Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Южно-Ягунское месторождение открыто в 1978 году, введено в эксплуатацию в 1983 году. Производственную деятельность ведет ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", базирующееся в городе Когалым.

В период после утверждения ГКЗ Подсчета запасов Южно-Ягунского месторождения (2004 г.) продолжалось дальнейшее изучение геологического строения месторождения. В результате выполненной интерпретации данных сейсморазведки 3Д на Западно-Ягунском и Восточно-Ягунском участках, электроразведочных работ по методике высокоразрешающей электроразведки, бурения трех поисково-разведочных скважин и нового эксплуатационного бурения произошло уточнение геологического строения продуктивных пластов. В связи с этим запасы нефти неоднократно корректировались в соответствии с решениями Центральной комиссии по запасам Министерства природных ресурсов Российской Федерации (протокол №18/1076-пр от 27.12.2006 г., протокол №18/133-пр от16.03.2010 г., протокол №18/352-пр от 22.06.2010 г.).

В результате проведенных геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания было уточнено строение залежей продуктивных пластов в районе северного продолжения Юго-западного поднятия, в пределах Восточного купола и северо-западной части Основного поднятия. Выявлено 3 новых небольших залежи в пластах БС101, БС102 и ЮС11, по ряду залежей произошло расширение контуров нефтеносности, увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин, получен прирост начальных геологических запасов, в том числе промышленных категорий. В тоже время, существенных изменений параметров фильтрационно-емкостных свойств, насыщенности и других, принятых при проектировании, не произошло.

В целом по Южно-Ягунскому месторождению начальные геологические запасы нефти, числившиеся на государственном балансе составляют: по категории С1 - 491.1 млн.т., по категории С2 -39.3 млн.т. По сравнению с утвержденными запасы увеличились на 17.3 млн. т (3.7%), а по категории С2 - на 9.5 млн.т. (31.7%).

Необходимость определения системы промышленной разработки участков и залежей, неохваченных ранее проектированием, наряду с решением задач по совершенствованию реализуемой системы разработки на разрабатываемых залежах, явились основными целями данной работы. Кроме того, в представленном документе уточнены проектные решения по выделенным объектам разработки, динамика проведения работ и программа исследований.

В административном отношении Южно-Ягунское месторождение находится в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Владельцем лицензии ХМН 00502 НЭ от 22.04.1997 г. на право пользования недрами является ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь". Срок действия лицензии до 31.12.2038 г.

Проектирование разработки месторождения начато с 1980 года, когда институтом СибНИИНП составлена первая Технологическая схема разработки (протокол ЦКР №883 от 1.10.1980 г.). За всю историю проектирования составлено 8 проектных документов.

Представленный документ выполнен по состоянию на 1.01.2010 года. В работе обосновано выделение эксплуатационных объектов разработки, намечен комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти из недр, сформированы варианты промышленной разработки ранее неразбуренных площадей объектов БС10, БС11, БС16,18 и ЮС1.



1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое положение месторождения

В административном отношении Южно-Ягунское месторождение находится в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Ближайший крупный населенный пункт - г. Когалым. Другими крупными городами в районе месторождения являются г. Сургут и г. Ноябрьск, удаленные от него соответственно на расстояние 120 км и 140 км.

Производственную деятельность ведет ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", базирующееся в городе Когалым.

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка ряда месторождений (рисунок 1.1), ближайшими из которых являются Когалымское, Дружное, Кустовое, Тевлинско-Русскинское.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ



1.2 Геологическая характеристика пластов

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Основой стратиграфического расчленения разреза являются решения IV Межведомственного стратиграфического совещания и МСК (1976-1978 гг.). Осадочный чехол Южно-Ягунского месторождения представлен преимущественно терригенными породами. Их общая толщина составляет более 3000 м. С мезо-кайнозойским осадочным комплексом связаны основные промышленные скопления нефти. Выкопировку из сводного литого-стратиграфического разреза представляет рисунок 3.1, (граф. прил. П.3.1).

Палеозойский фундамент в пределах Сургутского свода обычно представлен эффузивами, состоящими из диабазовых порфиров и базальтов. Возраст данных пород, определенный с помощью калий-аргонового метода, - триасовый. Верхняя часть эффузивов в значительной степени изменена за счет проявления экзогенных факторов и представляет собой кору выветривания, толщина которой достигает несколько десятков метров.

Породы фундамента перекрываются осадками юрской системы.

Нижнеюрские отложения в объеме котухтинской свиты (плинсбах-тоар) с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах доюрского основания. В полном разрезе они представлены четырьмя пачками пород, снизу вверх: песчано-алевролитовый пласт ЮС11, перекрывающийся тогурской пачкой глин и песчано-алевролитовый пласт ЮС10 с радомской глинистой пачкой в кровле свиты. Породы тогурской и радомской пачек иногда битуминозны, содержат растительный детрит и сидерит. Толщина отложений свиты в разрезе, вскрытом скважиной 230 Дружной достигает 175 м.

Среднеюрские отложения тюменской свиты (аален-ранний келловей) согласно залегают на отложениях котухтинской свиты. Свита расчленяется на три подсвиты. Отложения нижней подсвиты (пласты ЮС7-ЮС9) сложены чередованием пачек песчаников и аргиллитов. Базальные пласты песчаников у выступов доюрских образований включают большое количество грубозернистой фракции. Отложения средней подсвиты (пласты ЮС5-ЮС6) представлены неравномерным чередованием аргиллитов с глинистыми песчаниками, алевролитами и прослоями углей. Отложения верхней подсвиты (пласты ЮС2-ЮС4) сложены неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов с обильным включением растительного детрита и пирита. Толщина отложений тюменской свиты составляет 200-250 м.

Верхнеюрский отдел представлен в составе трех свит: васюганской, георгиевской и баженовской. Васюганская свита в нижней части сложена преимущественно глинистыми породами - аргиллитами слюдистыми, иногда известковистыми. Верхняя часть свиты представлена, в основном, алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов, к ней приурочен продуктивный пласт индексируемый как ЮС11. Возраст свиты диагностируется на основании палеонтологических анализов как верхнекелловей-оксфордский. Общая толщина васюганской свиты - 70-75 м.

