Курсовая ВЧНГ. Курсовой ВЧНГ. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

• Название: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
• Анкор: Курсовая ВЧНГ
• Дата: 05.04.2022
• Размер: 2.11 Mb.
• Имя файла: Курсовой ВЧНГ.docx
• Тип: Курсовая; #443618
• страница: 5 из 11

1.7 Характеристика залежей Верхнечонского месторождения

Верхнечонское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в песчаниках нижнемотской подсвиты (верхнечонский горизонт – пласты Вч₂, Вч₁, Вч₁+Вч₂), в карбонатах среднемотской подсвиты (преображенский горизонт) и усольской свиты (осинский горизонт). По залежам этих горизонтов в отчете сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов верхнемотской подсвиты (устькутский горизонт).

Разведанные залежи пластовые неантиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного погружения пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла. Характеризуются сложным строением резервуаров в связи с невыдержанностью коллекторов как за счет изменения литологического состава пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Выделенные малоамплитудные (с высотой от 5 до 7 м) разрывные нарушения контролируют залежи с разным по фазовому состоянию углеводородным насыщением пластов-коллекторов, имеющих разновысотные положения газожидкостных контактов. Литологическое ограничение и элементы тектонического экранирования залежей фиксируются во всех продуктивных горизонтах. Кроме перечисленных факторов, влияющих на размещение залежей в продуктивном верхнечонском горизонте, залегающем в основании осадочного чехла на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом являются также стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта Вч₂ и выклинивании глинистой перемычки, отделяющей этот пласт от вышезалегающего пласта Вч₁.

Всего на Верхнечонском месторождении выявлено 18 залежей скопления углеводородов, из них десять залежей (залежи от 1 до10) связаны с песчаниками (Вч₂, Вч₁, Вч₁+Вч₂) верхнечонского горизонта, четыре залежи (залежи от 11 до14) с доломитами преображенского горизонта и четыре залежи (залежи от 15 до18) с карбонатами осинского горизонта. Ниже дается краткое описание залежей преображенского и осинского горизонтов.

Для залежей, выявленных в карбонатных отложениях, сохраняются основные закономерности, присущие залежам терригенного комплекса (верхнечонских пластов). Это те же литологически и тектонически экранированные залежи, расположенные на склоне флексуры, осложняющей Пеледуйское поднятие Непско-Ботуобинской антеклизы.

Залежи Осинского горизонта

Осинский горизонт – карбонатный пласт толщиной от 39.5 до 60.0 м, залегающий в приподошвенной части усольской свиты. Сложен известняками и доломитами.

На большей части территорииВерхнечонского месторождения пласт является коллектором. Тип коллектора поровый. Суммарная эффективная толщина горизонта по данным ГИС меняется от 2.6 до 20.8 м.

Насыщение осинского горизонта в большинстве случаев определяется лишь при испытании в колонне с применением методов интенсификации: ПГДБК, кислотных ванн, кислотных обработок, и лишь в отдельных скважинах с улучшенной фильтрационной характеристикой горизонта насыщение было определено на стадии опробования в процессе бурения.

Получение промышленных притоков в ряде скважин явилось надежным основанием для выделения одной нефтяной (15) и трех газоконденсатных залежей (16, 17, 18), по которым проведен подсчет запасов категории С₁ и С₂. Залежи литологически и тектонически экранированные. Ниже дается их краткая характеристика.

Залежь 15 – нефтяная, литологическая, выделяется в блоке I+II. С северо-

запада залежь примыкает к экранирующему разлому, пересекающему ЛеноМогдинский в центральной части месторождения. Такая ограниченная площадь залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной территории блока фактически не изучено. Эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделяется в верхней части горизонта, представлена тремя пластами толщиной

2.0, 6.6 и 1.4 м, разделенными непроницаемыми интервалами толщиной 1.4 и 1.8 м. Суммарная эффективная толщина 10 м. В пределах выделенного контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 7.6…10.0 м, уменьшаясь с севера на юг.

Залежь 16 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку III+IV+V+VI. Залежь имеет треугольную форму, с запада ограничена линией отсутствия коллектора и технической границей разведанности залежи; с северасеверо-востока и юга-юго-запада – пересекающимися тектоническими нарушениями, экранирующими залежь. Максимальная протяженность залежи с запада на восток 21.5 км, с севера на юг – 13 км. Эффективная газонасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от нулевых значений на западе до 17.8 м.

Притоков воды или нефти в пределах залежи не зафиксировано. Высота газоносности составляет 58.9 м, в контуре С₁ – 42.4 м.

Залежь 17 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку VII+VIII. С севера и северо-запада оконтурена техническими границами, с югозапада – Лено-Могдинским разломом, с юго-востока – оперяющим разломом, с северо-востока – грабеном. Максимальная протяженность залежи в субширотном направлении – 31 км, в субмеридиональном – 12.5 км. Эффективная газонасыщенная толщина меняется в широких пределах: от 5.2 до 20.8 м. Распределение эффективных толщин по площади неравномерное.

Залежь 18 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку IX. Имеет треугольную форму. С юга-юго-запада ограничена Лено-Могдинским разломом, с северо-запада – разломом, пересекающим площадь в направлении с юго-запада на северо-восток, а с востока-северо-востока линией отсутствия коллектора и частично грабеном, выделяемым на северо-востоке месторождения. Максимальная протяженность ее в направлении с северозапада на юго-восток (20.5 км), а в перпендикулярном направлении – 11.5 км.

Притоков не получено. Газоводяных или газонефтяных контактов в залежи не вскрыто. Высота газоносности достигает 49.2 м, в поле запасов категории С₁ – 17.2 м.

Осинский горизонт представлен известняками и доломитами массивной, неотчетливой волнисто-слоистой текстуры. В кровле и подошве горизонта встречаются прослои доломитов глинистых и ангидритов. Среди пород осинского горизонта выделяются пласты-коллекторы и практически непроницаемые породы. Среднеарифметические значения пористости низкие:

0.7…3.3%, газопроницаемость изменяется от 0.01 до 34.1 мД.