Конитлор геолог часть. 2. Геологическая часть (готовая). 2. геологическая часть геологическая характеристика Конитлорского месторождения
 Скачать 0.59 Mb.
|
2.2. Характеристика продуктивных пластовВ региональном плане Конитлорское месторождение приурочено к Конитлорской, Сукур-Яунской, Восточно-Конитлорской структурам III порядка, расположенных в пределах Венглинского структурного носа, осложняющего северный склон Сургутского свода. Теологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности -начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками. Нефтяные залежи выявлены в пластах Ю2 (тюменская свита), Ю1 (васюганская свита), Aч1 и Ач2 (ачимовская толща), БС100(верх) и БС100(низ) (мегионская свита). Залежь пласта Ю2  Коллектора пласта Ю2 залегают в виде узкой полосы, направленной с юго-запада на северо-восток и двух фациальных окон в районе скв.156-157 и скв. 172-193 расположенных восточнее. Пласт продуктивен на юго-западе месторождения. Для пласта Ю2 характерен регрессивный тип разреза с опесчаниванием кровли. Южная залежь вскрыта двумя скважинами на глубинах 2739 - 2806 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 м (на границе зон глинизации) до 5.0 м (скв. 153). В проводится условно по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скв. 193, т.е. на а. 2723.9 м. Дебит нефти в этой скважине составил 5.1 м3/сут. при СДУ - 1274 м. Размеры залежи составляют 5 х 3.2 в км, высота - 68 м, тип - литологически экранированный.Залежи пласта Ю1 Пласт Ю1 в песчаных фациях представлен двумя небольшими зонами нефтеносности приуроченными к северной части месторождения (район скв. 181 и 182). Каждая из них содержит литологически экранированную залежь нефти. Покрышкой для залежей пласта Ю1 являются черные плитчатые аргиллиты георгиевской свиты. Толщина покрышки занимаемая этими залежами 4 м и 3 м соответственно. Залежь района скв. 181 вскрыта одной скважиной на глубинах 2875 - 2887 м Нефтенасыщенная толщина в ней составляет 1.2 м. При испытании получена безводная нефть дебитом 4.5 м3/сут. при СДУ-1256м. ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя на а.о. -2794 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 9.2 х 2.2 км, высота -4м. Залежь района скв. 182 вскрыта одной скважиной на глубинах 2864-2914 м Пефтенасыщенная толщина - 7.2 м. ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя на а.о. -2818м. Дебит нефти - З,9 м3/сут. при  P иc.2.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез   СДУ - 1382м. Размеры залежи литологически экранированного типа равны 4 х 2.1 км, высота - до 38 м.Схема контуров нефтеносности этих залежей приведена на рис. 2.2. Ачимовская толща Пласт Ач2 Пласт Ач2 вскрыт большинством пробуренных скважин на глубинах 2671 - 2736 м. Пласт состоит из нескольких песчаных тел, разделенных зоной глинизации. Раздел зоны глинизации пластов Ач1 и Ач2 проводится в центре месторождения и делит ее на западную и восточную части. Продуктивной для обоих пластов, в основном, является западная часть. Эффективные толщины коллекторов изменяются в широких пределах от 1,9 м до 15.2м, причем зоны повышенных значений параметра представляют из себя цепочку "желваков", вытянутую вдоль перегиба палеорельефа. С востока распределение эффективных толщин более равномерное: наряду с "желваками" в районе скв. 177 и 193 отмечается постепенное закономерное уменьшение эффективных толщин к глинизации. Основным контролирующим фактором является палеорельеф, а не современный структурный план. Коллектора пласта Ач2 перекрываются темно-серыми тонко-отмученными плитчатыми аргиллитами, толщина которых изменяется от 0.8 м до 1.2 м. Непосредственно над залежами толщина покрышки невелика: от 3.2 м до 8.0 м. Основная залежь вскрыта четырьмя скважинами на глубинах 2671 - 2705 м и контролируется на востоке глинистым экраном. Нефтенасыщенные  толщины изменяются от 1.0 до 8.6 м. Все скважины испытаны: в двух  Рис.2.2. Схема контуров нефтеносности пластов ЮС1 и ЮС2 Конитлорского месторождения получены безводные притоки с дебитом до 15 м3/сут. при ДУ - 769 м (скв. 199), а в двух других - совместные притоки нефти с водой. ВНК на севере залежи отбивается на а.