Кумколь (нефтяное месторождение)

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 104 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией. В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года. Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре 1987 года (протокол №10283 от 4 ноября 1987 года) .

Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть.

Институтом «НИПИмунайгаз» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь», утвержденная ЦКР МНП СССР (протокол № 1296 от 13. 07. 88 года) .

В промышленную разработку месторождение введено в мае 1990 года в соответствии с «Технологической схемой разработки нефтегазового месторождения Кумколь». С декабря 1995 года месторождение разрабатывается двумя недропользователями АО «Харрикейн Кумколь Мунай» (c 23. 06. 03 г. АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз») и АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ».

Институтом «НИПИнефтегаз» в 1999 году составлен «Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь», утвержденный ЦКР МЭМР РК 25. 06. 99 г.

В 2001 году проведен «Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2001-2002 гг., который утвержден ЦКР РК 12. 09. 01г. В том же году выполнен отчет «Перевод запасов нефти из категории С1 в категорию В», утвержденный в ГКЗ РК 10. 04. 02 г. В 2004г. выполнен «Анализ разработки месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2003-2005 гг., утвержденный ЦКР РК.

Данная работа «Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь» по состоянию на 01. 07. 2005г. выполнена по Договору №29/06 Г/325 в соответствии с РД 39-9-500-80 «Методические указания по проведению анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений», где проведен детальный анализ состояния разработки и уточнены технологические показатели разработки месторождения, контрактной территории АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ».

1 Технологическая часть

1. 1 Характеристика геологического строения месторождения

1. 1. 1 Общие сведения

Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской системы палеозойских горст-антиклиналей и представлено в виде вытянутой антиклинальной складки с простиранием с СЗ на ЮВ.

Месторождение Кумколь открыто Производственным геологическим объединением «Южказгеология» в 1984 году. Первый приток нефти был получен из неокомских и юрских отложений при бурении поисковой скважины 1.

Разведочными и поисковыми скважинами в 1984-1985 гг. выявлены залежи нефти и газа в терригенных отложениях нижнего неокома, верхней и средней юры.

По результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки 3Д, проведенной в северной и южной частях месторождения, и бурения, уточнено геологическое строение по отражающим горизонтам III- ₁ и IIar, в основном на периферийных частях структуры. Также были уточнены местоположение и протяженность тектонических нарушений.

В настоящее время на структурной карте по отражающему горизонту III- ₁ , приуроченному к кровле нефтенасыщенных пластов кумкольской свиты верхней юры (продуктивный горизонт Ю-I), поднятие представляет собой антиклинальную складку, осложненную двумя (F1, F2) тектоническими нарушениями (рисунок 1. 1. 1), которые трассируются по всем юрским продуктивным горизонтам. Нарушение F1 установлено на северо-западной периклинальной части поднятия с максимальной амплитудой до 30м. Нарушение F2 ограничивает складку с востока, постепенно затухая к северу площади Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы -1200 м составляют 21. 0*8. 5 км и амплитуда порядка 130 м.

Структурная карта по отражающему горизонту IIar характеризует строение нижненеокомских отложений и совпадает с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт М-1) . Структура, оконтуренная изогипсой -990 м, представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку с размерами 15. 0*5. 0 км.

Нарушение F1 прослеживается и в этом комплексе отложений, а восточное крыло структуры осложняется флексурой, в плане совпадающей с тектоническим нарушением F2, секущим юрские отложения.

На структуре Кумколь вскрыты отложения мезозой-кайнозойского возраста, залегающими на выветрелой поверхности фундамента ранне-протерозойского возраста. В разрезе меловых отложений выделяется, арыскумский горизонт, содержащий два продуктивных горизонта: М-I и М-II. В верхнеюрских отложениях (кумкольская свита) содержится три продуктивных горизонта: Ю-I, Ю-II, и Ю-III, в средней юре (дощанская свита) - один продуктивный горизонт - Ю-IV.

За основу структурных построений принята геологическая модель месторождения созданная по данным сейсмики 3Д. По каждому продуктивному горизонту дана характеристика залежей и обоснование водонефтяных контактов. Построен профильный разрез продуктивной толщи, в направлении с юга на север. 0

Положение водонефтяных контактов по всем залежам не изменилось, однако за счет структурных построений по результатам разбуривания северной части месторождения по некоторым горизонтам произошло незначительное как увеличение, так и уменьшение площади нефтеносности.

Колебание водонефтяного контакта по площади залежи нефти М-I горизонта месторождения Кумколь происходит в пределах 11 м (-981 м - 992 м) . Изменение водонефтяного контакта М-II горизонта - в пределах -991 м -999 м.

Залежи нефти в Ю-I и Ю-II горизонтов имеют близкие по абсолютным отметкам водонефтяные контакты. Изменение водонефтяного контакта по залежи Ю-I горизонта происходит в пределах абсолютных отметок -1194 м -1201 м, а по Ю-II горизонту -1192 м -1203 м.

Положение водонефтяного контакта по Ю-III горизонту фиксируется в пределах абсолютных отметок -1189 м -1201 м, а принятые значения ВНК по Ю - IV горизонту находятся в пределах абсолютных отметок - 1185 м - 1199 м.

Колебание раздела нефть-вода по всем горизонтам связано со сложным строением природного резервуара, вызванным частым замещением коллекторов непроницаемыми породами.

1. 1. 2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность нижненеокомского и верхнеюрского подкомплексов.

В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.

В юрских отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: Ю-I и Ю-II горизонты (II эксплуатационный объект), Ю-III горизонт (III эксплуатационный объект), толщина глинистых разделов между ними колеблется от 2 м до 16 м. Ю-IV горизонт (IV эксплуатационный объект) отделяется от вышележащего пачкой глин толщиной от 40 м на юго-востоке до 10 м на юго-западе. Такое колебание связано с размывом среднеюрских отложений. Все юрские горизонты содержат газовые шапки.

В данном разделе приводятся результаты статистических обработок полученных значений толщин, емкостно-фильтрационных свойств и нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС и керну, а также коэффициентов неоднородности продуктивных горизонтов. Характеристики толщин анализировались раздельно по зонам продуктивных горизонтов, характеристика емкостно-фильтрационных свойств и их неоднородностей проводилась по горизонтам.

В таблице 1. 1. 2. 1 приведены параметры неоднородности продуктивного разреза по горизонтам.

Таблица 1. 1. 2. 1- Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

Горизонт: Горизонт

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: Коэффициент песча-нистости, доли ед.

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: Коэффициент рас-члененности, доли ед.

Коэффициентраспространения,доли ед.:

Коэффициент

распространения,

доли ед.

Горизонт: среднее

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: вариации

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: среднее

Коэффициентраспространения,доли ед.: вариации

Горизонт: М-I

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 602

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 063

Коэффициентраспространения,доли ед.: 4, 2

0, 261

Горизонт: М-II

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 676

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 057

Коэффициентраспространения,доли ед.: 7, 0

0, 255

Горизонт: Ю-I

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 581

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 135

Коэффициентраспространения,доли ед.: 3, 9

0, 243

Горизонт: Ю-II

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 733

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 069

Коэффициентраспространения,доли ед.: 2, 4

0, 234

0, 98

Горизонт: Ю-III

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 769

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 034

Коэффициентраспространения,доли ед.: 2, 8

0, 288

0, 97

Горизонт: Ю-IV

Коэффициент песча-нистости, доли ед.: 0, 625

Коэффициент рас-члененности, доли ед.: 0, 202

Коэффициентраспространения,доли ед.: 5, 0

0, 264

0, 95

Из таблицы 1. 1. 2. 1 видно, что повсеместное распространение имеют М-I, М-II и Ю-I горизонты, наименее распространенным является Ю-IV горизонт.

