Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?ой воды поглощается нефтенасыщенной частью пласта. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная часть пласта, основной объем воды (до 90%) поглощается газонасыщенным интервалом, а подошвенная часть пласта закачиваемую воду практически не принимает. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная и нефтенасыщенная части пласта, приемистость по всей эффективной толщине, в количественном отношении до 90%, приходится на газонасыщенную часть. Это снижает эффективность вытеснения нефти из пласта.
При проведении на месторождении эксперимента по нестационарному заводнению на пласт в 1987 году выявлено, что закачиваемая вода по газонасыщенной части пласта может мигрировать на значительные расстояния, вплоть до 3200 м. То есть, продвижение фронта воды происходит с существенным опережением по газовому слою по сравнению с нефтяным. По данным геофизических исследований (РК) замещение газа на воду отмечается в 144 нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся на нижележащие пласты. Впоследствии закачиваемая вода мигрирует по газовому слою к соседним добывающим скважинам. В следствии этого и происходит изменение насыщения изначально газонасыщенных интервалов на водонасыщенные, выявленное по данным геофизических исследований в 204 добывающих скважинах. Поступление воды вызвано наименьшим фильтрационным сопротивлением газонасыщенных интервалов.
К аналогичным последствиям привело разбуривание с 1986 года только краевых участков месторождения, вызванное выполнением мероприятий по сокращению непроизводительных отборов природного газа.
В 1989 году пробурены кусты скважин, расположенные в центре Январской площади, в 1994-1995 годах на Востокинской площади. Выявилось, что во вновь пробуренных скважинах изменено первоначальное насыщение пластов АС9, АС10. Эти пласты были представлены полностью или частично промытой зоной. В большинстве скважин коллектора пласта АС10 насыщены водой; нефтью с водой, а в газонасыщенной части - газом с водой. Изменение произошло из-за миграции закачиваемой воды из разрабатываемых участков в непробуренную зону.
В результате строительства и испытания в 1995 году скважин куста №427 выявлено, что закачиваемая с 1989 года вода внедрялась в газовую шапку и в нефтяную оторочку на расстояние более 2000 метров. Сопоставление интервалов пласта, промытых закачиваемой водой, и интервалов перфорации нагнетательных скважин указывает на то, что фронт закачиваемой воды продвигается по напластованию.
.2 Нефтегазоносность
К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений - многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская и васюганская свиты, пласты БС1-2 и АС4-12).
На Лянторском месторождении нефтегазоносность изучена по данным бурения 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин. Одна из разведочных скважин - №17 - полностью вскрыла осадочный чехол, скважины №№ 40, 76, 1875, 3001, 3004 вскрыли тюменскую свиту, 17 скважин вскрыли валанжинские отложения. Остальные разведочные скважины остановлены в верхней части готерив-барремских отложений, после вскрытия основных продуктивных пластов АС9-11.
Испытанием скважин, по керну и каротажу доказано также нефтегазоносность валанжинских пластов БС1-8, БС2-8, пород ачимовской пачки и юры.
В отличии от большинства месторождений Сургутского свода, подавляющее большинство запасов нефти и газа на Лянторском месторождении сконцентрировано в узком возрастном и глубинном диапазоне - и пластах АС9-11 верхней части вартовской свиты. В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах выявлена и разведана единая, колоссальная по размерам (площадь около 1200 км2) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60.5 км. и с запада на восток на 27 км.
Наиболее широкий контур отмечается по продуктивному пласту АС9, и ниже лежащим пластам АС10 и АС11 площадь залежей заметно сокращается и по последнему из них продуктивны лишь наиболее приподнятые участки структуры.
С севера-востока к основной залежи примыкает небольшая Тутлимская газонефтяная залежь, а с юга - Комарьинская.
Предполагается, что обе пластовые залежи сводовые, с небольшими по размерам площадями нефтеносных зон. Скважина №72 пробурена в водонефтяной зоне. Размеры залежи в пласте БС18 - 5.0х8.5км. при высоте 9.6м. в пласте БС28 - 4.5х7.3км. при высоте 5.5м. Ловушки в них заполнены нефтью не до замка.
Не исключена возможность, что на Тайбинском и Таняунском поднятии при бурении до пластов БС18 и БС28 могут быть обнаружены недозаполненные по высоте и по площади залежи. При оценке предполагаемых запасов категории С2 на этих залежах были внесены поправки на площадь нефтеносности, замеренную внутри замыкающих изогипс по аналогии с коэффициентами заполнения структурных ловушек в пластах БС18 и БС28 на Тутлимской площади.
В остальной части неокомского разреза, несмотря на сравнительно большое количество глубоких скважин, промышленных скоплений нефти и газа не обнаружено.
Глинизация разреза низов осадочного чехла снижает перспективы нижнемеловых и юрских образовании. В этой части разреза крупных залежей по площади Лянторского месторождения, по-видимому, нет. Однако исключать полностью обнаружения залежей не следует, т.к. даже при бурении небольшого количества скважин со вскрытием глубоких частей разреза получены нефтепроявления из ачимовской толщи (валанжин) и из юрских отложений.
При первом утвержд?/p>