Отчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У
 Скачать 108.75 Kb.
|
Литолого-стратиграфическая характеристикаНа месторождении Бакланий Северный поисково-разведочным бурением вскрыты осадочные отложения толщиной до 1300 м (скважина 19). Разрез месторождения представлен породами перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена и четвертичной системы Нижнепермские отложения кунгурского яруса представлены соленосной толщей (галогенной и сульфатной). Отложения триаса расчленены на нижнетриасовый (ветлужская серия) и верхнетриасовый отделы, представлены серией чередующихся разноцветных песчаников и глин. Юрские отложения представлены тремя отделами и сложены терригенно-глинистыми разностями. Меловая система представлена почти всеми ярусами нижнего и верхнего отделов, за исключением валанжинского, сеноманского и датского ярусов. Нижнемеловые отложения сложены преимущественно глинистыми разностями с чередованием песчаников мелкозернистых, известковистых. Верхнемеловые отложения представлены чередованием глин, мергелей, песчаников. Продуктивная толща месторождения представлена отложениями нижнемелового комплекса аптского и альбского ярусов толщиной почти 380 м. Коллекторами нефти альбского и аптского продуктивного горизонта являются алевролиты, реже алевриты и песок. Тектоника Месторождение Бакланий Северный находится в северо-западной части Доссор-Косчагильской нфтегазоносной зоны. Залежи нефти открыты в северной части соляно-купольной структуры Бакланий, представляющей собой вытянутый с севера на юг массив трехлучевой формы, с обособленными сводами на севере и юге. Cтруктура Бакланий Северный имеет соляное ядро скрыто-прорванного типа со сводом, ориентированным с северо-запада на юго-восток, с минимальной глубиной залегания кровли соли 800 м и три склона: северо-восточный крутой (600) и два пологих: 6-100 юго-западный и 100 - юго-восточный. Тектоническими нарушениями субмеридионального и субширотного направления надсолевой осадочный чехол разбит на западное и восточное крылья и грабен [1, 3]. Структура разбита серией сбросов на ряд блоков. По кровле продуктивного альбского горизонта размеры структуры, ограниченной на севере и на юго-западе линиями разлома, по изогипсе –340 м составляют 2.0 х 1.2 км (приложения 2, 3). Амплитуда поднятия по альбским отложениям 45 м. 2.Строение и нефтегазоносность продуктивных горизонтов Нефтеносность залежей аптского и альбского горизонтов на месторождении доказана опробованием 20 объектов в 14 скважинах. В альбском продуктивном горизонте выделены пласты А и Б, в аптском пласты А, Б и В, с которыми связаны залежи нефти. Альбский горизонт. Пласты А и Б альбского продуктивного горизонта разделяются между собой глинистой пачкой толщиной от 8 до 10 м, хорошо прослеживаемой по всей площади месторождения. Пласт А Нефтяная залежь опробована в 8 скважинах и испытана в скважине 19. В работах [1, 3] отмечено, что нефтеносность пласта А установлена в пределах III, V и VI блоков. Блок III При опробовании скважины 12 в интервале 327 – 329 м (-341.8-343.8м) была получена нефть переливом 2.1 м3/сут, на СКН-3 дебит нефти составил от 23 м3/сут до 30.3 м3/сут при динамических уровнях 255 – 330 м. По результатам интерпретации ГИС наиболее низкая абсолютная отметка подошвы нефтенасыщенного коллектора в скважине 12 составляет – 346 м. Таблица 2.1. - Обоснование положения ВНК
Продолжение таблицы
Учитывая данные опробования и материалы промыслово-геофизической обработки, условный ВНК по залежи III блока принят на абсолютной отметке – 346 м (таблица 2.1.1.1). Залежь по типу резервуара пластовая сводовая, с востока и юга тектонически-экранированная. Высота залежи порядка 4 м (приложение 1, 2). Блок V Опробование и испытание нефтяной залежи А проведено в скважинах №№ 2, 9, 10, 19, 23 и 26. Самая низкая отметка получения нефти отмечена в скважине 26 –329.3 м. Дебиты нефти изменяются от 2.5 м3/сут при динамическом уровне 285 м, до 67.25 м3/сут при динамическом уровне 221 м. По результатам интерпретации материалов промысловой геофизики в скважинах 2 и 26, нижняя отметка продуктивного пласта находится на –314.6 м и –331.8 м соответственно, а водонасыщенные пласты в скважинах № 10, 13 и К-11 начинаются с абсолютных отметок –332.1, -330.0 и –331.1 м. Положение ВНК по V блоку изменяется от –330 м до –331.8 м (таблица 2.1.1.1). Залежь пластовая сводовая, с запада и юга тектоническая экранированная. Высота залежи 22 м. Блок VI Залежь А установлена по результатам опробования в скважинах 8 и 25. Самая низкая отметка получения нефти в скважине 25 соответствует абсолютному значению –320.7 м. Дебит нефти переливом 1.8 м3/сут, на СКН-3 дебит нефти составляет 30.6 м3/сут, при динамическом уровне 134 м (скважина 8) . По материалам геолого-геофизических исследований в скважинах 8 и 25 пласты-коллекторы оцениваются как продуктивные до абсолютных отметок –314.9, -322.5 м. Данные опробования и ГИС позволяют принять ВНК на абсолютной отметке –322.5 м. Залежь пластовая, тектоническая экранированная, высотой 11.6 м (приложения 1,2) Пласт Б Залежь опробована в трех скважинах, нефтеносность пласта установлена в пределах V и VI блоков. Блок V Залежь Б опробована в скважинах 2 и 23, получена нефть до абсолютных отметок –322.1 и –321.6 м. Дебиты нефти переливом составили 1.5 м3/сут и 1.6 м3/сут соответственно. ГИС продуктивность пластов подтверждаются до абсолютных отметок –324.6 и –325.0 м (таблица 2.1.1.1). ВНК по залежи изменяется от –324.6 м до -325 м. Залежь пластовая сводовая тектоническая экранированная, высотой 6 м (приложения 1, 2). Блок VI Залежь установлена опробованием скважины 8, где получена нефть до абсолютной отметки –321.9 м. Дебит нефти переливом составил 1.8 м3/сут. По данным ГИС в скважине 8 пласт оценивается как продуктивный до абсолютной отметки –324.9 м. ВНК залежи принят на отметке – 324.9 м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная на севере, высота залежи 6 м. Аптский продуктивный горизонт представлен тремя пластами-коллекторами: А, Б и В, отделяющимися друг от друга глинистыми пережимами толщиной от 3.2 и до 7.6 м. Пласт А продуктивен во II и V блоке. Блок II Нефтяная залежь опробована в 4 скважинах: 1, 11, 16 и 22 [1, 2]. Нефть дебитом 4.6 м3/сут переливом получена при опробовании в скважине 1 до абсолютной отметки –448.7 м. По результатам интерпретации материалов промысловой геофизики в скважинах 1, 11, 16, 22 пласты коллекторы продуктивны до отметок –448.7, -434.7, -444.6 и –434.5 м соответственно, а водонасыщенный пласт отмечается в скважине К-51 с абсолютной отметки –451.7 м. Положение ВНК принимается на отметке - 448.7 м (таблица 2.1.1.1). Залежь пластовая, тектонически экранированная с юга. Высота залежи 15.6 м (приложения 1, 3). Блок V Залежь установлена опробованием скважин №№ 12, 24 и 26, в которых получена нефть до абсолютных отметок -532.8, –538.7 и –542 м с дебитами 1.3 м3/сут, 5.96 м3/сут при среднем динамическом уровне 317 м и приток нефти с водой дебитом 245.3 м3/сут при среднем динамическом уровне 261 м соответственно. По материалам ГИС в скважинах № 12, 24, 26 пласты оцениваются как продуктивные до абсолютных отметок –531.8, -537.3, -542.6 м соответственно. Положение водонефтяного контакта изменяется от –537.3 м до -542.6м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная на юго-западе, высота –15 м (приложения 1, 3). Пласт Б продуктивен во II блоке. Блок II Залежь опробована в скважине 22, где до абсолютной отметки –440.5 м получена нефть. Дебит притока прослеживанием уровня составил 42.3 м3/сут при среднем динамическом уровне 289.5 м. По данным геофизической обработки скважин №№ 11, 22, К-41 подошва нефтенасыщенных коллекторов отмечается на абсолютных отметках –447.3, -445.1, -446.3 м, соответственно. Положение ВНК условно принято на отметке –447.3 м по подошве нефтеносного пласта в скважине 11 (таблица 2.1.1.1). Залежь пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная, высота ее равна 7 м (приложения 1, 3) Пласт В продуктивен только во II блоке. Блок II В скважинах № 11, 22 по данным интерпретации ГИС подошвы нефтенасыщенных пластов-коллекторов достигают абсолютных отметок –450.1 м, -449.7 м соответственно. В скважине К-41 с абсолютной отметки –453.3 м пласт водонасыщен. Опробование пласта не проводилось. ВНК условно принимается на абсолютной отметке –450 м (таблица 2.1.1.1). Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная с юга, высота 2м (приложения 1, 3). 3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность В разделе приводится характеристика залежей и их толщин, проведена оценка неоднородности продуктивного разреза альбского и аптского горизонта. Таблица 3 - Коэффициенты неоднородности пластов
Альбский продуктивный горизонт Пласт А Общая толщина продуктивного пласта в среднем составляет 4.5 м. Эффективные толщины изменяются от 3 м (скважины 8, 13) до 5.4 м (скважина 25), нефтенасыщенная толщина варьирует в тех же пределах (приложение 3). Площадь нефтеносности составляет 1064 тыс.м2 [4]. Пласт Б Отделяется от вышележащего пласта А глинистым пропластком, толщиной до 10 м. Общая толщина продуктивного пласта Б изменяется от 5 м (скважина 23) до 13.5 м (скважина 10). Среднее значение эффективной толщины 7.8 м при минимальной 4.2 м (скважина 23) и максимальной – 11 м (скважина 10) Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.5 м (скважины 10, 19) до 6 м (скважина 2) Площадь нефтеносности равна 315.5 тыс. м2 [4]. Таблица 3.1 Характеристика толщин продуктивных горизонтов
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||