о. -2621.8 - 2622.3 м (соответственно скв. 180 и 182), на юге на а.о. -2621 - 2613 м, соответственно, в скв. 191 и 198. Таким образом, при наклонном уровне ВНК (а.о. -2613 -2622 м) размеры залежи равны 8.5 х 5.5 км, а высота - 22.4 - 31.4 м (в среднем 27 м). Схема контуров нефтеносности основной залежи приведена на рис. 2.3.  Пласт Aч1Породы-коллектора пласта Ач1 занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного, вытянутого с юго-запада на северо-восток линзовидного песчаного тела, разделенного узкой зоной глинизации на западную и восточную части. Кроме того, в районе скв. 173, 177 встречена отдельная зона песчаников. Нефтенасыщены коллектора в западной части месторождения и в районе скв. 173 - 177. Пласт вскрыт практически всеми пробуренными скважинами на глубинах 2659 - 2856 м и является первым по величине запасов нефти на месторождении. Эффективные толщины изменяются от 1.2 м до 20 м, в среднем -12м. Основная залежь вскрыта 16 скважинами на глубинах 2641-2722 м и контролируется литологическим экраном. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне: от 1.2 до 20 м. В 14 скважинах пласт испытан и безводные дебиты достигают 28.8 м3/сут. на штуцере. Наиболее высокая отметка фиксируется в скв. 155 (-2560 м), а наиболее низкая - та, в которой получена безводная нефть, в скв. 193 -2613.6 м.  Р ис.2.3. Схема контуров нефтеносности пластов Ач1 и Ач2 Конитлорского месторождения ВНК не является горизонтальным по залежи. На севере и западе он проводится на глубину a.o.-2631 - 2635 м. B северной скв. 187 ВНК проведен на а.о. -2606м (средняя), далее на юг снижается до -2610 м (скв. 196), а в скв. 193 - на а.о. -2617.8 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя).Размеры залежи 32х10 км, высота 46 - 75 м (в среднем 60м), тип залежи - литологически экранированный. Восточная залежь пласта Ач1 вскрыта тремя скважинами на глубинах 2605 - 2637 м и контролируется литологическим экраном. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 8.6 до 20 м. В двух скважинах получена безводная нефть дебитами 7.5 и 10.2 м3/сут. при динамическом напоре соответственно 1296 и 1495 м. ВНК установлен в скв. 172 на а.о. -2660 м (средний). Размеры залежи 10.5х4.5 км, высота 44м. Тип залежи - литологически экранированный. Схема контуров нефтеносности этих залежей приведена на рис. 2.3. Горизонт БС10 Горизонт БС10 на Конитлорском месторождении в песчаных фациях представлены лишь пластом БС100. который при корреляции был разделен на два подсчетных объекта: БС100(верх) и БС100(низ). Для пласта БС100 можно выделить три типа разреза: 1. Зона, где оба продуктивных пласта являются коллекторами - западная и северо-западная часть месторождения; 2. Часть месторождения, где оба пласта глинизируются - юго-запад месторождения и линия перегиба палеорельефа в центре месторождения (скв. 156,157). 3. Район, где имеет распространение только верхний пласт - восточная часть месторождения (скв. 158,172,174,175,176). Нефтенасыщены коллекторы пласта БС100 в пределах первого типа разреза. На структурном плане основные залежи пластов БС100(н) и БС100(в) совпадают. Общая толщина пласта БС100 изменяется от 13.8 до 33.2 м и в среднем составляет 24.9 м. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины пластов БС100(н) и БС100(в) по разведочным скважинам изменяются от 6.0 до 23.4 м и в среднем составляют 16.4 м. Максимальные залегания эффективных нефтенасыщенных толщин приурочены к центральным частям залежи.  Эксплуатационное разбуривание пласта БС100 начато в 1996 году в районе разведочной скважины 195 (центральная часть залежи). По состоянию на 1.06.97 г на Конитлорском месторождении пробурено 53 скважины. По результатам эксплуатационных скважин эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 6.0 до 30.4 м, в среднем толщина составляет 17.7 м.Из вышесказанного видно, что ожидаемая нефтенасыщенная толщина (разведочных скважин 195-151) практически соответствует нефтенасыщенной толщине, полученной при эксплуатационном разбуривании залежи пласта БС100. Коллекторы пласта БС100(н) вскрыты 17 скважинами на глубинах 2463 - 2567 м и представляют из себя вытянутую зону субмеридионального простирания, ограниченную с трех сторон областью глинизации, и двумя фациальными окнами в районе скв. 187 - 204, а также скв. 173-177. Эффективные толщины пласта изменяются от 2.2м до 11.2м. Распределение эффективных толщин по площади контролируется структурным фактором и зоной замещения. Покрышкой для залежей пласта БС100(н) являются аргиллиты серые, алевритистые, плотные. Над залежью толщина покрышки изменяется от 1.0м до 2.8м, увеличение толщин происходит на север. Основная залежь пласта БС100(н) вскрыта 8 скважинами на глубинах 2461 2525м.  Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.2 до 12.4 м. В шести скважинах пласт опробовался. Дебиты нефти изменяются от 2.7 м3/сут. при ДУ - 574 м до 55.2 м3/сут. через 8 мм штуцер при совместном испытании с вышезалегающим пластом.Наиболее высокая отметка залежи - 2380 м зафиксирована в скв. 193, а наиболее низкая, с которой получена безводная нефть - 2427.3 м (скв.180). ВНК проведен условно, по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скв. 193 2442 м. Размеры литологически экранированной залежи 28 х 4 км, высота 62 м. Схема контуров нефтеносности основной залежи пласта БС100(н) приведен на рис.2.4. Пласт БС100(в) вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами на глубинах 2419 - 2622 м. Также, как и для нижележащих пластов, поле коллектора в пределах месторождения делится на два тела: восточное и западное, разделенное зонами глинизации. Распространение западного песчаного тела контролируется линиями замещения с юга и запада. Эффективные толщины пласта изменяются в широких пределах: от 0.4 м до 17.1 м. Области максимальных значений эффективных толщин приурочены к центральной части западного тела и имеют субмеридиональную направленность. К линиям глинизации происходит закономерное уменьшение параметра. В субширотном направлении в районе скважин 204 и 187 отмечается пережим, где происходит значительное уменьшение эффективных толщин. Покрышкой для пласта БС100(в) является пачка глин и аргелитов, разделяющая горизонт БС10 и пласта БС9, толщина ее изменяется от 10 до 44 м с тенденцией увеличения на запад и юго-запад. Сложена покрышка аргелитами серыми и темно-серыми, плотными, участками рассланцованными, с редкими прослоями глинистого сидерита и алевролита.  Основная залежь пласта БС100(в) вскрыта 15 скважинами на глубинах 2449-2515 м и контролируется зонами глинизации.Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 12.2 м. В 14 скважинах пласт испытан: дебиты нефти изменяются от 0.6 м3/сут. при ДУ 1139 м до 55.2 м3/сут. (на 8 мм штуцере) при совместном испытании с нижележащим пластом БС100(н). Наиболее высокая отметка в скважине 193 - а.о.-2367 м, а наиболее низкая, с которой получена нефть - в скважине 191 ( а.о.-2414.2 м ). ВНК вскрыт в двух скважинах ( 180Р и 182Р ), расположенных на севере залежи, на а.о.-2428.9 - 2431 м. Размеры литологически экранированной залежи равны 29х8 км, высота - 63 м. Схема контуров нефтенасыщенности основной залежи пласта БС100(в) приведена на рисунке 2.4. Таким образом, в соответствии с подсчитанными балансовыми запасами на Конитлорском месторождении выделено 6 залежей. Результаты испытания разведочных скважин Конитлорского месторождения приведены в таблице 2.1. Интенсификация притоков по разведочным скважинам на месторождении проведена на 28 объектах. Основные методы интенсификации: повторная перфорация, гидропескоструйная перфорация (ГПП), метод переменных давлений (МПД), метод ПГД-БК, гидросвабирование, кислотная обработка призабойной зоны, кавитационно-имплазивное воздействие. Значительных результатов при проведении работ  по интенсификации не было получено. Из 21 подсчетного объекта, где применялись методы, положительный результат получен по 14. Рис. 2.4. Выкопировка из карты нефтенасыщенных толщин пласта БС100.  Таблица 2.1.Характеристика коллекторских свойств пластов Конитлорского месторождения (по керну)
|