Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных




Коллекторов

 

Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной №21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми. Годом позже поисковой скважиной № 23 на Южно-Шапкинском куполе установлено наличие еще двух скоплений нефти и газа в карбонатных отложениях ассельского и сакмарского ярусов нижней перми. Всего на поисково-разведочном этапе, завершившемся в 1976 году, на Южно - Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа.

Газонефтяная залежь II в С2+3 - массивная сводовая. Глубина залегания в своде 1859 м. Размеры залежи 12 х 1,9 км. Общий этаж нефтегазоносности II залежи составляет 187 м, в том числе по нефтяной части -158 м и газовой - 29 м. Покрышкой залежи является пачка глинистых и плотных известняков, мощностью от 9 до 39 м.

Залежь вскрыта 11 скважинами (№№ 21 - 24, 27 - 29, 31 и 34 - 36). В контуре нефтеносности расположено 7 скважин, одна (№ 22) оказалась прямо на ВНК и 3 скважины (№№ 24, 27 и 29) за контуром нефтеносности. Промышленные притоки безводной нефти получены из 11 объектов.

Притоки нефти с водой получены в скважинах №№ 23, 35 и 36, вскрывших водонефтяной контакт. По результатам опробования скважин и данным ГИС водонефтяной контакт в целом по месторождению принят на отметке минус 1919 м, за исключением крайней северо-западной части (район скважины № 22), где по результатам опробования уровень контакта нефть - вода поднят до отметки минус 1900 м.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, органогенно-детритовыми известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 107,4 м, газонасыщенные 6,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,50 и 18 в нефтяной части и 0,23 и 6 в газовой.

Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 16,5% (7,2 - 29%), по ГИС -16,7%, газонасыщенных по ГИС - 13,8%. Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 14,4%.

Коэффициенты нефте и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равными 0,78 и 0,52.

Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 86 мкм2 , составляя в среднем 0,0311 мкм2.

Продуктивность пластов определена при исследовании 11 нефтяных объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 76 т/(сут*МПа). Для устранения скин-эффекта с целью интенсификации притоков применялись солянокислотные обработки пластов. В результате достигнуто увеличение дебитов в 1,6 - 6 раз, коэффициентов продуктивности в 4 - 4,7 раза.

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529 мкм2, при среднем значении 0,321 мкм2. Максимальный дебит нефти получен при работе скв. 23, который составил 293,1 т/сут. Дебит свободного газа по скв.21 составил 28,9 тыс. м3/сут на 5 мм штуцере. Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 367 м3/сут при коэффициенте продуктивности 83 м3/(сут*МПа).

Нефтяная залежь III в Pls - пластовая сводовая. Кровля проницаемых известняков вскрыта на глубине 1792 м (а.о. минус 1666 м). Покрышкой для залежи служит терригенно - карбонатная пачка толщиной от 3 до 30 м. Залежь подстилается плотными глинистыми известняками. Размеры залежи 5,5 × 0,9 км, высота 56 м. Уровень ВНК по площади принят по результатам опробования скважин и данным ГИС на отметке минус 1732 м.

Залежь вскрыта 11-ю скважинами, однако в контуре нефтеносности находятся только 4 скважины: №№ 21, 23, 28 и 35. Промышленные притоки нефти получены в двух скважинах (№№ 21 и 23) из четырех объектов на разных гипсометрических уровнях.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми биоморфно-детритовыми неравномерно доло-митизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Общая толщина пласта достигает 58,4 м, эффективная нефтенасыщенная 35,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчле­ненности в среднем составляет 0,74 и 4,8.

Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 0,406 мкм2, составляя в среднем 0,0331 мкм2. По промысловым исследованиям проницаемость выше, чем по керну и составляет в среднем 0,5558 мкм2 при изменении от 0,0117 до 1,020 мкм2.

Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 17,3% (16,9 - 26,9%), по ГИС -17%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 15,6%.

Коэффициент нефтенасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равным 0,78.

Продуктивность пластов определена при исследовании 6 нефтяных объектов по 3 скважинам. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 147 т/(сут×МПа), при изменении от 70 до 286 т/(сут×МПа).

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,117 до 1,020, при среднем значении 0,5558 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 206,2 т/сут.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 417 м/сут при коэффициенте продуктивности 50 м3/(сут×МПа).

Нефтегазоконденсатная залежь IV в Pla+s - массивная сводовая и приурочена к мощной карбонатной толще ассельско-сакмарских отложений нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1681 м (а. о. минус 1554 м). Размеры залежи составляют 10×1,4 км. Общий этаж нефтегазоносности IV залежи составляет 109 м, в том числе по нефтяной части 30 м и газовой 79 м. Покрышкой для залежи служит пачка глинистых, плотных известняков в подошве артинского яруса нижней перми толщиной до 100 м. Залежь подстилается активными напорными водами. Уровень ВНК по площади принят по данным опробования скважин и ГИС на отметке минус 1663 м, ГНК - минус 1635 м. В контуре продуктивности располагаются 7 скважин. Покрышкой залежи является мощная толща глинистых известняков, мергелей и глин мощностью от 146 до 200 м.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми слабо доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 22,2 м, газонасыщенные 39 м.

Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,69 и 3,9 в нефтяной части и 0,34 и 9,2 в газовой.

По данным исследования керна проницаемость нефтенасыщенных коллекторов изменяется в пределах от 0,001 до 0,015 мкм2, составляя в среднем 0,0302 мкм2, газонасыщенных коллекторов - изменяется в пределах 0,0001 - 0,531 мкм2, составляя в среднем 0,0059 мкм2. Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 18,3% (8 - 28,8%), по ГИС 16,9%, газонасыщенных по керну 14,9% (5 - 23%), по ГИС 14,4%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 16% для нефтенасыщенной части и 3,6% для газонасыщенной.

Коэффициенты нефти и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, (для газонасыщенной за вычетом остаточной нефтенасыщенности) полученной на керне, равными 0,78 и 0,50.

Продуктивность пластов определена при исследовании одного нефтяного и двух нефтегазовых объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам достигает 51,7 м /(сут×МПа) в нефтяной части и 9 м3/(сут×МПа) в газонефтяной.

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529, при среднем значении 0,1027 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 56,3 т/сут. Дебит свободного газа по скважине № 21 составил 76 тыс. м3/сут на 9 мм штуцере.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 474 м /сут при коэффициенте продуктивности 185 мЗ/(сут×МПа). Режим залежи смешанный.

Газовая залежь в PlarV - массивная сводовая и приурочена к пачке известняков артинских яруса нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1526 м (а. о. минус 1400 м). Высота залежи составляет 44 м при общей мощности пласта 65,4 м. Размеры залежи 5,2 × 0,9 км, этаж газоносности 44 м. Залежь подстилается глинистыми, плотными известняками, служащими покрышкой для нижележащей залежи. Уровень ГВК на площади принят на отметке минус 1444 м. В контуре продуктивности располагаются две скважины. Покрышкой для залежи служит мощная толща глинисто-алевролитовых пород нижней-верхней перми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми участками доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные газонасыщенные толщины достигают 41,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,77 и 3,0.

Проницаемость газонасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,0001 до 0,027 мкм2, составляя в среднем 0,00055 мкм2.

Пористость коллекторов составляет по керну 14,8% (7,2 - 24,2%), по ГИС 15%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 12%.

Коэффициент газонасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, за вычетом остаточной нефтенасыщенности равным 0,38.

Пластовое давление приведенное к отметке минус 1430 м составляет 15,9 МПа, пластовая температура +33,8°С. Дебиты газа составляют 11,6 м3/сут.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 78 м3 /сут.

 



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-11 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: