+5++ДИПЛОМ+ГРП+Усть-Балыкское. Общая часть 10 Характеристика района работ 10

• Название: Общая часть 10 Характеристика района работ 10
• Дата: 21.03.2022
• Размер: 2.34 Mb.
• Имя файла: +5++ДИПЛОМ+ГРП+Усть-Балыкское.docx
• Тип: Реферат; #406478
• страница: 4 из 10

Нефтегазоносность

С точки зрения нефтегазоносности в настоящее время мезозойский гидрогеологический бассейн Западно – Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) представляет наибольший интерес. С ним связаны: продуктивные на нефть неокомский и юрский гидрогеологические комплексы; подземные воды апталъбсеноманскоrо гидрогеологического комплекса широко используются на нефтепромыслах Широтного Приобья в целях снабжения систем поддержания пластового давления при интенсификации добычи углеводородного сырья и в качестве поглощающего горизонта для закачки излишков подтоварных вод. Мезозойский бассейн на большей части территории Западной Сибири надежно изолирован от техногенного воздействия на природную среду (кайнозойского бассейна) глинами туронэоценового возраста толщиной ДО 750 М. Усть – Балыкское месторождение расположено во внутренней гидрогеологической зоне (элизионная литостатическая система) ЗСМБ, для которого характерна инверсия вертикальной гидрогеологической зональности.

4. Характеристика продуктивных пластов БС₁₀ и БС₁₁

Согласно тектонической карте Западно – Усть – Балыкскогое месторождение разделено на две части: восточная часть участка входит в состав Сургутского свода, являющегося структурой I порядка, в пределах Усть – Балык – Мамонтовского вала, а западная часть попадает в Тундринскую котловину, которая раскрывается в северном направлении. С южной части на границе участка располагается Малобалыкская мегаседловина, с западной ее стороны находится Салымский мосел.

Основным продуктивным объектом является пласт , выделяемый в составе горизонта . Особенность строения группы пластов является клиноформный характер развития отложений, которые представляют собой изохронно не связанную систему песчаных тел, с различной степенью глинизации, позиционно, «внахлест» продолжающих друг друга в сторону отступающего моря, образуя, таким образом, регрессивный песчаный покров. По результатам ранее выполненных сейсморазведочных работ установлено, что клиноформы на месторождении имеют субмеридиональную направленность, то есть при корреляции их можно проследить только по разрезам, построенным с юго – востока на северо – запад. Пласт относится к Покачевской клиноформе сортымской свиты раннемелового возраста.

С целью выявления особенностей геологического строения и закономерностей распространения коллекторов проведена корреляция продуктивного пласта , построены карты эффективных нефтесодержащих толщин, распределения средних значений пористости. Все исследования проведены с использованием программного обеспечения Prime и Petrel. ПО Prime – это интегрированная система, позволяющая собирать, обрабатывать и хранить геолого – геофизические данные для нефтегазовой отрасли. В ПО Petrel осуществляется построение геологических моделей, создание схем корреляции, различных геологических карт.

Первым этапом исследований являлось проведение корреляции разрезов скважин (рис.2.3).

За репер была принята подошва чеускинской глинистой пачки, которая хорошо выдержана по мощности (30 – 45 м) и обладает индивидуальной геофизической характеристикой, то есть хорошо выделяется по ГИС высоким значениям ГК и низким значениям НГТ. Мощность пласта меняется от 14 м скважине 134 до 61 м в скважине 24 и закономерно увеличивается в направлении с СЗ на ЮВ. По литологическому составу пласт неоднороден и представлен переслаиванием песчаников от мелко – до крупнозернистых с глинистыми и алеврито – глинистыми прослоями.

К подошве чеускинских глин приурочен отражающий сейсмический горизонт , совпадающий с поверхностью кровли . Для построения структурной карты по кровле пласта в ПО Petrel использовался сейсмический GRID по горизонту ,. Далее эта поверхность была увязана с данными по скважинам, полученным в ходе корреляции. Согласно полученной структурной карте по кровле Усть – Балыкское поднятие представляет собой структуру изометричной формы, выделяющуюся на пологом терассовидном склоне, который погружается с северо – востока на юго – запад.

В результате проведенных геолого – геофизических работ на изучаемой площади установлены границы литологического выклинивания коллекторов, поэтому на месторождении выделяются три залежи пласта .

Для выделения и хараетеристики коллекторов проведена интерпретация ГИС в ПО Prime. Коэффициент пористости рассчитывался по кривой ГК, т.к., в ряде скважин кривая ПС отсутствует, либо бурение проводилось на соленом (полимерном) растворе.


Рис 2.3. – Схема корреляции по направлению с СЗ на ЮВ по линии скважин 136 – 139 – 171 – 210L – 41.

Интерпретация осуществлялась по двойному разностному параметру, который равен отношению:



где – двойной разностный параметр;

J – текущее значение ГК, гамма;

– минимальное значение ГК, гамма;

– максимальное значение ГК, гамма.

За предел колектора принято значение пористости 15,8%. По граничным значениям выделялись коллекторы и непроницаемые пропластки.

Для отложенийнр пласта . Была построена карта эффективных толщин (рис.2.4) с учетом линий выклинивания коллектора, за пределами которой эффективная толщина равна нулю.

Согласно проведенным пострениям эффективная мощности пласта меняется от 0 м до 56,5 м, достигая своих максимальных значений в центре каждой залежи. Для южной залежи эти значения равны 56,5 м, для средней – 37,38 м, для северной – 50,34 м. Однако для достоверной оценки мощностей средней залежи необходимо иметь больше фактических данных по площади, в.т.ч. бурение дополнительных скважин.

На основе полученной карты эффективных толщин, построена карта нефтенасыщенных толщин (рис.2.5).

Абсолютная отметка ВНК принята на уровне – 2471 м на основе данных ГИС, данных опробирования, перфорации и разработки пласта в первые месяцы работы. Нефтенасыщенная мощность пласта меняется от0 до 56,5 м. В южной залежи эффективная нефтенасыщенная мощность пласта совпадает с эффективной, а в северной и средней залежи составляет 50,26 м и 37,48 м соответтсвенно. Залежи по типу литологически экранированные.


Рис.2.4. – Карта эффективных толщин. Рис.2.5. – Карта эффективных нефтенасыщенных толщин.
Северная залежь имеет площадь 54,0 км², средняя и южная – 30,7 и 19,4 км² соответственно. Максимальная высота залежи достигает 61 м.

Для характеристики емкостных свойств коллекторов была построена карта распределения средних значений пористости (рис.2.6). Максимальные значения отмечаются в купольной части залежей, где достигают 18,6% и уменьшаются к линиям выклинивания до 15,8%. В целом по всем трем залежам значения пористости распределены равномерно и характеризуются высокими ЕС.



Рис.2.6. – Карта средних значений пористости.
Из рассмотренных характеристик можно сделать вывод:

Формирование отложений связано с обстановками мелководного шельфа, в которос формируются линзообразно – выпуклые ассиметричные тела, для которых характерно переслаивание песчаных и непроницаемых глинистых и глинисто – алевритовых пород.

Увеличение общих толщин происходит в направлении с северо – запада на юго – восток.

Эффективная мощность пласта меняется от 0 м до 56,5 м. Уровень DYR принят на отметке – 2471 м.

В пределах месторождения выделены 3 литологически экранированные залежи.

Все залежи характеризуются высокими значениями пористости, что по классификации А.А.Ханина позволяет их отнести к III классу коллектора.