытаний. При испытании интервала -1473,6-1478,7 м (абс. отм. -1637,0-1642,4 м) в скважине № 10491Б получен фонтанный приток нефти дебитом 27 м3/сут, на штуцере 5 мм.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта скважиной на отметке – 1472,8 м (графическое приложение 1 лист 2). Общая и эффективная нефтенасыщенная толщины пласта в скважине составляют 9,9 м и 4,2 м соответственно (графическое приложение 4 лист 2).

ВНК скважиной не вскрыт, принят условно на абс. отм. -1480 м.

Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважиной № 10491Р, вскрывшей с кровли водонасыщенный коллектор. С запада, востока и юга – зоной выклинивания. Тип залежи структурный. Размеры залежи 0,6 км х 0,9 км, высота 7 м.

Залежь пласта Т1
Отложения пласта Т1 на большей части площади отсутствуют или имеют локальное распространение. Разрез пласта Т1 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В результате проведения поисково-разведочных работ в отложениях пласта Т1 установлена продуктивность отложений пласта в районе Мортымья-Тетеревской залежи, в которой содержится 0,1 % от запасов нефти по месторождению.

Структура карта и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту Т1 представлены на рис. 2.1.16-2.1.17 и графических приложениях 2 и 5 соответственно.

Мортымья-Тетеревская залежь расположена в заливообразном прогибе между Мортымьинским и Тетеревским малыми валами. Залежь открыта в 1967 г. скважиной № 732. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 7 эксплутационными скважинами, их них ЧНЗ вскрыта 4 скважинами, ВНЗ - 3 скважинами. ВНЗ занимает 29 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено:

  • 1 фонтанный приток нефти дебитом 6,0 м3/сут (скв. № 732, dшт=6 мм);

  • 3 притока воды из скважин №№ 261Р, 698, 716.

Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1529,1 м (скв. № 1319) до – 1549,2 м (скв. № 676), перепад отметок кровли коллектора составляет 20,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в направлении от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 2). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 16,2 м (общая) и 6,4 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,4 м (скв. № 1355) до 6,4 м (скв. № 732), в среднем составляют 3,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 м (скв. № 676) до 5,6 м (скв. № 732), в среднем – 2,7 м (графическое приложение 5).

Пласты П, Т1 и КВ гидродинамически связаны, имеют единый уровень ВНК, принятый на абс. отм. -1552 м.

Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 698, 699, 722, 7017, 7018, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада, востока и юга зоной выклинивания продуктивного пласта и зоной замещения коллекторов пласта, вскрытой скв. №№ 727, 1306 и 1316. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 1,3 км × 1,4 км, высота 30 м.
Залежи образований коры выветривания (КВ)
Распространение залежей КВ имеет мозаичный характер и ограниченные по площади размеры. Залежи КВ приурочены к сводовым участкам структур, близким к границам зон выклинивания пласта П. В результате проведения поисково-разведочных работ в образованиях КВ установлена продуктивность в районе 5 залежей (Мортымья-Тетеревской, Южно-Тетеревской, Южно-Мортымьинской, Западно-Мортымьинской I и Восточно-Тетеревской II залежей), в которых содержится 1,7 % от запасов нефти по месторождению. Коллекторы КВ на месторождении гидродинамически связаны с коллекторами вышезалегающих пластов П и Т1. ВНК принят на абс. отм. -1552 м, как и для пласта П.

Структурная карта, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин образований коры выветривания представлены в графических приложениях 3, 6, 8 соответственно.

Мортымья-Тетеревская залежь представлена 8 локальными участками. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено:

  • 1   2   3

написать администратору сайта