Горизонт М-I. Флюидоупором М-I горизонта являются глинистые и карбонатные алевролиты и глины толщиной до 170 м (приложение 3) . Средняя общая толщина горизонта составляет 21, 2 м. В горизонте в среднем прослеживается до 4 пластов-коллекторов (коэффициент расчлененности составляет 4, 2) . Во многих скважинах выделяется по одному пласту-коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, максимальное количество выделенных пластов-коллекторов - 11, отмечается в двух скважинах 1087, 1089. По площади пласт-коллектор распространен повсеместно (коэффициент распространения равен 1) . Коэффициент песчанистости составил 0, 602 (таблица 2. 2. 1) .

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в целом по М-I горизонту - 8, 3 м при минимальном 0. 7 м (скважина 2243) и максимальном 18, 6 м (скважина 2116) (таблица1. 1. 2. 1) .

Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до 20 м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64, 4 м (приложение 4) .

Горизонт характеризуется наибольшей расчлененностью (коэффициент расчленения равен 7, 0) . Максимальное количество выделенных пластов-коллекторов достигает 16 в скважине 412. Коэффициент песчанистости равен 0, 676, коэффициент распространения - 1 (таблица 1. 1. 2. 1) .

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0, 6 (скважина 2148) до 13, 4 м (скважина 2090) и в среднем составляет 5, 9 м (таблица 1. 1. 2. 2) .

Горизонт Ю-I отделяется от М- II горизонта пачкой глин толщиной до 100 м. Средняя общая толщина горизонта составляет 12, 8 м (приложение 5) .

В его пределах в среднем выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, а в скважине 2114 количество выделенных пластов-коллекторов достигает 8. Коэффициент расчлененности равен 3, 9, коэффициент распространения 1, коэффициент песчанистости составил 0, 581 (таблица 1. 1. 2. 1) .

Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6, 2 м, при изменениях от 0, 4 м (скважина 2257, 3035) до 16, 2 м (скважина 2116) . Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0, 6 до 14, 6 м и в среднем равна 7. 0 м (таблица1. 1. 2. 2) .

Опытный участок для испытания технологии приконтурного заводнения предлагается организовать на западе залежи, и по площади ограничить линией, проходящей через скважины 25, 2194, 2175, 3095, 2158, 2157, 2156, 14, 2154, 2153, 2152, 2151, 2168.

Таблица 1. 1. 2. 2- Характеристика толщин пластов

Гори-зонт: Гори-зонт

Тол-щина: Тол-щина

Наименование: Наименование

Зоны горизонта: Зоны горизонта

В целомпо гори-зонту:

В целом

по гори-зонту

Гори-зонт: Газо-вая

Тол-щина:

газонеф-

тево-дяная

Наименование:

нефтя-

ная

Зоны горизонта: Водоне-тяная

Гори-зонт: 1

Тол-щина: 2

Наименование: 3

Зоны горизонта: 4

В целомпо гори-зонту: 5

Гори-зонт: М-I

Тол-щина: Общая

Наименование: Средняя, м

Зоны горизонта:

В целомпо гори-зонту:

18, 7

22, 6

21, 2

Гори-зонт: Коэф. вариации, доли ед

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 0, 094

В целомпо гори-зонту: 0, 064

0, 075

Гори-зонт: Интервал изменения, м

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 4, 0-29, 6

В целомпо гори-зонту: 8, 7-36, 6

4, 0-36, 6

Гори-зонт:

Эффек-

тивная

Тол-щина: Средняя, м

Наименование:

Зоны горизонта:

В целомпо гори-зонту: 11, 7

12, 6

12, 2

Гори-зонт: Коэф. вариации, доли ед

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 0, 053

В целомпо гори-зонту: 0, 064

0, 073

Гори-зонт: Интервал изменения, м

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 4, 0-18, 6

В целомпо гори-зонту: 5, 0-21, 3

4, 0-21, 3

Гори-зонт:

Нефте-

насыщенная

Тол-щина: Средняя, м

Наименование:

Зоны горизонта:

В целомпо гори-зонту: 11, 7

6, 2

8, 3

Гори-зонт: Коэф. вариации, доли ед

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 0, 053

В целомпо гори-зонту: 0, 223

0, 211

Гори-зонт: Интервал изменения, м

Тол-щина:

Наименование:

Зоны горизонта: 4, 0-18, 6

В целомпо гори-зонту: 0, 7-12, 5

0, 7-18, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: продолжение таблицы 1. 1. 2. 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: М-II

Общая

Средняя, м

64, 4

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 032

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

9, 2-88, 8

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Эффек-

тивная

Средняя, м

46, 9

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 050

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

9, 2-73, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Нефте-

насыщен-

ная

Средняя, м

6, 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 381

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

0, 6-13, 4

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Ю-I

Общая

Средняя, м

13, 8

15, 8

12, 3

13, 8

12, 8

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 040

0, 056

0, 192

0, 143

0, 166

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

8, 2-18, 8

6, 8-22, 8

0, 4-23, 0

5, 2-26, 3

0, 4-26, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Эффек-

тивная

Средняя, м

9, 5

9, 0

6, 6

6, 4

7, 0

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 080

0, 073

0, 221

0, 064

0, 202

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

5, 7-14, 6

5, 7-17, 2

0, 4-16, 2

3, 3-9, 5

0, 4-17, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Нефте-

Средняя, м

4, 4

6, 6

3, 7

6, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: продолжение таблицы 1. 1. 2. 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

насыщенная

Коэф. вариации, доли ед

0, 488

0, 221

0, 154

0, 264

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

0, 4-11, 7

0, 4-16, 2

1, 2-6, 9

0, 4-16, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Газона-

сыщен-

ная

Средняя, м

9, 5

4, 6

7, 0

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 080

0, 177

0, 214

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

5, 7-14, 6

0, 6-7, 7

0, 6-14, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Ю-II

Общая

Средняя, м

9, 9

11, 0

9, 3

11, 8

9, 7

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 285

0, 078

0, 165

0, 095

0, 153

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

0, 6-13, 8

5, 6-14, 4

0, 6-19, 9

4. 6-21. 2

0, 6-21. 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Эффек-

тивная

Средняя, м 4

6, 5

9, 1

6, 9

7, 2

7, 0

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 271

0, 052

0, 170

0, 115

0, 165

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

0, 6-11, 1

5, 6-12, 7

0, 6-

18, 6

3, 2-13, 4

0, 6-18, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Нефте-

насы-щен-

ная

Средняя, м

5, 2

6, 9

3, 6

6, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 328

0, 170

0, 358

0, 245

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

1, 6-11, 7

0, 6-18, 6

0, 6-10, 2

0, 6-18, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Газона-

сыщен-

ная

Средняя, м

6, 5

3, 9

5, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 271

0, 295

0, 357

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

0, 6-11, 1

1, 0-6. 9

0, 6-11,

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: продолжение таблицы 1. 1. 2. 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Ю-III

Общая

Средняя, м

14, 1

15, 5

17, 5

16, 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 014

0, 113

0, 067

0, 095

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

11, 7-15, 2

2, 7-30, 8

9, 9-32, 6

2, 7-32, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Эффек-

тивная

Средняя, м

11, 1

12, 3

13, 4

12, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 028

0, 114

0, 060

0, 097

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

9, 0-13, 6

1, 8-22, 3

6, 8-22, 2

0, 8-22, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Нефте-

насыщен-

ная

Средняя, м

5, 8

12, 3

7, 4

10, 6

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 046

0, 114

0, 231

0, 197

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

4, 4-7, 0

1, 8-22, 3

0, 6-15, 6

0, 6-22, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Газона-

сыщен-

ная

Средняя, м

5, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 157

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

2, 4-8, 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Ю-IV

Общая

Средняя, м

35, 3

18, 6

26, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 197

0, 615

0, 428

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

2, 6-66, 0

2, 2-52, 4

2, 2-66, 0

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Эффек-

тивная

Средняя, м

12, 0

8, 6

10, 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: продолжение таблицы 1. 1. 2. 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Коэф. вариации, доли ед

