Крапивинское месторождение

•В тектоническом плане приурочено к двум структурам III порядка–Крапивинской и Западно-Крапивинской, осложняющим юго-западную часть Моисеевского куполовидного поднятия, расположенного в южной части Каймысовского свода.

•Поисковое бурение на площади было начатов 1969 г. Скважины первооткрывательницы, согласно антиклинальной теории, были заложены в наиболее приподнятой присводовой части структуры. Выявлены епесчаные пласты горизонта Ю1 дали низкодебитные, непромышленные притоки нефти с пластовой водой

•Возобновление буренияв 1984г привело к открытию Крапивинского нефтяного месторождения.

Комплекс пород верхнее юрского возраста, выделяемый в объеме верхневасюганской подсвиты(горизонтЮ1), является основным объектом разработки.

•Для него характерно сложное геологическое строение, выражающееся в значительной пространственной неоднородности продуктивных пластов и большой степени изменчивости фильтрационно-емкостных свойств песчаных резервуаров.

•Общая мощность горизонта по площади варьирует в пределах от 20 –30 м, эффективная–15 –24 м.

•Внутри пласта Ю1 выделяются пласты Ю11 (над угольная толща), Ю12(межугольная толща) и Ю13(под угольная толща) –основной продуктивный горизонт.

Пласт Ю13 имеет покровный характер развития и прослеживается на обширной территории юго-восточнойчасти Западно-Сибирской плиты.

•По своей гранулометрической структуре он относится к песчаникам регрессивного типа, где отмечается закономерное увеличение зернистости обломочного материала от подошвы резервуара к его кровле.

•Для пласта характерна значительная дифференциация проницаемости по разрезу–при общей тенденции улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу для близлежащих интервалов отбора керна значения проницаемости могут отличася в десятки и даже сотни раз.

В результате пробной эксплуатации в 32 скважинах отмечено, что пласт Ю13 наиболее продуктивен в своей верхней части (индексируемой как пачка Ю13а).

•Зона наибольшей продуктивности выделена лишь в пределах северной части месторождения

Особенностями геологического строения залежей нефти пласта Ю1 Крапивинского месторождения являются:

-локальное их распределение в пределах латерально развитого (покровного) коллектора;

-значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств резервуара по разрезу и площади нефтеносных зон;

-резкое изменение по площади гипсометрического положения ВНК.

•Для объяснений существующих различий в отметках ВНК по выделяемым залежам предлагались дизъюктивно-блоковые, гидродинамические, «каппилярные» и литологические модели предполагающие различный генезис барьеров.

В настоящее время, технологическая схема разработки Крапивинского месторождения основана на литологической модели основного продуктивного пласта Ю13.

Считается, что в строении резервуара пласта Ю13 можно выделить три области

В северной части месторождения предполагается полосовидное чередование зон высоко-(нефтеносного) и низкопродуктивного(водоносного) коллектора, формирование которого было связано с системой баровых построек выдвигающегося дельтового комплекса.

С запада на восток проницаемость снижается от сотен и тысяч до десятков и единиц миллидарси

Продуктивны русловые и баровые отложения(Ю1)

13.Новопортовское.

На 2 км. до юрском основании.

1. залеж в карбонатах палеозоя(рифт или вторичный)

2.тюменка морская

3.юра3 не очень продуктивна.

4. ахская(неоком)-новопортовская свита-основная.

Здесь эти пласты то ли выклиниваются то ли срезаются,но рядом ее нет.

5.апт,Альб-сеноман-покурская свита,танопченская-апт,хантымансийская-сеноман.

Дата добавления: 2015-08-09