Георгиевская свита сложена аргиллитами плотными, иногда известковистыми до перехода в глинистый известняк. В породах встречается фауна. Возраст свиты - кимериджский. Толщина рассматриваемых отложений обычно не превышает 4-5 м, нередко сокращается до 0.8-1.0 м.

В составе баженовской свиты преобладают аргиллиты черно-бурые битуминозные. Отмечаются обильные включения пирита, встречаются тонкие прослои известняков и сидерита, имеющие подчиненное значение. Породы баженовской свиты содержат скелетные остатки аммонитов и пелеципод волжского возраста. В верхней части разреза встречаются органогенные остатки, датируемые берриасским веком. Толщина свиты - 24-30 м.

Выше по разрезу залегают осадки меловой системы. Отложения системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

В составе нижнемелового отдела выделяются отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты. Верхний включает отложения верхней части покурской, кузнецовской, березовской и нижней части ганькинской свит.

Сортымская свита сложена преимущественно аргиллитами известковистыми, содержащими до 20 и более процентов алевролитового материала. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща с наличием в ее разрезе песчаных прослоев (БС16-24), часть из которых (БС16, БС18) на рассматриваемой площади являются нефтенасыщенными. В верхней части разреза свиты развиты песчано-алевролитовые прослои, с которыми на месторождении связаны основные продуктивные пласты (БС101, БС102, БС111, БС112). Общей покрышкой для указанной группы пластов являются глинистые породы чеускинской пачки. Пласты БС10 и БС11 разобщены между собой глинистой перемычкой покачевской пачки. Возраст свиты - берриас-валанжин. Толщина сортымской свиты - 470-520 м.

Усть-балыкская свита включает песчаные пласты БС1-БС9 и глинистые пачки: сармановскую (над пластом БС8), правдинскую (над пластом БС6) и пимскую (над пластом БС1). Пласты и пачки данной свиты характеризуются как наиболее выдержанные по литолого-гранулометрическому составу в неокомской части разреза. Возраст свиты - ранний готерив. Толщина свиты - 230-250 м.

Сангопайская свита включает песчаные пласты группы АС (АС4-АС8) и содержит наибольший процент песчаного материала в неокомской части разреза. Разрез характеризуется большим количеством тонких прослоев, в большинстве случаев, не выдержанных по простиранию. Возраст свиты - поздний готерив-баррем. Толщина свиты - 120-160 м.

Алымская свита представлена преимущественно глинистыми породами темно-серого цвета. Отмечаются включения линз и тонких прослоев алевролитов. В целом седиментация происходила в сильно опресненном морском бассейне. В нижней части свиты встречаются песчаные линзы, к которым приурочена группа пластов АС1-3. В верхней части свиты выделяется отражающий горизонт "М". На основании споро-пыльцевых анализов возраст алымской свиты диагностируется как нижнеаптский. Толщина свиты - 85-125 м.

Разрез нижнего мела завершают отложения покурской свиты. В ее составе выделяют две подсвиты. Нижняя является более глинистой. Она представлена аргиллитоподобными глинами, с массивной текстурой. В составе отложений верхнепокурской свиты доминируют кластогенные образования. Песчаники и алевролиты, в целом, имеют минеральный состав, характерный для более молодых пород, но в их составе отмечается обильное содержание углистого вещества и включений сидерита. Возраст свиты - поздний апт-альб-сеноман. Толщина свиты около 800 м.

Отложения кузнецовской свиты приурочены к нижней части верхнемелового отдела. В ее составе преобладают тонкоотмученные глинистые породы с низким значением акустического импеданса. Отложения кузнецовской свиты характеризуются достаточно высокой выдержанностью по площади и разрезу, и являются региональным репером - с подошвой свиты отождествляется горизонт "Г". Возраст свиты диагностируется как туронский век. Толщина свиты изменяется от 13 до 26 м.

Выше залегают отложения березовской свиты, которая разделяется на две части. Нижняя подсвита представлена, в основном, плотными слабоглинистыми опоками и алевритистыми глинами. По фауне радиолярий возраст толщи диагностируется как коньяк-сантонский. Верхнеберезовская подсвита представлена глинами, содержащими редкие прослои опок. По фауне радиолярий возраст свиты - сантон-кампанский. Толщина свиты - 130-150 м.

Разрез меловой системы завершают отложения ганькинской свиты, представленные известковистыми глинами, участками переходящими в мергели. По фауне фораминифер возраст свиты - маастрихтский. Толщина свиты - 95-130 м.

В составе палеогеновой системы выделяют морские отложения талицкой, люлинворской и тавдинской (или чеганской) свит, а также осадки континентального генезиса, слагающие атлымскую, новомихайловскую и журавскую (или туртасскую) свиты.

Талицкая свита (палеоцен) сложена монтмориллонитовыми глинами с редкими включениями алевролитового материала в кровельной части. Толщина свиты - 90-120 м.

Люлинворской свита (ранний и средний эоцен) представлена толщей глин. В нижней части свиты преобладают опоковидные глины, в верхней - диатомитовые. Толщина свиты колеблется в диапазоне 185-210 м.

Тавдинская свита (поздний эоцен-ранний олигоцен) представлена глинами с листоватой текстурой. Толщина свиты около 170 м.

Атлымская свита (ранний олигоцен) сложена кварцевыми разнозернистыми песками с прослоями и линзами песчаных глин. Толщина свиты - 100 м.

Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена неравномерным чередованием песков, алевритов, глин. Толщина свиты - 65-100 м.

Журавская свита (поздний олигоцен) представлена кварцевыми песками и алевритами, содержащими включения глауконита. Толщина свиты - 40-70 м.

Отложения неогеновой системы представлены чередованием песков и алевролитов, суглинков, глин. Общая толщина осадков достигает 80-100 м.

Отложения четвертичной системы представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными песками, глинами и торфами. Толщина - 30-70 м.

Краткие сведения о нефтеносности месторождения

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна территория района работ расположена в пределах Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области (НГО). На севере месторождение граничит с Северо-Ягунским, на востоке с Дружным, на юго-востоке с Кустовым, на западе с Когалымским месторождением.

В разрезе Южно-Ягунского месторождения продуктивными являются верхнеюрский, ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК).

Неокомский нефтегазоносный комплекс представлен отложениями продуктивных пластов горизонтов БС11 и БС10. На территории Южно-Ягунского месторождения в составе данного нефтегазоносного комплекса выделяется 27 залежей.

