Проблемная эксплуатация залежи нефти. Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения
 Скачать 1.16 Mb.
|
|
Отложения продуктивного горизонта "PZ-PT" представлены 0.45 м керна из скважины №1. Это осадочные метаморфизованные породы серо-голубого цвета, крепко сцементированные, очень твердые, не карбонатные. Свойства этих пород представлены в таблице 2.2.9. Таблица 2.2.9 - Емкостно-фильтрационные свойства продуктивных отложений "PZ-PT”
Результаты петрографического изучения песчаных пород из скважин №№1, 8, 9 представлены в таблице 2.2.10. Таблица 2.2.10 - Средние значения содержания минералов в песчаных разностях по скважинам и пластам
*-кремний, карбонаты, глины и непрозрачные - соответственно 2, 5, 14, 2% Минералогический состав пород продуктивных пластов и песчаников из скважины №8 представлен в таблице 2.2.11. Таблица 2.2.11 - Минералогический состав пород, определенный методом XRD
Для песчаников пласта Б суммарное содержание глинистых минералов составляет в среднем 12.3 % (здесь и далее весовые %). Глинистые минералы представлены каолинитом (45% от суммарного содержания глин), иллитом (41 %), бертьерином (14.5 %) и хлоритом (1.3 %). Песчаники пласта В характеризуются содержанием глинистых минералов в среднем 27.3 %. В составе глинистых минералах преобладает каолинит (61 %), содержатся иллит (28.8 %), бертьерин (10 %) и хлорит (1 %). Содержание глинистых минералов для песчаников из скважины №8 составляет в среднем 26.3 %. В составе глинистых минералах преобладает иллит (64 %), содержатся хлорит (6 %), каолинит (0.3 %) и иллит-смектит (29.6 %). Наличие иллит-смектита, а также низкое содержание каолинита и отсутствие бертьерина, отличает песчаники из скважины №8 с глубины 2515-2434 м от песчаников продуктивных пластов. Метаморфизованные породы (2 образца из скважины №1) отличаются от вышезалегающих осадочных пород повышенным содержанием хлорита, составляющим 16.5 %, тогда как песчаные породы из скважины №8 (2515-2434 м) содержат хлорита 6 %, а песчаные породы продуктивных пластов около 1 %. Таким образом, за отчетный период изученность продуктивных отложений изменилась за счет исследований, выполненных по керну из скважин №№1, 8, 9, 10, представляющему отложения фундамента и пластов Б и В. Определены плотность зерен, пористость, проницаемость, выполнено литолого-петрографическое изучение и определение минералогического состава. Характеристика продуктивного горизонта В предыдущих работах продуктивные коллекторы пластов Б и В были объединены в единую залежь с общим водонефтяным контактом и приуроченную к одному блоку [1]. На данном этапе изученности, в результате переинтерпретации сейсмических материалов с учетом фактических данных по вновь пробуренным скважинам, выявилась блоковая структура месторождения, где продуктивная залежь разделена тектоническими нарушениями на западный и центральный блоки. Выделенные по ГИС коллекторы в пласте А не имеют промышленного значения. Возможно в дальнейшем, при разбуривании месторождения, могут быть получены данные, свидетельствующие о том, что к пластам А, Б и В приурочены отдельные залежи с самостоятельными уровнями ВНК. На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений (Б+В) [1]. Продуктивность пласта Б подтверждена опробованием в 3-х вновь пробуренных скважинах. В результате опробования из скважины №11 был получен слабый приток нефти. В скважине №12 опробование проводилось в пластах Б и В совместно, в результате которого был получен фонтан нефти. При опробовании скважины №133 из интервала 2172-2180 м получена нефть дебитом 1.12 м3/сут. В результате опробования пласта В из скважин №№11, 12, 116 был получен приток нефти. При опробовании скважины №116 из интервала 2007-2050 м получен приток нефти дебитом 65 м3/сут. ВНК для пластов Б и В, приуроченных к центральному блоку, остается без изменений, как было принято в работе [1] на отметке минус 2125 м, так как вновь пробуренные скважины, вскрывшие продуктивные горизонты, расположены в чисто нефтяной зоне и не располагают данными, уточняющими ВНК (прил.3). Для залежи западного блока ВНК принят условно на отметке минус 2074 м по подошве продуктивного коллектора в скважине №1, в которой при опробовании из интервалов 2210-2217 м, 2229-2234 м был получен фонтанный приток нефти с дебитом 12.37 м3/сут. В разрезе скважин №№1, 11, расположенных в западном блоке, по результатам ГИС водонасыщенных коллекторов не выделено (прил.3). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||