Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

дипломная работа

1.2.2 Основные параметры горизонтов

Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 - 1400 м.

Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, Xa, XI, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа, XIIIб пласты, сложенные алевритопесчаными породами. Тип коллектора - поровый. Их основные характеристики приводятся в таблице 1A - Характеристика залежей газа; приложение А

Пласт XIIIб. Установлено две залежи этого пласта:

- в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1),

- в Северном блоке - по данным ГИС (С2).

Золоторыбный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 2,4 Ч 1,2 км, высота - 61 м. Площадь газоносности 1529 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 18613 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 12 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-21,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,2 м.

ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м.

Северный блок. Залежь газовая, пластовая, тороподобная, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,5 Ч 0,7 км, высота - 27 м. Площадь газоносности 276,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2300 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 25 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,3 м.

ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Северного блока принимается на отметке -1292 м.

Пласт XIIIа. Наличие газовых залежей этого пласта установлено во всех трёх блоках месторождения данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Золоторыбный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 2,4 Ч 1,5 км, высота - 68 м. Площадь газоносности 1758,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 27321 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 29 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-25,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 15,5 м.

ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке - 1368 м.

Центральный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,9 Ч 1,35 км, высота - 44 м. Площадь газоносности 553 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 7477 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-18 м, средняя газонасыщенная толщина - 13,5 м.

ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Центрального блока устанавливается на отметке -1324 м.

Северный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,7 Ч 1,3 км, высота - 58 м. Площадь газоносности 707,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9169 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 19 до 27 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-19,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,9 м.

ГВК залежи пласта XIIIa Северного блока принимается на отметке минус 1293 м.

Пласт XIIб-2. Наличие газовой залежи данного пласта в Золоторыбном блоке установлено по результатам испытания в колонне скважины №2 Золоторыбной и по соответствующим показаниям ГИС в разрезе этой скважины. Запасы газа по залежи отнесены к категории С1, что подтверждается установлением газоносности пласта ХIIб-2 данными ГИС ещё в ряде скважин Золоторыбного блока.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 2,5 Ч 1,5 км, высота - 58 м. Площадь газоносности 1841,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 11105 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 18 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,03 м.

ГВК залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока принимается на отметке -1337 м.

Пласт XIIб-1. Наличие газовой залежи пласта ХIIб-1 в Золоторыбном блоке определяется только на основании интерпретации данных ГИС, запасы по залежи отнесены к категории С2.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,9 Ч 0,6 км, высота - 24 м. Площадь газоносности 484,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2015 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 9 до 11 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,4 м, средняя газонасыщенная толщина - 4,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIб-1 Золоторыбного блока принимается на отметке -1284 м.

Пласт XIIб. Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Центральный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,8 Ч 1,7 км, высота - 68 м. Площадь газоносности 804 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 5819 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 37 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-10,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 7,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIб Центрального блока принимается на отметке минус 1303 м.

Северный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,7 Ч 1,4 км, высота - 52 м. Площадь газоносности 834,3 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 6352 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 36 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-12,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 7,6 м.

ГВК залежи пласта ХIIб Северного блока принимается на отметке -1257 м.

Пласт XIIa. Наличие двух газовых залежей пласта ХIIа с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения, как и для залежей пласта ХIIб, установлено данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Центральный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 1,8 Ч 1,7 км, высота - 61 м. Площадь газоносности 1522 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 4844 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 22 до 26 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-5,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIа Центрального блока принимается на отметке минус 1261 м.

Северный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,8 Ч 1,3 км, высота - 39 м. Площадь газоносности 781,2 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2425 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 26 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-5,4 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,1 м.

ГВК залежи пласта ХIIа Северного блока принимается на отметке -1212 м.

Пласт XI-2. В результате анализа тектонических построений предполагается, что действие разрыва 6 (рисунок 2А - Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ-13-ЮЛ-15-ЮЛ и рис. 3А - Условные обозначения; приложение А) вызвало формирование в Центральном блоке изолированной газовой залежи в средней и нижней частях XI горизонта при водоносности верхов его разреза. Это доказано данными испытания в колонне скважины № 5 Анивской пласта XI-2 (с получением притока сухого газа 5,7 тыс. м3/сут. через штуцер диаметром 2 мм) и XI-1 (с получением притока пластовой воды) и соответствующими показаниями ГИС. Залежь пласта XI-2 отнесена к резервуару с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 1,6 Ч 1,7 км, высота - 54 м. Площадь газоносности 1033,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9001 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 8 до 20 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,7 м.

ГВК залежи пласта ХI-2 Центрального блока принимается на отметке минус 1214 м.

XI пласт. В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №№ 11 и 13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа, категория запасов - С2.

Залежь газовая, сводовая, водоплавающая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 0,8 Ч 0,5 км, высота - 9 м. Площадь газоносности 245,01 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 659 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 23 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-23,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 2,69 м.

ГВК залежи XI горизонта Северного блока принимается на отметке минус 1137 м.

Пласт Ха. Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС по четырём скважинам. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют 1,0 Ч 0,8 км, высота - 22 м. Площадь газоносности 605,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 4090 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 25 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,8 м.

ГВК залежи Xa горизонта Северного блока определяется на отметке минус 1067 м.

IX горизонт. Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытаний скважин в колонне при соответствующих показаниях ГИС; это залежь с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга осложнённая разрывами. Размеры залежи составляют 1,1 Ч 1,2 км, высота - 46 м. Площадь газоносности 798,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 15251 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 19,1 м.

ГВК залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается на отметке -1050 м.

При этом в пределах Центрального блока наличие залежи предполагается только согласно структурным построениям, и здесь она относится к резервуару с запасами категории С2.

Залежь газовая, пластовая, водоплавающая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 0,3 Ч 0,8 км, высота - 20 м. Площадь газоносности 154,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 809 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 33 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-27,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,25 м.

ГВК залежи IX горизонта Центрального блока принимается на отметке минус 1050 м.

VII горизонт. Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скважины №13 Южно-Луговской (в последующем - скважины №14 Южно-Луговской). Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь VII горизонта - с запасами категории С2.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,5 Ч 1,3 км, высота - 69 м. Площадь газоносности 1408,8 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 16278 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 39 до 42 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 11,55 м.

ГВК залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке - 947 м.

V горизонт. Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,3 Ч 1,0 км, высота - 49 м. Площадь газоносности 962,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 5840 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 73 до 86 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,9 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,1 м.

ГВК залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -807 м.

IV горизонт. Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, по состоянию изученности её запасы отнесены к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,3 Ч 1,0 км, высота - 50 м. Площадь газоносности 875,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 3154 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 4 до 14 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-5,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6 м.

ГВК залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -780 м.

III горизонт. Газоносность этого, самого верхнего в пределах рассматриваемой площади, номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины №13 Южно-Луговской фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи составляют 1,1 Ч 0,5 км, высота - 25 м. Площадь газоносности 464,7 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2158 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 30 до 40 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-32,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,3 м.

ГВК залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -669 м.

В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скважины № 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIIIб, XIIIa, XIIб-2, XIIб-1 пласты и разделы между XIIб-1 и XIIб-2, XIIб-2 и XIIIa пластами. Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Результаты исследований приведены в таблице 2А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А.

Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIIIб, XIIIа, XIIб-2 и XIIб-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор - неколлектор, таблица 2А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А.

Средние значения для газонасыщенных частей пластов приведены в таблице 3А - Характеристика коллекторских свойств газонасыщенности Золоторыбного блока; приложение А.

Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.

Обломочная часть пород-коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешаннослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит-клиноптилолит.

Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 0,00168 до 0,0364 мкм2), но наличие одного определения, равного 0,0452 мкм2, и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешаннослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.

Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.

Следует особо подчеркнуть чрезвычайно важный момент, что нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, рассчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 0,001 мкм2; глинистость - 33 % (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность - 82,5 %. Нижний предел пористости определен не был.

Такие значения нижних технологических пределов не вызывают сомнения. Нижний предел проницаемости, равный 0,001 мкм2, характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость, равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для продуктивных одновозрастных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным из-за не достаточности исходного материала.

Делись добром ;)