0, 189

0, 558

0, 377

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

2, 6-23, 2

2, 2-23, 0

2, 2-23, 2

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Нефте-

насыщен-

ная

Средняя, м

5, 7

2, 9

3, 9

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 213

0, 415

0, 466

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

1, 6-9, 1

0, 6-7, 4

0, 6-9, 1

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2:

Газона-

сыщен-

ная

Средняя, м

3, 3

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Коэф. вариации, доли ед

0, 185

продолжение таблицы 1. 1. 2. 2: Интервал изменения, м

1, 2-6, 5

В данной работе, на территории опытного участка построены два профильных разреза по линиям II - II (продольный) и III - III (поперечный), выполненных с помощью программного комплекса Petra (приложение 2) . Линии скважин для профилей были подобраны по принципу: добывающая - нагнетательные - добывающая.

Целью этих построений является: детализация строения пластовых резервуаров, в которую входит детальная пластовая корреляция по схеме расчленения продуктивного разреза, принятого в работе [1], уточнение гидрогеологической характеристики и движения фильтрационных потоков.

Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10 м. Максимальная толщина горизонта достигает 21. 2 м (скважина 2268) . В разрезе горизонта выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов (скважина 2131), отделенных друг от друга глинистыми разделами.

Горизонт распространен повсеместно, за исключением восьми скважин, где коллектор отсутствует (приложение 6) . Коэффициент распространения коллекторов равен 0, 98. Коэффициент расчлененности по горизонту составляет 2, 4 (таблица 1. 1. 2. 1) . Коэффициент песчанистости 0, 733.

Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0, 6 м (скважины 2175, 2257) до 18, 6 м (скважина 1037), в среднем составляя 6, 3 м (таблица 1. 1. 2. 2) . Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0, 6 (скважины 412) до 11, 1 м (скважина 1033) и средняя толщина равна 5, 2 м.

Горизонт Ю-III от вышезалегающего Ю-II горизонта отделяется пачкой глин толщиной до 10 м. Общая толщина горизонта в среднем составила 16, 1 м (приложение 7) . Количество пропластков в скважине 2212 достигает 8. Коэффициент расчлененности по горизонту равен 2, 8. В 6 скважинах пласт-коллектор полностью замещен глинистыми разностями. Коэффициент распространения равен 0, 97 (1. 1. 2. 1) . Коэффициент песчанистости, составил 0, 769.

Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0, 6 м (скважина 2212) до 22, 3 м (скважина 1037) и в среднем равна 10, 6 м (таблица 1. 1. 2. 2) . Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 2, 4 (скважина 3033) до 8, 1 м (скважина 1032) и средняя толщина составляет 5, 3 м.

Горизонт Ю-IV отделяется от вышележащего Ю-III пачкой глин, толщина которой изменяется от 10 м на юго-западе до 40 м на юго-востоке, что связано с размывом средне-юрских отложений (приложение 8) .

Толщина горизонта варьирует от 66 м (скважина 4002) до полного размыва в юго-западной части структуры (скважины 17, 19) .

Количество пластов-коллекторов в некоторых скважинах достигает 14. Наиболее выдержанными являются два верхних пласта-коллектора. В скважинах 50, 330, 331, 431, 1022 происходит полное замещение коллекторов непроницаемыми породами. Коэффициент распространения Ю-IV горизонта равен 0, 95 (таблица1. 1. 2. 1) . Горизонт характеризуется большой расчлененностью (коэффициент расчлененности 5, 0), коэффициент песчанистости в среднем составляет 0, 625

Эффективные нефте и газонасыщенные толщины в среднем по горизонту составляют 3, 9 и 3, 3 соответственно (таблица 1. 1. 2. 2) .

Средние значения пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов по горизонтам (база ГИС АО “НИПИнефтегаз”, июль 2005г. ) при их определении по керну представлены в таблице 1. 1. 2. 3

Таблица 1. 1. 2. 3 - Средние значения проницаемости, пористости и начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов по керну

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.