В разрезе горизонта БС10 на месторождении выделено три пласта - БС100, БС101 и БС102. Верхний пласт является водоносным. Продуктивный пласт БС101 содержит три структурные залежи нефти, в пласте БС102 выявлено шесть залежей, из которых четыре структурно-литологического и по одной структурного и литологического типа. Все залежи за исключением небольших залежей р-он 301П каждого из пластов находятся в разработке.

В разрезе горизонта БС11 выделены три продуктивных пласта: БС111, БС111а и БС112, содержащие, соответственно, пять, две и семь залежей нефти. Залежи пласта БС111 относятся к структурному типу, пласта БС111а структурно-литологическая и литологическая, залежи пласта БС112 структурного типа, две из которых имеют небольшие литологические ограничения. Из 14 залежей горизонта разрабатываются 10 залежей нефти.

Ачимовский нефтегазоносный комплекс на территории Южно-Ягунского месторождения представлен продуктивными пластами БС16, БС181 и БС182, в которых выявлено 4 небольших залежи нефти, три из которых структурно-литологического типа и одна структурного. На территории месторождения в интервале пласта БС16 нефть при испытании получена в скважине 110Р (Qн=5.9 м3/сут, Qв=7.4 м3/сут), при испытании пласта БС181 в скв. 110Р получен приток Qн=12.3 м3/сут).

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс на территории района работ является промышленно нефтеносным. Промышленные залежи нефти связаны с пластом ЮС11 васюганской свиты. На Южно-Ягунском месторождении открыто 22 залежи, приуроченные к верхнеюрскому НГК, в разработке находятся 13залежей нефти. Тип залежей - структурный, реже - структурно-литологический и тектонически-экранированный.

Таким образом, в трех нефтегазовых комплексах выявлено 9 продуктивных пластов (БС101, БС102, БС111, БС111а, БС112, БС16, БС181, БС182, ЮС11), содержащих 49 залежей нефти. В эксплуатации находятся пласты БС101, БС102, БС111, БС112 и ЮС11.

Характеристика продуктивных пластов и строения залежей

Основная доля начальных запасов нефти Южно-Ягунского месторождения сосредоточена в пластах БС101, БС102, БС111, БС112 и ЮС11, развитых в коллекторах на всей или большей части площади месторождения. За исключением пласта БС101 пласты комплекса БС10-11 являются сложными геологическими образованиями, состоящими из нескольких тел, отличающихся особенностями залегания по площади и по разрезу и характером взаимоотношениями между собой.

Проницаемые отложения пластов БС111а, БС16, БС181, БС182 представлены по площади локально.

Далее дается описание продуктивных пластов сверху вниз по разрезу. Строение продуктивных пластов горизонтов БС10 и БС11 Южно-Ягунского месторождения иллюстрирует геологический разрез по линии скважин 165Р-1860, (рисунок 3.7). Профиль выравнивания на подошву савуйской пачки глин по линии скважин 1961-2957 представляет рисунок 3.8. Краткую характеристику залежей месторождения представляет таблица 3.1.

Продуктивный горизонт БС10

Горизонт БС10 представлен тремя песчано-алевритовыми пластами БС100, БС101 и БС102. Пласт БС100 промышленных скоплений нефти и газа не содержит. Характеристики толщин и параметров неднородности представляют таблицы (таблица 3.2, таблица 3.3).

Пласт БС101 развит практически по всей площади Южно-Ягунского поднятия, пласт относительно однороден, имеет либо монолитное строение, либо расчленен на два-три проницаемых пропластка карбонатизированными, реже глинистыми прослоями. Полная глинизация пласта наблюдается только в пределах небольшого участка на северо-западном крыле поднятия.

Структурную карту по кровле коллекторов пласта представляет рисунок 3.9, (граф.прил. П.3.2). Характеристику толщин и параметров неоднородности представляет таблица 3.2.

Среднее значение общей толщины в пределах площади нефтеносности пласта БС101 составляет 7.6 м. Общая толщина монотонно увеличивается от области глинизации пласта на северо-западе в южном направлении от 2.2 м до 8.6 м и 9.9 м в районах погружения юго-восточной и юго-западной структуры, соответственно. Локальная область повышенных толщин расположена восточнее зоны отсутствия коллекторов, где происходит слияние данного пласта с пластом БС102 с образованием монолитного тела. Разделение пластов в этой области является весьма проблематичным, а по своим характеристикам верхняя часть разреза, отнесенная в Подсчете запасов к пласту БС101, больше соответствует пласту БС102.

Распределение эффективных толщин пласта БС101 аналогично общим, они изменяются от 0.4 до 9.9 м, в среднем составляя 4.2 м. Максимальные значения приурочены к центральной и юго-восточной частям Южно-Ягунского поднятия (в пределах южной части юго-западного поднятия кровельная часть пласта заглинизирована). Коэффициент песчанистости пласта изменяется в пределах от 0.07 до 0.94 д.ед., его среднее значение - 0.55 д.ед. Коэффициент расчлененности пласта - 1.9 ед., интервал изменения от 1 до 6 ед.



Таблица 3.1 - Краткая характеристика залежей месторождения

Пласт, купол	№ залежи	Глубина залегания пласта в своде	Высотное положение ВНК (абс. отм.), м	Размеры залежей	Тип залежи
				длина, км	ширина, км	высота, м
БС101	1 (основная)	-2263	-2297	41	3.5-10.4	34	пластовая сводовая
	2 (р-н скв.57Р)	-2260	-2292 -2298	26.9	11.1	32 -38	пластовая сводовая
	3 (р-н скв. 301П)	-2307	-2308.4	1.8	1.4	1.4	пластовая сводовая
БС102	1+2 (основная)	2274	-2306	37	9.5	32	структурно- литологическая
	(р-н скв. 301П)	-2316	-2318.3	1.9	1.7	2.3	пластовая сводовая
	3 (р-н скв. 215)	-2282	-2304	4.2	2	22	структурно- литологическая
	4 (р-н скв. 219)	-2287	-2302	1.3	0.8	15	литологически ограниченная
	5 (р-н скв. 2175)	-2297.1	-2306	1.2	0.5	8.9	структурно- литологическая
	6 (р-н скв. 2668)	2307	-2312	0.6	0.2	5	структурно- литологическая
БС111	1 (основная)	-2286	-2328-2337	25.5	3.5	51	пластовая сводовая
	2 (р-н скв. 65Р)	-2296.7	-2318-2324	7.3	4	27	пластовая сводовая
	3 (р-н скв. 1679)	-2332	-2343	1.3	1	11	пластовая сводовая
	4 (р-н скв. 158Р)	-2321.3	-2323	0.8	0.75	1.7	пластовая сводовая
	5 (р-н скв. 158Р)	-2315	-2327	1.6	1.0	12	пластовая сводовая
БС111а	1 (р-н скв.781)	-2310.8	-	3.3	0.75	2.0	литологически ограниченная
	2 (р-н скв. 219)	-2335.1	-2359	6.0	1.5	24	структурно- литологическая
БС112 Основное поднятие	1+3 (основная)	-2310	-2359-2369	13.1-41	4-13.3	58	пластовая сводовая
	2 (р-н скв. 65Р)	-2320.6	2349-2352	9.6	8	32	пластовая сводовая
	4 (р-н скв. 158Р)	-2345.9	-2352	1.4	1.25	6.0	пластовая сводовая
БС112 Восточный купол	1 (р-н скв. 176Р)	-2364.6	-2370-2372	4.8	4.4	6.0	пластовая сводовая
	2 (р-н скв. 104Р)	-2356	-2364-2366	6.4	2.8	10	пластовая сводовая
	3 (р-н скв. 83Р)	2347.7	2360-2366	4.6	4.8	18	пластовая сводовая
	4 (р-н скв. 78Р)	-2349.9	-2364	3.0	2.1	14	пластовая сводовая
БС16	1	-2600.2	-2606	1.5	2.5	6	структурно- литологическая
БС181	1 (р-н скв. 103Р)	-2632.1	-2635	2.9	1.8	3	пластовая сводовая
	2 (р-н скв. 1059)	-2616.5	-2626	0.7-1.2	3.9	9.5	структурно- литологическая
БС182	1	-2620.9	-2631	1	2	10	структурно- литологическая
ЮС11 Основное поднятие	1 (р-н скв. 103Р)	-2725.3	-2736	4.8	1.8	11	пластовый сводовый
	2 (р-н скв. 900У)	2719.3	2729-2733	3.8	1.75	14	пластовый сводовый
	3+5 (р-н скв. 1770У)	2724	-2741-2747	5.4	3.2	23	структурно- литологическая
	4 (р-н скв. 940)	2747..3	-2755-2761	1.7	1.5	14	пластовая сводовая
	зал. р-н скв. 301П	-2754	-2774.2	3.6	2.3	20.2	тектонически экранированная
	6 (р-н скв. 75Р)	-2691.5	-2742-2759	10	1-6	69	пластовый сводовый
	7 (р-н скв. 164Р)	-2756.2	-2768	2.2	2.0	10	тектонически экраниров.
	8 (р-н скв. 161Р)	-2745	-2754	4.6	0.8-2.4	8	пластовая сводовая
	9 (р-н скв. 166Р)	-2726	-2749	4.9	3.7-4.8	23	пластовая сводовая
	10 (р-н скв. 84Р)	-2741	-2744	4.8	2.5	3	пластовая сводовая
	11 (р-н скв. 158Р)	-2718.6	-2732	2.6	2.4	13	пластовая сводовая
	12 (р-н скв. 171У)	-2735.3	-2747	3	2.4	12	пластовая сводовая
	13 (р-н скв. 1214)	-2747.7	-2750	3	1.3	2.3	пластовая сводовая
	14 (р-н скв. 126Р)	-2755.3	-2765.1	2.2	1.7	10	пластовая сводовая
	15 (р-н скв. 128Р)	-2775.8	-2786	1.7	1.25	10	пластовая сводовая
ЮС11 Восточный купол	1 (р-н скв. 176Р)	-2759.4	-2763	1.8	1.3	3.6	пластовая сводовая
	2 (р-н скв. 104Р)	-2739.4	-2748-2753	3.6	2.4	14	пластовая сводовая
	3 (р-н скв. 152Р)	-2750.3	-2754	3.9	1.8	3.7	пластовая сводовая
	4 (р-н скв. 106Р)	-2755.7	-2762-2784	2.5	1.9		тектонически экраниров.
	4 (р-н скв. 168Р)	-2779.5	-2762-2784	1.9	1.4		тектонически экраниров.
	4 (р-н скв. 78Р)	-2761.5	-2762-2784	2.8	2.0		тектонически экраниров.
	5 (р-н скв. 92Р)	-2769	-2780	1.9	1.0	11	тектонически экраниров.

Залежь 1 (Основная залежь) приурочена к северной, центральной и юго-восточной частям Южно-Ягунского поднятия. Залежь со всех сторон контролируется контуром нефтеносности, за исключением небольшого участка на северо-западном крыле поднятия, где залежь ограничена линией глинизации. Промышленная нефтеносность залежи подтверждается результатами опробования 14 поисково-разведочных и эксплуатацией 969 скважин. Для данной залежи характерна достаточно широкая водоплавающая зона, развитая преимущественно в юго-восточной и северной частях залежи. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным данным составляют в среднем 3.9 м, изменяясь от 0.4 до 9.9 м. ВНК залежи колеблется от -2294 м до 2301 м, составляя в среднем -2297 м.

Размеры залежи составляют 41х3.5-10.4 км, высота 34 м. Тип залежи - пластовая сводовая участками литологически экранированная.

Залежь 2 (р-н скв.57Р). Залежь охватывает юго-западное окончание Южно-Ягунского поднятия и протягивается с севера на юг на ~ 27 км. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. Наивысшая абсолютная отметка кровли нефтенасыщенных коллекторов - 2270 м фиксируется в скв. 2017.

В 2005 году в результате уточнения структурного плана по результатам сейсморазведочных работ и эксплуатационного бурения залежей нефти 2 (р-н скв. 57Р) и 3 (р-н скв. 161Р), самостоятельные согласно Подсчету запасов, были объединены в одну. Разведочная скважина 300Р, пробуренная в пределах небольшого малоамплитудного куполовидного поднятия, расположенного около западного крыла Южно-Ягунского поднятия, на севере единой залежи, вскрыла пласт БС101 эффективной нефтенасыщенной толщиной 6.0 м.

