|
Геолого-физическая характеристика месторождения
2.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.
По характеру насыщения выявлены залежи двух типов: газоконденсатные и нефтегазоконденсатные.
Промышленная нефтегазоносность связана с песчаниками ботуобинского горизонта и с нижнекембрийскими карбонатными отложениями билирской свиты (осинский горизонт, пласты О-I и О-II).
Залежи нефти и газа ботуобинского и осинского горизонта расположены в пределах пяти тектонических блоков, ограниченные флюидонепроводящими разломами.
Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов ботуобинского и осинского горизонтов представлены по результатам сведений, прощ\шедших апробацию в ГКЗ (2012 г. и 2014 г.), а также с систематизацией новой информации, полученной в результате исследований 2012-2013 гг.
Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов приведены в таблице 2.44.
Таблица 2.44 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Среднеботуобинского месторождения (Центральный блок и Курунгский ЛУ)
|
Бт
|
О-I+O-II
|
Параметры
|
Залежь I
|
Залежь II
|
Залежь III
|
Залежь IV
|
Залежь V
|
Залежь I
|
Залежь II
|
Залежь III
|
Залежь IV
|
Залежь V
|
Средняя глубина залегания, м
|
1900
|
1540
|
Тип залежи
|
НГК,
пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
НГК,
пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
ГК,
пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
ГК,
пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
НГК,
пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
НГ, Пластовая, сводовая, тектонически экранированная
|
Тип коллектора
|
Терригенный, поровый
|
Терригенный, поровый
|
Терригенный, поровый
|
Терригенный, поровый
|
Терригенный, поровый
|
Карбонатный
|
Карбонатный
|
Карбонатный
|
Карбонатный
|
Карбонатный
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2
|
116 986
|
143 298
|
-
|
-
|
180 078
|
117 880
|
145 104
|
24 792
|
267 779
|
332 850
|
Площадь газоносности, тыс. м2
|
94742
|
79 105
|
24 292
|
247 520
|
25 355
|
116 067
|
118 790
|
21 720
|
192 806
|
92 926
|
Средняя общая толщина, м
|
28,0
|
22,2
|
22,0
|
22,0
|
23,2
|
27,9
|
21,7
|
22,0
|
14,8
|
23,1
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
12,1
|
6,8
|
-
|
-
|
5,9
|
11,3
|
7,7
|
11,0
|
6,8
|
6,8
|
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м
|
10,4
|
8,2
|
21,0
|
11,6
|
2,6
|
5,5
|
5,9
|
3,1
|
6,4
|
2,2
|
Коэффициент пористости, д. ед.
|
0,163
|
0,168
|
0,183
|
0,159
|
0,167
|
0,08
|
0,08
|
0,08
|
0,08
|
0,08
|
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.
|
0,880
|
0,810
|
-
|
-
|
0,810
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
Коэффициент газонасыщенности, д. ед.
|
0,840
|
0,780
|
0,690
|
0,800
|
0,790
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
0,800
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-1578,3
|
-1571,3
|
-
|
-
|
-1575,5
|
-1164,0
|
-1164,0
|
-1164,0
|
-1162,0
|
-1164,0
|
Абсолютная отметка ГНК, м
|
-1562
|
-1560
|
-
|
-
|
-1562,5
|
-1132,0
|
-1136,0
|
-1134,0
|
-1143,0
|
-1132,0
|
Абсолютная отметка ГВК, м
|
-
|
-
|
-1571,5
|
-1564,5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Проницаемость, 10-3 мкм2
|
354
|
378
|
420
|
254
|
302
|
1,7
|
Расчлененность, ед.
|
2
|
1
|
2
|
3
|
2
|
7
|
7
|
7
|
7
|
7
|
Начальная пластовая температура, °С
|
12
|
12
|
12
|
12
|
12
|
8
|
8
|
8
|
8
|
8
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
14,02
|
14,02
|
14,03
|
14,02
|
14,02
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
14,02
|
14,02
|
-
|
-
|
14,02
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
15,6
|
Газосодержание, м3/т
|
71,7
|
77,8
|
-
|
-
|
68,6
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
70,0
|
Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе, г/м3
|
20,2
|
20,2
|
20,2
|
20,2
|
20,2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3
|
0,867
|
0,867
|
-
|
-
|
0,867
|
0,855
|
0,855
|
0,855
|
0,855
|
0,855
|
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
|
0,807
|
0,807
|
|
|
0,807
|
0,796
|
0,796
|
0,796
|
0,796
|
0,796
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
6,49
|
6,49
|
-
|
-
|
6,49
|
3,9
|
3,9
|
3,9
|
3,9
|
3,9
|
Объемный коэффициент нефти, ед.
|
1,119
|
1,119
|
-
|
-
|
1,119
|
1,138
|
1,138
|
1,138
|
1,138
|
1,138
|
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
1,28
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4
|
17,8
|
17,8
|
-
|
-
|
17,8
|
10,94
|
10,94
|
10,94
|
10,94
|
10,94
|
Сжимаемость воды, 1/МПа·10-4
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Сжимаемость породы, 1/МПа·10-4
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Коэффициент вытеснения, доли ед.
|
0,630
|
0,630
|
-
|
-
|
0,630
|
0,633
|
0,633
|
0,633
|
0,633
|
0,633
|
Дополнение к технологической схеме разработки
Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения ЗАО «ТИНГ»
|
Скачать 40.59 Kb.