Читайте также:
|
Продуктивность Ключевого месторождения связана с пластами БВ2, БВ3, БВ6, БВ7 готерив-баррема (этаж нефтегазоносности составляет приблизительно 230 м) и пластом ЮВ1 васюганской свиты.
ПЛАСТ БВ2.
Бурение большого количества эксплуатационных скважин и бурение двух разведочных скважин (130р и 162р) позволило объединить участки Центральный и Северный, выделенные в предыдущем подсчете запасов в одну основную залежь с единым ВНК на отметке - 2177 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в пределах залежи соответственно составляют 6,0-15,0 и 1,0-15,0 м. Залежь пластово-сводовая, размеры ее 10,8-10,0 км, высота-38 м.
Залежь в районе скважины 59 вскрыта вновь пробуренными семью разведочными и 11 эксплуатационными скважинами. Две разведочные скважины (131р и 138р) пробурены за контуром. ВНК принят на отметке -2158 м. Залежь пластово-сводовая, размеры - 5,75-3,5 км, высота 8 м.
Пласт БВ2 имеет повсеместное распространение по площади и представлен однородным песчаным телом, прослои аргиллитов и глинистых алевролитов небольшой толщины имеют подчиненное значение. Песчанистость высокая: от 70% до 100% по скважинам и 84% в среднем по пласту. Толщины отдельных проницаемых прослоев изменяются от 0,4 м до 5,0 м.
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов высокие: значение открытой пористости изменяются от 18 до 26%, проницаемость от 3 до 666 мД.
Коллекторами нефти служат песчаники средне- и мелкозернистые алевролитовые и алевролиты крупнозернистые, песчаные.
В приложении 1 приводятся данные о толщинах и фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов.
ПЛАСТ БВ3.
На площади месторождения пласт имеет повсеместное распространение, вскрыт всеми пробуренными скважинами и является, как и БВ2 основным объектом разработки. В пределах площади месторождения в этом пласте выделяется две самостоятельные залежи.
Основная залежь охватывает площади Северного и Центрального куполов основного поднятия, а также купол в районе скважины 162. Пласт характеризуется достаточно высокими значениями эффективных толщин, которые составляют 10-23 м при общей толщине пласта равной 25 м. Нефтенасыщенные толщины пласта БВ3 при этом составляют 1,4-21,2 м. ВНК принят на отметке-2217 м для большинства скважин, в центральной части, более погруженной, на отметке - 2220 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 11,25-10,5 км, высота 43 м.
Залежь в районе скважины 59 вскрыта теми же скважинами, что и залежь пласта БВ2. ВНК принят на отметке-2195м, размеры залежи 6,0-3,15км, высота 10м.
Пласт БВ3 представлен чередованием песчано-алеврито-глинистого материала и характеризуется литологической изменчивостью по площади. Зона минимальных эффективных толщин отмечается в районе скважины 59 (44 м), песчанистость равна 29%. Разрез пласта в этой скважине сложен преимущественно глинистыми породами, песчаники- коллекторы имеют подчиненное значение. Зоны максимальных эффективных толщин отмечаются на севере площади в районе скважины 65 (26,2 м), 90, 91 (25,6 м), 207 (32,6 м). Песчанистость пласта здесь составляет 89-100%. В скважине 65 пласт представлен однородным песчаным телом, в других скважинах разрез расчленяется и количество прослоев-коллекторов достигает 8, толщина которых изменяется от 0,4 м до 23,2 м. В пласте БВ3 возрастает доля мощных прослоев. Преобладают прослои толщиной от одного до трех метров и от пяти до десяти метров. Средняя песчанистость пласта равна 78,5%.
Пористость коллекторов изучалась по образцам и изменяется от 18 до 24%; встречены образцы с пористостью до 25-27%. Проницаемость определена и изменяется в широких пределах от 1 до 490 мД, максимальная проницаемость 800-956 мД встречена в коллекторах скважины 60.
Пласт БВ3 перекрывается выдержанной по площади пачкой глинистых пород толщиной 25-30 м.
В кровельной части пластов БВ2 и БВ3 выделяется ухудшенная часть коллектора. Эта часть охарактеризована керном по скважине 168р: пористость составляет 19,8%, проницаемость 8 мД.
По основной части месторождения мощность ухудшенного коллектора пластов БВ2 и БВ3 в среднем составляет два метра. В пласте БВ2 в районе скважины 169р (западная часть месторождения) мощность достигает 4,8 м.
В пласте БВ3 на севере месторождения в скважинах 274, 276 ухудшенная часть коллектора отсутствует, в скважине 591 достигает 7,8 м. В районе скважины 59 мощность изменяется от 1,8 до 7 м.
ПЛАСТ БВ6.
В продуктивном пласте с каждым из поднятий на Ключивом месторождении связана самостоятельная залежь нефти со своим гипсометрическим положением ВНК.
На Северной залежи ВНК принят на отметке - 2355 м, эффективные толщины 5,2-10,0 м, нефтенасыщенные 3,0 – 8,4 м, залежь пластово-сводовая, размером 4,25-3,88 км, высота 25 м. На основной залежи ВНК принят на отметке - 2340 м, эффективные толщины 4,0-13,0 м, нефтенасыщенные толщины 1,0-8,2 м. Залежь пластово-сводовая 6,0-88 км, высота залежи 24,0 м.
На залежи в районе скважины 162 ВНК принят на отметке-2355 м, эффективные толщины 2,4-12,6 м. Залежь пластово-сводовая, размером 3,25-3,0 км, высотой 19 м.
На залежи в районе скважины 59 ВНК принят на отметке-2320 м, эффективные толщины 1,5-13 м, нефтенасыщенные толщины 0,6-6,2 м. Залежь пластово-сводовая с размерами 4-3 км, высотой 8 м.
Пласт БВ6 хорошо выделяется в разрезе и прослеживается по всей площади. Песчанистость по скважинам изменяется от 38% до 72% и в среднем по пласту составляет 59%.
Литологические особенности пласта БВ6 отразились на коллекторских свойствах пород. Пористость изменяется от 17% до 22%, проницаемость от единиц до 350 мД.
Песчаники и алевролиты пласта БВ6 по составу и структурно- текстурным особенностям однотипны с коллекторами вышеописанных продуктивных пластов.
Покрышкой пласта БВ6 является пачка непроницаемых глинистых пород толщиной 45-55 м, выдержанная по площади и разрезу, однородная по литологическому составу.
ПЛАСТ БВ7.
Выявлена одна небольшая залежь в районе скважины 59, эффективная толщина пласта 4,6-8,0 м, нефтенасыщенная 1,8-6,8 м. Залежь литологически экранирована. В сводовой части имеется большая зона замещения коллекторов. ВНК принят на отметке - 2390 м, размеры залежи 4-3,5 км, высота 12 м.
Пласт БВ7 представлен переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород и имеет более сложное строение. В скважинах 168р, 179р, 627, 635, 636, 637, 644 в центральной части площади литологически замещен. Пористость коллекторов изменяется от 18% до 21%, проницаемость от 4 до 100 мД. Коллекторы относятся в основном к IV классу. Перекрывается пласт БВ7 пачкой однородных аргиллитов серых, прослоями алевритовых.
ПЛАСТ ЮВ1.
Залежи вскрыты в трех районах.
Залежь в районе скважины 162 вскрыта двумя разведочными (130 и 162) и 15 эксплуатационными скважинами. Эффективные толщины 5-8,8 м, нефтенасыщенные толщины 1,2-6,8 м. ВНК принят по материалам ГИС и испытаний скважин 162 и 703 на отметке - 2735 м. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная в западной части, размеры 4-2,25 км, высота 8 м.
Залежь в районе скважины 95 вскрыта скважинами 86р, 95, 164р. В скважинах 86р и 164р пласт водонасыщен. ВНК принят по материалам ГИС и испытанию скважины 95 на отметке 2765 м. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная в западной части.
Залежь в районе скважины 59 открыта в 1974 году. Дополнительно пласт ЮВ1 вскрыт 8 разведочными и 9 эксплуатационными скважинами. Скважины 131 и 138 оказались законтурными. ВНК принят по материалам ГИС, а также испытаниям скважин 144р, 619 на отметке-2730 м. Эффективные толщины 6,0-17,6 м, нефтенасыщенная толщина 3,4-9,0 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 4,8-5,0 км, высота 15 м. Пласт ЮВ1 керном охарактеризован недостаточно, поэтому характеристика пласта дана с учетом данных по соседним: Покачевскому, Северо-Покачевскому, Ключевому и Кечимовскому месторождениям. Пласт сложен песчаниками, алевролитами с различным количеством слоев и прослоев аргиллитов и глинистых алевролитов. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов характеризуются следующими параметрами: - пористость коллекторов изменяются от 12 до 20%; - проницаемость от долей единицы до 100 мД; - карбонатность от 0 до 5%. Породы покрышки залежей пласта ЮВ1 представлены аргиллитами георгиевской свиты и битуминозными аргиллитами баженовской свиты толщиной 20-25 м в районе 59 скважины.
1.6 Коллекторские свойства продуктивных пластов
Пласт БВ2.
Коллекторами нефти служат песчаники среднее и мелкозернистые, алеври- тистые и алевролиты крупнозернистые, песчанистые.
