Характеристика газонефтеводоносности месторождения

В табл. 1.2.5 представлена характеристика нефтегазоносности Урманского месторождения. В таблице представлена вся необходимая информация по продуктивному пласту. В разрезе имеется два продуктивных пласта в интервалах 3055-3065 и 3075-3090 м по вертикали. Прогнозный дебит – 80-150 т/сут. Содержание серы – не критическое, следовательно, оно не повлияет на качество нефти. Следует отметить, что для получения максимально возможного дебита необходимо будет особенное внимание уделить качественному вскрытию продуктивного пласта.

В табл. 1.2.6 представлена характеристика водоносности данного месторождения. По разрезу скважины имеется 6 водоносных пластов, представленных поровыми коллекторами. Наиболее близко расположенный водоносный пласт расположен в 5 м от подошвы продуктивного пласта. Учитывая сравнительно высокий дебит водоносного горизонта (до 125 т/сут) при заканчивании необходимо предусмотреть процедуры его изоляции пакером. Дебит водносных горизонтов колеблется от 20 до 300 т/сут. В таблице представлен химический состав вод и их минерализация.

Таблица 1.2.3

Физико-механические свойств горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфи-ческого разреза

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плот-ность, г/см³

Порис-тость, %

Прони-цаемость, мДарси

Гли-нис-тость, %

Карбо-натность, %

Твер-дость, МПА

Рас-сло- енн-ость

Абра-зив- ность

Категория породы

от (верх)

до (низ)

Глины Суглинки Пески Супеси

2,1 2,0 1,9 2,0

- - - -

- -

мягкая мягкая мягкая мягкая

Pg₃nk

Пески Глины

2,4 2,4

- -

мягкая мягкая

Pg_2-3cg

Глины Алевролиты Пески

2,5 2,6 2,4

- - -

- -

Мягкая Мягкая мягкая

Pg₂ll

Глины

2,1

мягкая

Pg₁tl

Глины Песчаники

2,4 2,6

мягкая мягкая

K₂ gn

Глины

2,4

мягкая

K₂sl

Глины

2,4

мягкая

K₂ip

Глины Песчаники

2,4 2,6

Мягкая мягкая

K₂kz

Глины

2,4

мягкая

K_1-2 pk

Пески Глины Песчаники Алевролиты

2,4 2,6 2,6 2,5

- 31,5 13,5

1450-1500

мягкая средняя средняя средняя

K₁al

Глины Песчаники Алевролиты

2,67 2,69 2,6

- - 17,6

мягкая средняя средняя

K₁kls

Алевролиты Песчаники Глины

2,6 2,69 2,6

26,2 - -

средняя средняя мягкая

Продолжение табл. 1.2.3

K₁tr	Песчаники Глины Алевролиты Аргиллиты	2,6 2,4 2,69 2,67	- - -		-	средняя средняя средняя средняя
K₁ klm	Песчаники Алевролиты Аргиллиты	2,6 2,69 2,67	- -			средняя средняя средняя
J₃ bg	Аргиллиты	2,67	-			средняя
J₃ gr	Глины Аргиллиты	2,67 2,4	- -			средняя средняя
J₃ vs	Песчаники Алевролиты Аргиллиты	2,67 2,69 2,6	- - 18,0			средняя твердые средняя
J₂ tm	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	2,67 2,69 2,67	- -			твердые твердые твердые
J₁ tog	Аргиллиты	2,67	-			Твердые
J₁urm	Песчаники Аргиллиты Угли	2,6 2,67 1,2	- -			твердые твердые средняя
к. в	Известняки Агиллиты Алевролиты Бокситы	2,65 2,4 2,4 2,7		5-100		твердые твердые твердые твердые
Pz	Доломиты Известняки	2,82 2,75	-	5-100		твердые твердые

Таблица 1.2.4

Градиенты давлений и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического под разделения	Интервал по вертикали, м	Градиент давления	Температура в конце
		пластового	порового	гидроразрыва пород	горного	интервала
от (верх)	до (низ)	МПа/м	источ-ник получ.	МПа/м	источ-ник получ.	МПа/м	источник получения	МПа/м	источ-ник получ.	⁰С	источник
от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)	получения
Q			0,00	0,01	ПГФ	0,00	0,01	ПГФ	0,0200	0,0200	РФЗ	0,0000	0,0220	ПГФ	ПГФ
Pg₃nk			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0200	0,0200	РФЗ	0,0220	0,0220	ПГФ	ПГФ
Pg_2-3cg			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0200	0,0200	РФЗ	0,0220	0,0220	ПГФ	ПГФ
Pg₂ll			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0200	0,0200	РФЗ	0,0220	0,0220	ПГФ	ПГФ
Pg₁tl			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0220	0,0220	ПГФ	ПГФ
K₂ gn			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₂sl			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₂ip			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₂kz			0,01	0,01	ПГФ	0,01	0,01	ПГФ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K_1-2 pk			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0190	0,0190	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₁al			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0170	0,0170	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₁kls			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₁tr			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
K₁ klm			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0230	0,0230	ПГФ	ПГФ
J₃ bg			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
J₃ gr			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
J₃ vs			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
J₂ tm			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
J₁ tog			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
J₁urm			0,01	0,01	РФЗ	0,01	0,01	РФЗ	0,0160	0,0160	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
к. в			0,0104	0,0104	РФЗ	0,0104	0,0104	РФЗ	0,0155	0,0155	РФЗ	0,0240	0,0240	ПГФ	ПГФ
Pz			0,0105	0,0105	РФЗ	0,0105	0,0105	РФЗ	0,0155	0,0155	РФЗ	0,025	0,025	ПГФ	ПГФ

Таблица 1.2.5

Таблица 1.2.6

Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Поиск по сайту