ВНК залежи принят на абсолютной отметке -2294 м (диапазон изменения -2292 - 2298 м). Для залежи типична достаточно широкая водонефтяная зона. Нефтеносность залежи подтверждаются данными опробования 11 поисково-разведочных и данными эксплуатации 268 скважин. В скважине 162Р при испытании интервала -2291.6 - 2296.6 м получено 4.2 м3/сут. нефти и 8.4 м3/сут. воды при Ндин=1302-747 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным данным составляют в среднем 3.9 м, изменяясь от 0.7 до 6.6 м.

Размеры залежи, исходя из принятых отметок ВНК, составляют 26.9х11.1 км, высота 22-28 м. Тип залежи - пластовая сводовая.

Залежь 3 (р-н скв. 301П) выявлена в северо-западной части лицензионного участка по материалам сейсморазведки 3Д ОАО "БНГФ", скв. 301П в которой по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 1.8 м. ВНК залежи принят на абс.отм. -2308.4 м ( по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 301П).

При опробовании интервала 2392 - 2393.8 м (абс.отм. 2306.6 - 2308.4 м) получен приток нефти с водой дебитом 12.2 м3/сут. на Ндин - 1526 м (Qн - 9.6 м3/сут., Qв - 2.6 м3/сут.).

Тип залежи - пластовая сводовая, ее размеры составляют 1.8х1.4 км, высота 1.4 м.

Пласт БС102 имеет максимальные абсолютные отметки залегания кровли в центральной части основного поднятия (до -2259 м), в пределах его юго-восточной ветви и на юго-западной структуре они не превышают -2278 м и -2279, соответственно. Структурную карту по кровле коллекторов пласта представляет рисунок 3.11, (граф. прил. П.3.4). Характеристику толщин и параметров неоднородности представляет таблица 3.3.

Пласт в пределах Южно-Ягунского поднятия представлен коллекторами не повсеместно. Полная глинизация пласта имеет локальное развитие на северном крыле, широкое в центральной части, здесь основная залежь относительно широкой полосой (до 2.5 км) глинистых пород почти разделяется на 2 части, и в южной части юго-западного поднятия, где проницаемые отложения небольшой эффективной толщиной представлены в виде линз. Такой характер распределения коллекторов по площади объясняется тем, что пласт объединяет отложения трех различных по времени образования песчано-алевритовых тел, отличающихся по площади распространения коллекторов, имеющих различные источники сноса осадочного материала. Карты эффективных толщин зональных интервалов пласта БС102 приведены в текстовых приложениях П.3.1, П.3.2, П.3.3.

Процесс осадконакопления, по-видимому, происходил в следующей последовательности. На первом этапе поступление песчано-алевритового материала происходило в достаточно узкой полосе на стыке основного поднятия и юго-восточной его ветви. При этом на западном склоне последнего формировалась баровое тело длинной 5.5 км и шириной 1.5-2.5 км, развитое поперек направления сноса, что затрудняло перенос грубообломочного терригенного материала в северную часть юго-западного поднятия. В южные части обеих структур поступление песчано-алевритового материала было незначительно, в результате чего здесь картируются маломощные изолированные линзы коллекторов. На следующем этапе заполнение бассейна происходило с северо-востока, в результате чего сформировалось северное тело, ширина которого в пределах разбуренной части составляет в среднем 19.5 км. На картах эффективных толщин в северо-западной части площади хорошо прослеживаются полосы повышенных толщин, пересекающие поднятие с северо-востока на юго-запад, указывающие на основные направления основных потоков сноса терригенного материала.

На завершающем этапе осадконакопления отложений пласта вновь происходило заполнение южной части площади, при этом, как и в случае с нижним телом, активность в южной части юго-западного поднятия была невысокой, коллектора здесь также развиты в виде линз. В области сочленения юго-западного и юго-восточного поднятий продолжалось наращивание баровой постройки, однако, в отличие от нижнего тела коллектора верхнего распространились на всю площадь юго-восточного поднятия, эффективная толщина тела в пределах которого, в среднем составляет 12 м. В области развития коллекторов верхнего тела глинистый раздел между пластами БС101 и БС102 не превышает 1 м, в то время как на остальной части площади значительно больше.

Общая толщина пласта БС102 в целом изменяется от 4.3 до 27.6 м, в среднем составляя 17.5 м. Эффективная толщина пласта в среднем составляет 5.2 м, изменяясь от 0.4 до 17.1 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется в пределах от 0.051 до 0.85 д. ед., при среднем значение - 0.30 д. ед. Коэффициент расчлененности пласта - 2 ед, интервал изменения от 1 до 8 ед.

Пласт БС102 представлен шестью залежами. Карту эффективных нефтенасыщенных толщин представляет рисунок 3.12, (граф.прил. П.3.5).

Основная залежь (залежь 1+2) расположена в пределах северной, юго-восточной части основного поднятия и северной части юго-западной структуры.

Северная часть залежи сочленяется с южной узкой полосой шириной 600 м, ограниченной с запада ВНК и линией замещения коллекторов с востока. На востоке северная часть залежи имеет достаточно узкую водонефтяную зону, в среднем 0.5 км, на западе ее максимальная ширина достигает 3.1 км. Значение водонефтяного контакта на северо-восточном крыле принято -2307 м, на юго-западном -2304 м, средняя отметка ВНК в западной части залежи составляет -2306 м. Размеры северной части залежи составляют 19.6х9 км.

Южная часть основной залежи на юго-западном поднятии и в области прогиба между ним и юго-восточным продолжением основного поднятия характеризуется развитием широких водонефтяных зон. ВНК в юго-восточной части залежи принят на абсолютной отметке минус 2307 м, а на юго-западной минус 2304 м. (диапазон изменения ВНК по площади - от -2303м до -2311м). Размеры южной части залежи составляют 21.1х7.5 км.

Эффективные нефтенасыщенные толщины залежи по скважинам достигают 4.9 м, изменяясь в пределах от 0.4 до 14.9 м.

Размеры залежи в целом - 37х9.5 км, высота 32 м. Тип залежи - структурно-литологический.

Залежь 3 (р-н скв. 215) расположена на юго-западном окончании Южно-Ягунского поднятия и связана с линзой песчано-алевритовых отложений. Залежь со всех сторон ограничена линией замещения коллекторов.

Нефтеносность залежи доказана результатами опробования скважин. Максимальные начальные дебиты достигали 47 м3/сут (скв. 236).

ВНК залежи не определен и принят условно на отметке -2304 м.

Размеры залежи 4.2х2.0 км, высота 22 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи составляют 1.6 м, изменяясь в пределах от 0.4 до 4.5 м.

Тип залежи - структурно-литологический.

Залежь 4 (р-н скв. 219) расположена также на юго-западном окончании Южно-Ягунского поднятия и приурочена к линзе песчано-алевритовых отложений. Залежь вскрыта пятью скважинами. Максимальные начальные дебиты достигали 52.7 м3/сут. в скв. 220.

Непосредственно в пласте ВНК не определен и принят условно на абсолютной отметке -2302 м. Наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенных коллекторов в скв. 211 фиксируется на абсолютной отметке -2301.7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.5 до 4.5 м, в среднем составляя 2.9 м.

Размеры залежи 1.3х0.8 км, высота ~ 15 м. Тип залежи - литологически ограниченный.

Залежь 5 (р-н скв. 2175) расположена в центральной части восточного склона Южно-Ягунского поднятия и связана с линзой песчано-алевритовых пород. С востока залежь ограничена контуром нефтеносности, с севера, запада и юга линией замещения коллекторов. Максимальные начальные дебиты по залежи достигали 4.3 м3/сут в скв. 553. Непосредственно в пласте ВНК отбивается по ГИС в одной скв. 554 на абсолютной отметке -2305.9 м

Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют в среднем 1.5 м, изменяясь от 0.5 до 2.3 м. Размеры залежи 1.2х0.5 км, высота - 8.9 м. Тип залежи - структурно-литологический.

Залежь 6 (р-н скв. 2668) как и предыдущая расположена в центральной части восточного крыла Южно-Ягунского поднятия. Приурочена к участку заливообразного выклинивания песчано-алевритовых отложений вверх по восстанию пород. Залежь вскрыта и разрабатывается одной скв. 2668, эффективная нефтенасыщенная толщина в которой составляет 1.6 м. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2312.0 м, что не противоречит результатам испытания пласта (из интервала а.о. -2310.3 - 2313.2 м получена нефть).

Размеры залежи 0.6х0.2 км, высота - 5 м. Тип залежи - структурно-литологический.

Залежь 3 (р-н скв. 301П) выявлена в северо-западной части лицензионного участка скв. 301П, по материалам сейсморазведки 3Д ОАО "БНГФ", в которой по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 2.0 м. В результате испытания пласта в интервале глубин 2401.6 - 2405 м (-2316.3 ч -2319.7 м) получен приток воды с нефтью дебитом 9.1 м3/сут, с обводненнностью 85% при Ндин = 1323 м.

ВНК принят на абсолютной отметке -2318.3 м. Тип залежи - пластовая сводовая. Размеры залежи- 1.9х1.7 км, высота - 2.3 м.

Продуктивный горизонт БС11

В составе продуктивного горизонта при подсчете запасов выделено три продуктивных пласта: БС111, БС111а, БС112.

Пласт БС111 залегает под глинами савуйской пачки, которая является довольно надежным выдержанным экраном для нижележащих залежей нефти. Пласт сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глинистых разностей. В единичных скважинах наблюдается полное выклинивание коллекторов и замещение их глинистыми породами. Пласт характеризуется сравнительно высокой фациальной неоднородностью. Разрез в центральной части структуры состоит из серии проницаемых песчаных прослоев (толщиной 1-3 м), разобщенных между собой глинистыми разностями и группирующихся в верхнюю (толщиной 5-6 м) и нижнюю (3-5 м) пачки. Глинистые пропластки, развитые в составе пласта, имеют толщины 0.5-1.5 м. В единичных скважинах наблюдается полное выклинивание коллекторов и замещение их глинистыми породами. Максимальные толщины песчаников фиксируются в южной части площади, кроме того, небольшие аналогичные участки выделяются на северо-западном и юго-восточном окончаниях, а также на северо-восточном крыле основного поднятия. На таких участках часто встречаются монолитные песчаные тела толщиной 8-14 метров.

Остальная площадь структуры входит в зону развития песчаников толщиной 2-8 м, для нее характерна повышенная расчлененность пласта за счет появления в разрезе глинистых прослоев. Пласт БС111 продуктивен в наиболее приподнятых частях структур. Структурную карту по кровле коллекторов пласта представляет рисунок 3.13, (граф. прил. П.3.6). Характеристику толщин и параметров неоднородности представляет таблица 3.4.

Общая толщина пласта по скважинным данным изменяется от 3.7 до 22.1 м при среднем значении 9.7 м. Эффективная толщина пласта составляет в среднем 5.2 м изменяясь в пределах 0.8 - 14 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется в пределах от 0.08 до 0.95 д.ед., его среднее значение - 0.526 д.ед. Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 3.1 ед. (интервал изменения - от 1 до 8 ед).

В составе пласта БС111 выделено пять залежей нефти.

Залежь 1 (основная) расположена в осевой части основного поднятия и вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности, в единичных скважинах наблюдается замещение коллекторов глинистыми породами.

ВНК по залежи принят наклонным. Колебание положения ВНК достигает 10 м. В северо-западной части залежи, ВНК установлен на абсолютных отметках -2325 - 2330 м. К центральной ее части положение контура нефтеносности опускается до отметок -2333 - 2335 м. Для залежи в целом ВНК принят в интервале абсолютных отметок -2328 - 2337 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта в пределах рассматриваемой залежи изменяются в диапазоне от 0.3 до 10 м, в среднем составляя 3.5 м.

Тип залежи - пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 25.5х3.5 км, высота -51 м.

Залежь 2 (р-н скв. 65Р) выделяется на крайнем юго-западе структуры, где она осложнена куполообразным элементом. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК принят в интервале абсолютных отметок -2318 - 2324 м с некоторым наклоном в северном направлении.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.6 до 9.8 м, в среднем составляя 4.8 м. Залежь пластовая сводовая с обширной водонефтяной зоной. Полностью нефтенасыщенные участки выделяются лишь в районе отдельных скважин (171, 1214, 1247 и др.), где пласт продуктивен до подошвы.

Размеры залежи составляют 7.3х4 км, высота - 27 м.