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов высокие: значения открытой пористости изменяются от 18 до 26%, проницаемость от 3 до 666мД (по керну).
Коэффициент нефтенасыщенности принят разный для чисто нефтяных и водонефтяных зон залежей 0.65 и 0.63 соответственно для Основной залежи и 0.56 для залежи в районе скважины 59р.
Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов Ключевого месторождения определяется по зависимости удельного электрического сопротивления от объемной влажности для месторождений Нижневартовского свода. Данные зависимости получены по материалам скважин, пробуренных на РНО, в непосредственной близости от рассматриваемого месторождения (скважина 107 Самотлорского, 106 Варьеганского, 45 Поточного, 61 Северо-Варьеганского место- рождений).
Сверху пласт БВ2 перекрывается 300-метровой толщей глинистых пород, выше которой залегают пласты группы АВ.
Пласт БВ3.
Пористость коллекторов изучалась по образцам керна и изменяется от 18 до 24 %; встречены образцы с пористостью до 25-27 %.
Проницаемость определена и изменяется в широких пределах от 1 до 490 мД, максимальная проницаемость 800-956 мД встречена в коллекторах скважины 60. Коэффициент нефтенасыщенности для чисто нефтяной зоны – 0.63, для водонефтяной – 0.58 на Основной залежи и 0.53 для залежи в районе скважины 59р.
Пласт БВ3 перекрывается выдержкой по площади пачкой глинистых пород толщиной 25-30 м. От нижележащего водоносного пласта БВ4 пласт БВ3 отделен плотной глинистой перемычкой толщиной 2-9 м.
Ухудшенная часть коллектора, выделяемая в кровле пластов БВ2 и БВ3, охарактеризована керном по скважине 168р: пористость составляет 19.8 % проницаемость 8 мД, коэффициент нефтенасыщенности – 0.50 для Основной залежи и 0.45 для залежи района скважины 59р.
Наличие в разрезах пластов БВ2 и БВ3 (на основной залежи) пропластков с резко различными фильтрационными свойствами способствовало образованию участков с опережающим продвижением воды, которое, в свою очередь, вызывает быстрое обводнение добывающих скважин. Примером этому могут служить скважины 635, 829, 654, 170р, 661, 672 и др.
Зоны распространения коллекторов с улучшенными фильтрационноемкостными свойствами, пластов БВ2 БВ3 (Кпр.>350мД). В пласте БВ2 коллектор с улучшенными ФЕС распространен преимущественно в чисто нефтяной зоне; в пласте БВ3 коллектор с улучшенными ФЕС распространен как в чисто нефтяной, так и в водонефтяной зонах.
Пласт БВ6.
Песчаники и алевролиты пласта БВ6 по составу и структурно-текстурным особенностям однотипны с коллекторами продуктивных вышеописанных пластов.
Литологические особенности пласта БВ6 отразились на коллекторских свойствах пород. Пористость изменяется от 17 % до 22 %, проницаемость от единиц до 350 мД. Коэффициент нефтенасыщенности на северной залежи для ЧНЗ -–0.59, ВНЗ – 0.53; на Основной залежи для ЧНЗ – 0.6, для ВНЗ – 0.51; для залежи в районе скважины 162 для ЧНЗ – 0.57, для ВНЗ – 0.48; для залежи в районе скважины 59р (ВНЗ) – 0.59.
Покрышкой пласта БВ6 является пачка непроницаемых глинистых пород толщиной 45-55 м, выдержанная по площади и разрезу, однородная по литологическому составу.
Пласт БВ7.
Пласт БВ7 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин и имеет более сложное строение. В центральной и восточной частях залежи пласт литологически замещен.
Пористость коллекторов изменяется от 18 % до 21 %, проницаемость от 4 до 100 мД, нфтенасыщенность – 0.6. Перекрывается пласт БВ7 пачкой однородных аргиллитов серых, прослоями алевритистых отложений.
Пласт ЮВ1.
Пласт ЮВ1 керном охарактеризован недостаточно, поэтому характеристика пласта дана с учетом данных по соседним Покачевскому, Северо-Покачевскому, Ключевому и Кечимовскому месторождениям.
Пористость изменяется от 12.8 до 22 %, проницаемость от 0.7 до 100 мД. Нефтенасыщенность на залежах: в районе скважины 162 – 0.68, в районе скважины 59р – 0.61. Пласт сложен песчаниками и алевролитами с различным количеством слоев и прослоев аргиллитов и глинистых алевролитов.
Породы покрышки залежей пластв ЮВ1 представлены аргиллитами
Георгивской свиты битуминозными аргеллитами баженовской свиты толщиной 20-25 метров.
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 119 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Тектоника | | | Нефтегазоводоносность |