Характеристика продуктивных пластов

Продуктивные пласты на месторождениях относятся к группе "А" - А₄, А_5-6 и "Б" - Б₆, Б₈, Б₁₀, Б₁₁. Залежи находятся на глубине от 1900 до 2500 м, характеризуются нормальными значениями пластовых давлений и температур (19,5...24,8 МПа и 63...80 °С) и относятся к пластово-сводовому типу. Коллекторы среднепроницаемые среднепродуктивные - дебит жидкости от 20 до 110 т/сут, Пластовые нефти маловязкие от 3 до 5 мПа·с незначительным газосодержанием от 36 до 56 м³/т, давлением насыщения от 7,3 до 9,1 МПа. Нефти - сер­нистые, парафинистые, смолистые.

Таблица 1 - Основные размеры залежей

В таблице 2 представлены средние значения геолого-физических параметров пластов Мамонтовского месторождения:

Таблица 2 - Основные геолого - физические параметры пластов.

Таким образом, рассматриваемый набор залежей является типичным для первого- второго этапов освоения западносибирского нефтяного региона и представлен традиционными коллекторами.

Мамонтовское месторождение расположено в 40 км к юго-востоку от Нефтеюганска. Характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным геологическим строением, многопластовостъю, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое меньше, чем, например, на Самотлоре, и, в 1,5 раза меньше, чем на Устъ-Балыкской площади (объект Б_1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85 %) в одном из пла­стов. Месторождение характеризуется многоэтапностъю освоения. Основная трудность извлечения запасов пласта Б₁₀ связана с малой нефтенасыщенной толщиной, нерентабельной для самостоятельного разбуривания.

Пласт Б^1-2 ₁₀ распространен на 80 % площади месторождения и содержит 3/4 запасов горизонта Б₁₀. Отличается высокой проницаемостью (0,240 мкм²) и песчанистостъю (0,79). Толщина 1-го проницаемого прослоя 3,2 м, началь­ная нефтенасыщенностъ 0,72. На водонефтяную зону приходится 30 % пло­щади залежи. Объект имеет невысокую прерывистость.

Пласт Б³ ₁₀ занимает 30 % площади месторождения и содержит 20 % запасов горизонта Б₁₀. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б^1-2 ₁₀, но проницаемость его вдвое ниже. Перекрываются пласты Б¹²₁₀ и Б³ в плане лишь на 10 % площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте Б³ ₁₀ 1/3 часть площади.

Таким образом, в пластах Б^1-2₁₀ и Б³ ₁₀ содержится наиболее активные запасы нефти по месторождению.

Пласт Б^1-2₁₀ тсп залегает на 11 % площади месторождения. Содержит трудноизвлекаемые запасы. Имеет сложное линзовидное строение. Залегает в подошве пласта Б^1-2_10МОН. Четкого раздела от монолитной части не имеет­ся линзы плохо коррелируются даже в соседних скважинах. Имеют низкую проницаемостъ и нефтенасыщ.енностъ. Толщина 1-го песчаного прослоя 1,5 м, песчанистостъ по разрезу 0,4. Совместная разработка пласта с моноли­том неэффективна. Бурение раздельных скважин на объект Б^ТСП ₁₀ экономи­чески имеет невысокую рентабельность.

Пласт Б₁₁ распространен на 11 % площади месторождения. Отделяется от горизонта Б₁₀ выдержанным глинистым разделом. Залежь массивного типа. Выделяется два песчаных ритма. К верхнему, толщиной от 9 до 10 м, при­урочена залежь нефти. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невы­держанным глинистым разделом толщиной от 3 до 4 м.

Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применения гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов.

Таким образом, из приведенных данных о геологическом строении месторождений ООО «РН - Юганскнефтегаз» можно сделать следующие выводы:

1. Основные запасы нефти приурочены к выдержанным монолитным и среднепрерывистым пластам.

2. Значительная часть запасов сосредоточена в линзовидных, низкопроницаемых, слабонефтенасыщенных пластах и водонефтяных зонах, извлече­ние нефти из которых сопряжено с большими трудностями и требует применения эффективных технологий повышения нефтеотдачи.

Температурные условия недр

Замеры пластовых температур всего разреза данного месторождения проводились в интервалах продуктивной части.

Замеренные пластовые температуры составляют по пластам группы БС – от 69 до 79 ^оС. Геотермический градиент составляет 3 ^оС на 100 м.

Условия залегания нефти, газа, воды

Исследуемый участок находится на юго-востоке Мамонтовского месторождения, фактически на юго-восточном крыле залежи.

На структурной карте по кровле пласта БС₁₀ отражены условия его залегания и форма поверхности. На карте видно, что пласт гибсометрически понижается но юго-восток, при этом данная площадь осложнена небольшими антиклинальными и синклинальными складками высотой от 2 до 15 м.

По данным осреднения ВНК, средняя абсолютная отметка по подошве нефти - 2397,7 м, а по кровле воды - 2399,3 м. ВНК на Мамонтовском месторождении-принимается на отметке 2399 м.

На исследуемом участке месторождения ВНК не вскрыт (глубина залегания кровли пласта от 2360 до 2385).

Нефтенасыщенная толщина меняется в интервале от 10 до 18 м, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 13,2 м.

Характер изменения эффективных нефтенасыщенных толщин показан на карте эффективных нефтенасыщенных толщин. Снижение эффективной нефтенасыщенной толщины характерно для зон расчленения монолитного пласта. ВНК находится юго-восточнее исследуемого участка.

Площадь пласта БС₁₀ имеет монолитное строение и расчленяется на два пропластка, а в единичных скважинах на три пропластка. Монолитная часть (А) занимает большую площадь, чем расчленённая (В). На участке А расчленённая часть простирается в широтном направлении, а на участке В в меридианальном направлении. Средние коэффициенты составили: по участку А Кпесч (А) = 0,92 Красчл (А) = 1,3; по участку В Кпесч(В) = 0,95 Красчл(В) = 1,46.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: