КРС методы совершенствования. Дипломного проекта Совершенствование работ в капитальном ремонте скважин на примере месторождения тпп Урайнефтегаз
 Скачать 0.86 Mb.
|
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластовПо литологической характеристике в свите выделяются три продуктивных пласта Т1, Т2, Т3. Пласт Т1. Выявлены две нефтяные залежи: Центральная нефтяная залежь – пластовая, сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная с размерами от 4,0х0,7-1 км до 20,5х7,0-14,0 км, высотой 80-88,6 м. Залежь разделена тектоническими нарушениями на три участка. Южная нефтяная залежь – пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная с размерами от 0,9х0,7 км до 12,7х9,6 км, высотой 2-69 м. Залежь осложнена разрывными нарушениями и разделена на пять участков. Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по результатам исследования керна: пористость (397 определений из 52 скважин), проницаемость (288 определений из 52 скважин), водоудерживающая способность (158 определений из 52 скважин); по ГИС: пористость – 971 определение, проницаемость – 882 определения, начальная нефтенасыщенность – 197 определений; по ГДИ: проницаемость (66 определений из 51 скважины). Фильтрационно-емкостные свойства пласта и нефтенасыщенность для проектирования приняты по результатам интерпретации ГИС. ОФП для проектирования приняты по результатам собственных исследований на трех образцах керна пласта Т2 и 13 образцах керна одновозрастных отложений Ловинского месторождения. Остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения приняты по результатам собственных исследований керна (24 образца из 10 скважин) с учетом данных по одновозрастным отложениям Ловинского, Новомостовского, Яхлинского, Западно-Тугровского и Западно-Новомостовского месторождений (114 образцов из 17 скважин). Физико-химические свойства нефти пласта Т1 изучены по 9 глубинным пробам из 5 скважин и 163 поверхностным пробам из 122 скважин. Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая. Пласт Т2. Выявлены две нефтяные залежи: Центральная нефтяная залежь – пластовая, сводовая, стратиграфически, литологически и тектонически экранированная с размерами от 2,2х0,5-1 км до 19,7х13,1 км, высотой 13,7-74 м. Залежь осложнена четырьмя структурно-тектоническими блоками. Южная нефтяная залежь – пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная с размерами от 1,5х0,7 км до 12,9х9,6 км, высотой 4-76,9 м. Строение залежи осложнено наличием разрывных нарушений, делящих залежь на семь участков. Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по результатам исследования керна: пористость (634 определения из 56 скважин), проницаемость (512 определений из 56 скважин), водоудерживающая способность (308 определений из 56 скважин); по ГИС: пористость – 1198 определений, проницаемость – 1046 определений, начальная нефтенасыщенность – 398 определений; по ГДИ: проницаемость (56 определений из 48 скважин). Фильтрационно-емкостные свойства пласта и нефтенасыщенность для проектирования приняты по результатам интерпретации ГИС. ОФП для проектирования приняты по результатам собственных исследований на трех образцах керна пласта Т2 и 13 образцах керна одновозрастных отложений Ловинского месторождения. Остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения приняты по результатам собственных исследований керна (24 образца из 10 скважин) с учетом данных по одновозрастным отложениям Ловинского, Новомостовского, Яхлинского, Западно-Тугровского и Западно-Новомостовского месторождений (114 образцов из 17 скважин). Капиллярные характеристики получены по результатам исследований 59 образцов керна. Физико-химические свойства нефти пласта Т2 изучены по 13 глубинным пробам из 7 скважин и 76 поверхностным пробам из 63 скважин. Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая. Пласт Т3. Выявлены две нефтяные залежи: Центральная нефтяная залежь – пластовая, стратиграфически, литологически и тектонически экранированная с размерами от 3,5х1,2 км до 4,5х1-2,5 км, высотой 26,9-34,7 м. Залежь разделена зонами выклинивания и замещения пласта на два участка. Южная нефтяная залежь – пластовая, сводовая, стратиграфически, литологически и тектонически эранированная с размерами от 2,0х0,8 км до 9,8х8,1 км, высотой 10-48 м. Залежь осложнена зонами выклинивания и тектоническими нарушениями разделивших залежь на шесть участков. Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по результатам исследования керна: пористость (415 определений из 32 скважин), проницаемость (288 определений из 32 скважин), водоудерживающая способность (152 определения из 32 скважин); по ГИС: пористость – 252 определения, проницаемость – 249 определений, начальная нефтенасыщенность – 124 определения; по ГДИ: проницаемость (13 определений из 10 скважин). Фильтрационно-емкостные свойства пласта и нефтенасыщенность для проектирования приняты по результатам интерпретации ГИС. ОФП для проектирования приняты по результатам собственных исследований на трех образцах керна пласта Т2 и 13 образцах керна одновозрастных отложений Ловинского месторождения. Остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения приняты по результатам собственных исследований керна (24 образца из 10 скважин) с учетом данных по одновозрастным отложениям Ловинского, Новомостовского, Яхлинского, Западно-Тугровского и Западно-Новомостовского месторождений (114 образцов из 17 скважин). Капиллярные характеристики получены по результатам исследований 59 образцов керна. Физико-химические свойства нефти пласта Т3 изучены по 6 поверхностным пробам из 5 скважин. Глубинные пробы не отбирались. Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая. |