Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
ного 1,1 х 1,1 км при высоте 18,9 м. В целом по залежи ВНК изменяется от 1196,0 до 1203,3 м. Пониженное положение ВНК отмечается в центральной части залежи.
Залежи 7 и 8 небольших размеров (соответственно 0,6 х 0,5 км и 0,8 х 0,5 км). Этаж нефтеносности по ним 6,6 и 8 м. Контуры нефтеносности залежей - 1198,3 и 1199,2 м. Залежи оценены по категориям С2 и С1, пачка Д верхнефаменского подъяруса не разрабатывается.
Залежь 9 оценена запасами категории С2. Имеет размеры 1,4 х 1,0 км при высоте 20 м.
Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Породы - коллекторы сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового типа, пленочного или неполнопорового типов. В песчаниках пласта Д1 выявлено 3 залежи нефти. Залежь 1 - основная по запасам, сложной формы, структурного типа. На большей части площади подстилается подошвенной водой. Чисто нефтяная зона занимает 4% площади залежи. Залежь оценена запасами категории В. В залежи 2 (район скважины №910) к промышленной категории С1 отнесена часть в круге радиусом 250 м. Наличие зоны отсутствия коллекторов между залежами в районе скважины №107, большая разница в отметках ВНК (по 1 - ой залежи ВНК изменяется от -1572,0 до -1573,4 м, по 2-ой - ВНК на отметке 1574,6 м) создает условность соединения залежей 1 и 2 в общем контуре нефтеносности, где в целом ВНК принят на отметке 1572 м. Размеры залежи 5,1 х 1,8 - 1,0 - 1,5 км при высоте 10,7 м. Залежь 3 структурно - литологического типа, размером 1,8 х 1,0 км при высоте 3,6 м оценена запасами категории С2.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Характеристика толщин пластов, статистические показатели характеристик неоднородности, характеристика коллекторских свойств и нефтеносности продуктивных пластов (горизонтов) приведены в таблице 1.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С6-1, С6-2, С6-3, общая толщина которых изменяется от 6,8 до 13 м, составляя в среднем 10,5 м.
Средние общие толщины по пластам С6-1, С6-2, С6- 3 соответственно равны 1,5; 2,3; 2,3 м. Коллекторы пласта С6 - 1 развиты только в северо-западной части месторождения, песчаники С6 - 2 и С6 - 3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. Коэффициенты распространения коллекторов по пластам С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 0,04; 0,59; 0,57, составляя в целом 0,82 доли единицы. Средние нефтенасыщенные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,2; 1,9; 1,7 м. В сводном контуре нефтеносности средняя нефтенасыщенная толщина в целом по горизонту равна 2,1 м.
Коэффициенты вариации нефтенасыщенных толщин по пластам и по горизонту в целом близки между собой и изменяются от 0,53 до 0,65 доли единицы. Средние эффективные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,7; 2,3; 2,2; м, в целом по горизонту 3,0 м (приблизительно 0,28 доли единицы от общей толщины). Толщина перемычек между пластами С6 - 1, С6 - 2 изменяется от 2,0 (скважина №928) до 2,8 м (скважина №2056), между пластами С6 - 2, С6 - 3 от 0,8 (скважина №936) до 5,0 м (скважина №937). Коэффициент литологической связанности пластов С6 - 2, С6 - 3 равен 0,04 доли единицы, степень гидродинамической связи коллекторов по вертикали низкая. Коэффициенты песчанистости в среднем по горизонту 0,88 доли единицы, расчлененности 1,6.
В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2 - 4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам.
Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина - 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м.
При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность - 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям - 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкмІ.
Пористые прослои сгруппированы в заволжском горизонте в две пачки: верхнюю и нижнюю. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3-5 м.
В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. Общая толщина первой пачки изменяется от 2,4 до 17,6 м, в среднем составляет 9,4 м.
В разрезе пачки 2 выделяются три прослоя коллекторов. Общая толщина пачки изменяется от 10,4 до 26,2 м, в среднем равна 19,9 м.
По горизонту в целом толщина изменяется от 17,6 до 46,6 м. Характерно уменьшение толщины в юго-восточном направлении.
Нефтенасыщенная толщина в целом по заволжскому горизонту изменяется от 0,6 до 23,4 м, в среднем 5,3 м. Средние нефтенасыщенные толщины пачек 1 и 2 соответственно равны 2,9 и 3,9 м.
Доля коллекторов в разрезе первой пачки составляет 0,49, а в разрезе второй пачки 0,53, в целом по заволжскому горизонту 0,42.
Коллекторские свойства известняков заволжского горизонта несколько ниже, чем известняков кизеловского горизонта. Пористость коллекторов по обеим пачкам близка и составляет 0,092 - 0,095, а проницаемость 0,0015 - 0,0041 мкмІ. По данным гидродинамических исследований скважин проницаемость заволжского горизонта равна 0,062 мкмІ.
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по промыслово-геофизическим данным, равны, соответственно 0,093 и 0,767.
По геофизическим данным разрез пачки Д представлен плотными