Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

курсовая работа

1.4 Нефтегазоносность

В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

нижнепермский карбонатный НГК;

среднекаменноугольный карбонатный НГК;

нижне-средневизейский терригенный НГК;

верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;

кыновско-эйфельский терригенный НГК.

Нижнепермский карбонатный НГК

На Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления в артинских отложениях отмечены в скважинах №№48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и окского надгоризонта (пласт Ок).

Нижне-средневизейский терригенный НГК

В северной части Соликамской впадины в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском - получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№35, 46) и перфорации (скважина №36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

В пределах комплекса нефтепроявления в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№36, 44, 38, 51) месторождениях.

Кыновско-эйфельский терригенный НГК

Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.

В результате, на месторождении установлена нефтеносность в карбонатных отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№49, 50, 47, 46, 42, 38, 36

Общая характеристика залежей приведена в таблице 1.

"right">Таблица 1

Характеристика залежей

Пласт

Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м

Абсолютная отметка

Размеры залежи по ВНК

Площадь водонефтяной зоны, % от общей

Тип залежи

ВНК, м

Длина, км

Ширина, км

Высота, м

См

-726,9

-736

1,5

1,2

9,1

100

Пластовая, сводовая, водонефтяная

Бш1

-1239,6

-1279

4,7

3,3

39,4

16,6

Пластовая, сводовая

Бш2

-1251,5

-1282

4,3

3,0

30,5

81,4

Пластовая, сводовая

Бш3

-1273,6

-1285

0,6

1,25

11,4

100

Пластовая, сводовая, водонефтяная

Ок

-1432,5

-1475

3,5

2,6

42,5

83,5

Пластовая, сводовая

Фм

-1578,4

-1699

5,4

5,0

120,6

100

Массивная

Пласт См

В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины №48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина №47 в сводовой части, составляет 6,8 м, в скважине №46 ее значение равно 3,2 м.

Башкирский ярус

Отложения башкирского яруса на Озерном месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции выделяются три продуктивных пласта Бш1, Бш2 и Бш3

Пласт Бш1

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке -1279 м.

Пласт Бш2

Между пластами Бш1и Бш2 находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине №42 - восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина №47 - западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке -1282 м.

Пласт Бш3

Отделяется от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС в пласте выделяется 3-12 проницаемых пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины №47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости - 0,35. Водонефтяной контакт (отметка -1285 м) принят на основании испытания скважины №47 в колонне.

Пласт ФмРифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине №35) до 28,2 м (скважине №40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности - 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке -1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.

Характеристики толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2

"right">Таблица 1.1

Характеристика толщин продуктивных пластов

Толщина

Наименование

По пласту в целом

См

Бш1

Бш2

Бш3

Ок

Фм

Общая

Средняя, м

23,0

7,6

28,2

9,1

28,0

153,0

Коэн. вариации, д.ед.

0,56

0,64

0,72

0,68

0,70

0,54

Интервал изменения, м

13-30

4,4-9,5

16,4-33,6

5,8-14,2

24,9-34,0

126-163

Газона-

Средняя, м

насыщенная

Коэн. вариации, д.ед.

Интервал изменения, м

Эффективная

Средняя, м

2,3

2,8

4,4

1,9

7,6

11,7

нефтенасы-

Коэн. вариации, д.ед.

0,68

0,74

0,65

0,58

0,54

0,66

щенная

Интервал изменения, м

3,2-6,8

1,6-4,8

0,6-10,7

0-4,4

2,8-10,2

0,6-28,2

"right">Таблица 1.2

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

Пласт

Кол-во скв.,

Коэффициент песчанистости, д.ед.

Коэффициент расчлененности, д.ед.

использованных для определения

Среднее значение

Коэффициент вариации

Среднее значение

Коэффициент вариации

См

3

0,33

5,5

Бш1

11

0,38

2,6

Бш2

11

0,34

8,2

Бш3

2

0,35

6,1

Ок

9

0,287

8,33

Фм

14

0,155

15

Делись добром ;)