Залежь 3 выделена в пределах западной части поднятия на территории небольшого купола, установленного в районе скважин 1679 и 1680. ВНК принят на абсолютной отметке -2343 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи колеблются в пределах 0.8-2.9 м, в среднем составляя 1.9 м. Размеры залежи составляют 1.3х1 км, высота - 11 м. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая.

Залежь 4 выявлена в районе разведочной скважины 158Р и характеризуется небольшими размерами. В процессе опробования скв. 158Р был получен приток нефти (1.4 м3/сут) с водой (8.6 м3/сут). Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 158Р составляет 1.5 м. ВНК принят на абсолютной отметке -2323 м. Тип залежи - пластовая сводовая Размеры залежи составляют 1.3х1 км, высота - 11 м.

Залежь 5 (р-н скв. 5098) поставлена на Госбаланс в 2010 г. по данным эксплуатации скв. 5098, в которой нефтенасыщенная толщина составиляет 6.4 м, в контур залежи отнесены еще 6 скважин, нефтенасыщенных по результатам переинтерпретации материалов ГИС. Залежь вытянута в северо-западном направлении и со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК по ГИС принята на абсолютной отметке -2325.3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи в среднем составляет 2.9 м. Размеры - 1.6х1.0 км, высота - 12 м. Тип залежи - пластовая сводовая.

Пласт БС111а. При подсчете запасов к пласту отнесены развитые в виде изолированных линз коллектора двух разных прослоев пласта БС111. Объем нефтенасыщенных пород пласта БС111а весьма незначителен. Пласт характеризуется пониженными коллекторскими свойствами и относится на месторождении к второстепенным объектам. Структурную карту по кровле коллекторов пласта представляет рисунок 3.15, (граф. прил. П.3.8). Характеристику толщин и параметров неоднородности представляе таблица 3.4.

Общая толщина пласта БС111а составляет в среднем 2.0 м (1.2- 6.2 м). Эффективная толщина пласта по скважинам изменяется от 0.3 до 1.9 м, в среднем составляя 1.0 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется в пределах от 0.22 до 0.79 д.ед., его среднее значение - 0.52 д.ед. Коэффициент расчлененности пласта - 1 ед. (1 до 2 ед.).

Залежь 1 (р-н скв. 781) выделена по материалам ГИС. Со всех сторон залежь ограничена зоной замещения коллекторов. Опробованием залежь не охарактеризована. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 0.4 - 2 м. Залежь литологически ограниченная, размерами 3.3х0.75 км.

Залежь (р-н скв. 219) имеет также незначительную эффективную нефтенасыщенную толщину, которая колеблется в пределах 0.6 - 1.5 м. Залежь структурно-литологического типа, её размеры составляют 6.0х1.5 км, высота - 24 м.

Пласт БС112 залегает ниже пласта БС111 на 6 - 8 м, что соответствует толщине разделяющей их пачки глинистых пород. Следует отметить, что данная перемычка характеризуется постоянством своего объема и прослеживается по всей площади структуры, создавая условия для гидродинамической изолированности, указанных пластов друг от друга.

Пласт БС112 относится на месторождении к основным объектам разработки и развит по всей площади структуры.

Пласт представлен мелкозернистыми отсортированными песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Общее увеличение объема пласта наблюдается в северо-западном направлении. Общая толщина пласта колеблется в значительных пределах от 1.7 м до 55.2 м. В юго-восточном направлении структуры объем коллекторов в пласте постепенно сокращается - сначала до 12-16 м, затем до 4-6 м.

Пласт по площади характеризуется значительной неоднородностью. Заполнение бассейна на этапе формирования песчано-алевролитовых отложений пласта происходило с юга, где коллектора развиты в виде изолированных линз, последовательно сменяющих друг друга в северном направлении. Затем с усилением гидродинамической активности разделы между проницаемыми слоями постепенно сокращаются и пласт в северной части представлен довольно монолитными образованиями, при этом сохраняется тенденция последовательной глинизации нижних слоев и наращивание новых в северном направлении.

Эффективная толщина пласта по скважинам изменяется от 0.4 до 36.9 м, в среднем составляя 10.6 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется в пределах от 0.068 до 1 д. ед., его среднее значение - 0.607 д.ед. Коэффициент расчлененности пласта составляет 4.2 ед., изменяясь в пределах от 1 до 17 ед.

В его составе пласта БС112 при Подсчете запасов установлено четыре залежи в пределах основной части месторождения и четыре - на территории Восточного купола. В 2005 году в результате уточнения структурного плана по результатам сейсморазведочных работ 3Д и эксплуатационного бурения залежи 1 (основной) и 3 (р-н скв. 161Р), самостоятельные согласно Подсчету запасов, были объединены в одну. Разведочная скважина 300Р, пробуренная в пределах небольшого малоамплитудного куполовидного поднятия, расположенного около западного крыла Южно-Ягунского поднятия, на севере единой залежи, вскрыла пласт БС101 эффективной нефтенасыщенной толщиной 6.0 м.

Залежь 1+3 в составе пласта является основной. Залежь практически со всех сторон ограничена контуром нефтеносности и лишь в юго-восточной части залежи встречаются участки полного замещения песчаников глинистыми алевролитами и глинами. Залежь характеризуется значительной протяженностью и высокой неоднородностью коллекторов.

ВНК залежи принят в интервале абсолютных отметок -2359-2369 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах 0.4 - 26.1 м, в среднем составляя 8.4 м.

Тип залежи - структурно-литологический. Протяженность залежи с учетом ее продолжения в юго-восточном направлении составляет 41 км. Ширина ее в пределах основной части поднятия равна 8 км, на юго-востоке - 4 км, и в пределах участка сочленения - 13.3 км, высота - 58 м.

Залежь 2 (р-н скв. 65Р) выделяется на крайнем юго-западе площади, где структура осложнена куполовидным элементом. По площади структуры пласт распространен практически повсеместно. Наблюдаются небольшие зоны выклинивания коллекторов в районе единичных скважин на севере купола (скв. 262, 2053).

В 2008-2009 г. в южной части залежи дополнительно пробурено 6 эксплуатационных скважин, одна из которых (скв. 1148) вскрыла водонасыщенный коллектор. В данной части залежи существенно поменялся структурный план, что привело к значительному подтягиванию внешнего контура и уменьшению площади нефтеносности. Вскрытые нефтенасыщенные толщины оказались меньше проектных, что привело к значительному уменьшению нефтенасыщенных объёмов, изменения приняты ГКЗ в 2010 году (протокол №18/133-пр от 16.03.2010 г.).

ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2349-2352 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 0.6-10.9 м, в среднем составляя 4.4 м. Тип залежи пластовой сводовый. Размеры составляют 9.6х8.0 км, высота - 32 м.

Залежь 4 (р-н скв. 158Р) выявлена в пределах юго-западной части поднятия в районе одной разведочной скважины 158Р, где выделяется обособленный купол небольших размеров. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине составляет 5.4 м. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2352 м. Тип залежи пластовой сводовый. Размеры залежи составляют 1.4х1.25 км, высота - 6.0 м.

В пределах Восточного купола при Подсчете запасов выявлено четыре залежи нефти пласта БС112. В результате интерпретации сейсморазведки 3Д с подтверждением его высокоразрешающей электроразведкой произошло значительное расширение контуров нефтеносности и увеличение площади трех залежей. Структурную карта по кровле коллекторов пласта БС112 на Восточном куполе, выполненную по результатам детальных исследований, приводит рисунок 3.16, граф. прил. П.3.10, карту эффективных нефтенасыщенных толщин рисунок 3.17, граф. прил. П.3.10.

Залежь 1 (р-н скв. 176Р) выделяется в р-не скважины 176Р. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2370-2372 м. При опробовании скважины 176Р получен приток нефти дебитом 4.7 м3/сут с процентом обводнённости 71%. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 176Р - 6.5 м. Тип залежи пластовый сводовый. Размеры залежи составляют 4.8х4.4 км, высота - 6.0 м.

Залежь 2 (р-н скв. 104Р) расположена в районе небольшого купола на Восточном участке (район скв. 90Р, 104Р, 110Р, 4111) и находится в разработке. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2364-2366 м. При опробовании скв. 104Р приток нефти достигал 144 м3/сут фонтаном. Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются в пределах 3.9-9.8 м, в среднем составляя 7.1 м. Тип залежи пластовый сводовый. Размеры залежи 6.4х2.8 км, высота - 10 м.

Залежь 3 (р-н скв. 83Р) вскрыта тремя разведочными (82Р, 83Р, 106Р) и десятью эксплуатационными скважинами. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2360-2366 м. Залежь характеризуется дебитами от 11.2 до 14 м3/сут по нефти с процентом воды около 50% из разведочных скважин 82Р и 83Р. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются в пределах 5.6-12.9 м, в среднем составляя 8.9 м. Залежь пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 3.0х2.1 км, высота - 14 м.

Залежь 4 (р-н скв. 78Р) выделяется в районе обособленного купола. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2364 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 7.9 м. Залежь пластового сводового типа. Размеры залежи составляют 3.0х2.1км, высота - 18 м.

Пласты ачимовской толщи

Пласты БС16-БС18 выделяются в нижней части мегионской свиты, на рассматриваемой площади имеет клиноформное строение и вскрыта большей частью скажинами, пробуренными до юры. Характеристика толщин и параметров неоднородности представлена ниже (таблица 3.6).

Характеристика толщин и параметров неоднородности пластов БС16, БС181, БС182

...

Параметр	Показатели	БС 16	БС 18 1	БС 18 2	БС181-2
		Зал. 1	Зал. 1	Зал.2	В целом	Зал. 1
		ВНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ
Общая толщина, м	Среднее значение	10.9	3.9	5.0	4.4	9.9	5.2
	Коэффициент вариации, д. ед.	-	0.34	0.13	0.28	0.07	0.46
	Интервал изменения	от	-	3.3	4.1	9.2		3
		до	-	6.2	5.5	10.7		10.7
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	6.2	2.6	2.7	2.7	8	3.4
	Коэффициент вариации, д.ед.	-		0.54	0.46	0.03	0.64
	Интервал изменения	от	-	1.4	1.4	7.7		1.4
		до	-	1.8	4.7	8.2		8.2
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	2.4	-	-		-	-
	Коэффициент вариации, д. ед.	-	-	-		-	-
	Интервал изменения	от	-	-		-	-
		до	-	-		-	-
Коэффициент песчанистости, д. ед.	Среднее значение	0.77	0.661	0.536	0.608	0.801	0.627
	Коэффициент вариации, д. ед.	-	0.06	0.46	0.29	0.04	0.27
	Интервал изменения	от	-	0.27	0.263	0.766		0.263
		до	-	0.71	0.857	0.836		0.857
Коэффициент расчлененности, ед.	Среднее значение	2	1.3	1.3	1.3	3	1.5
	Коэффициент вариации, д. ед.	-	0.35	0.35	0.35	-

Подобные документы

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
  
  отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
  

• Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

  Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014
  

• Проблемы и перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений

  Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.
  
  презентация [259,8 K], добавлен 30.03.2010
  

• Поиск и разведка месторождений нефти и газа

  Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.
  
  курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015
  

• Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

  Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 03.10.2014
  

• Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

  Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений. Разработка межсолевой залежи, система поддержания пластового давления и ее эффективность.
  
  курсовая работа [4,6 M], добавлен 11.01.2017
  

• Технология бурения нефтяных и газовых скважин

  Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011
  

• Классификация и характеристика систем разработки месторождений

  Выделение эксплуатационных объектов. Системы разработки в режиме истощения, с искусственным восполнением пластовой энергии. Разработка нефтяных залежей с газовой шапкой, закачкой газа в пласт и многопластовых месторождений. Выбор плотности сетки скважин.
  
  реферат [260,3 K], добавлен 21.08.2016
  

• Разработка нефтяных месторождений

  Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 11.12.2013
  

• Применение ЭВМ в разработке нефтяных и газовых месторождений

  Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
  
  контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Понятие о нефтяной залежи, ее основные типы. Источники пластовой энергии. Пластовое давление. Приток жидкости к скважине. Условие существования режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорного, упругого, газовой шапки, растворенного газа.
  
  презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
  

• Методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами

  Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Разработка нефтяных месторождений

  Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
  
  отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Методические рекомендации по подготовке и написанию дипломного проекта по специальности "Геология нефти и газа"

  Основные технико-экономические показатели геолого-разведочных работ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовый комплекс России. Состав и параметры нефти. Месторождения нефти и газа. Типы залежей по фазовому составу. Понятие ловушки.
  
  презентация [20,4 M], добавлен 10.06.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам