Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привёл к

Верхний подкомплекс объединяет преимущественно морские песчано-алевролито-глинистые отложения сортымской и тангаловской свит. По особенностям строения отложения существенно отличаются от выше и нижезалегающих, изменчивостью как снизу вверх, так и по латерали. В нижней части подкомплекс сложен преимущественно глинистыми породами с редкими пластами песчано-алевритовых образований, в верхней части представлен ритмичным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород, причём вверх по разрезу происходит улучшение фильтрационно-ёмкостных свойств пород. Коллекторами являются песчаники полимиктовые, полевошпато-кварцевые, мелко- и среднезернистые, часто с карбонатным цементом с прослоями глинистого известняка и углей толщиной до 0,25 м и алевролитов. Последние – (преимущественно аркозового состава) разнозернистые с цементом каолинито-гидрослюдисто-хлоритового состава, плёночного и порового типов. Малопроницаемые пропластки представлены аргиллитами монтмориллонит-гидрослюдистого состава, глинистыми алевролитами, глинами алевритистыми, реже известняками и сидеритизированными аргиллитами. Характерными чертами продуктивных пластов подкомплекса являются: низкие коллекторские свойства пород, слагающих разрез и большая степень их изменчивости; значительная литологическая неоднородность пластов; разная, но в целом невысокая их продуктивность; существенное содержание конденсата в пластовом газе и наличие промышленных запасов нефти в отрочках ряда газоконденсатных залежей. В отложениях верхнего подкомплекса, например, на Песцовом месторождении, залежи углеводородов выявлены в двух песчано-глинистых горизонтах БУ8-9 и БУ10-11, являющихся регионально продуктивными в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Пласт БУ102а имеет неповсеместное распространение. Пласт изменчив по площади. Эффективные толщины изменяются от 1,4 м до 12,0 м и наибольшие их значения характерны для юго-восточной части площади. Граница зоны распространения коллекторов установлена в южной части, в северной части её положение принимается условно, с учётом общей закономерности глинизации неокомских продуктивных пластов в западном направлении. В пределах зон развития коллекторов в результате бурения и испытания установлены скопления углеводородов на двух участках. В юго-западной части при опробовании скважины № 29 получен незначительный приток газа дебитом 6,6 тыс. м3/сут через штуцер Ø 8,1 мм. В северо-восточной части площади промышленная газоносность доказана испытанием скважин №№ 20, 25, при опробовании которых получены притоки газа с конденсатом дебитами 138,82 тыс. м3/сут и 222,68 тыс. м3/сут на штуцерах Ø 12 мм и 14 мм. Суммарные газонасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 1,4-5,0 м. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. Газоводяной контакт (ГВК) принят условно на отметке минус 3150,9 м, соответствующей подошве коллекторов в скважине № 25. Размеры составляют 9 х 15 км, мощность 85м. Пласт БУ101 в разрезе расположен в пределах мощной глинистой пачки разделяющей пласты горизонта БУ8-9 от пласта БУ102. В песчаных фациях пласт имеет весьма ограниченное распространение. Характерным является повышенное пластовое давление, превышающее на 10% гидростатическое. В пределах развития коллекторов в северной и юго-восточной частях площади установлены две залежи: - северная залежь вскрыта двумя скважинами (№№ 14, 20). При опробовании получены притоки нефти дебитом от 33,1 м3/сут до 46 м3/сут через штуцер Ø 6 мм. Толщины нефтенасыщенных коллекторов незначительны и составляют 1,2-1,4 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. Водонефтяной контакт (ВНК) принят условно на отметке минус 3122,7 м по подошве нефтенасыщенных пород по данным каротажа и испытания коллекторов в скважине № 20. Размеры составляют 3,5 х 7 км. - южная залежь связана с заливообразной зоной развития коллекторов, граница которой устанавливается достаточно надёжно. Получены притоки газа с конденсатом дебитами 60,8 тыс. м3/сут и 142,16 тыс. м3/сут через штуцера Ø 6 мм и 14 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят на отметке минус 3177,2 м, соответствующей подошве газонасыщенных пород (по испытанию коллекторов в скважине № 28). Размеры 8 х 14 км, мощность 125 м. Пласт БУ92 является основным (по запасам) объектом. Он обладает наибольшими эффективными толщинами (до 15 м в скважине №25) по сравнению с выше и нижезалегающими продуктивными пластами, характеризуется более обширной площадью распространения коллекторов. В результате бурения и испытания скважин установлено, что залежь имеет нефтяную оторочку, имеющую промышленное значения. Дебит газа с конденсатом от 173,4 тыс. м3/сут до 334,5 тыс. м3/сут через штуцер Ø 14 мм. Фонтанирующее притоки безводной нефти составляют от 28 м3/сут до 113 м3/сут на штуцерах Ø 8-10 мм. Положение ГНК устанавливается по данным испытаний скважин №№ 10, 14, 11 и принят по подошве опробованных газонасыщенных коллекторов в скважине № 11 на отметке минус 3008,4 м. Положение ВНК определялось по данным испытания и каротажа. По данным каротажа наиболее низкое положение нефтенасыщенния коллекторов установлено в восточной и северо-восточной частях площади, в которых пласт насыщен до подошвы, соответственно до отметок минус (3051,3 ­– 3060,0) м. Нефтеносность пласта доказана результатами испытания скважины № 25, где с абс. отм. минус 3050 – 3059 м с получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 29,5 м3/сут. В северной части залежи ВНК, по данным ГИС, устанавливается в интервале отметок минус 3040,3 – 3041,5 м. Данными испытания охарактеризован интервал минус 3032,9 – 3039,9 м, где получен фонтанирующий приток безводной нефти. На юге площади положение контакта принимается на отметке минус 3043,8 м, соответствующей кровле водоносных пластов (по испытанию коллекторов в скважине №12). Таким образом, в северной и южной частях залежи, примыкающей к зоне глинизации пласта, положение ВНК принимается на отметках минус 3040,3м и минус 3043,8 м, понижаясь в восточной и северо-восточной части до минус 3060 м. Наклон контакта составляет 20 м. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 м до 13,4 м, газонасыщенные толщины изменяются в пределах 1,0 – 13,4 м. Объём нефтенасыщенных пород составляет 42 % от суммарного объёма продуктивных пород залежи. Залежь пласта газоконденсатная с нефтяной оторочкой, структурно-литологического типа. Размеры - 15 х 25 км, высота 115 м. Пласт БУ91 имеет неповсеместное распространение. Отсутствие коллекторов отмечается в западной части площади. Зона распространения коллекторов разделяется на два участка, в пределах которых выделяется две самостоятельные залежи: - залежь в районе скважины № 20 вскрыта одной скважиной, при испытании получен приток газоконденсата дебитом 112,3 тыс. м3/сут на штуцере Ø 10 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят на отметке минус 3022,7 м, соответствующей подошве продуктивных коллекторов. Размеры - 1,5 х 4 км, высота 20 м. - основная залежь. Получены притоки нефти от непереливающих в скважине № 19 до фонтанирующих в скважинах №№ 7, 10, 17, с дебитами до 67,2 м3/сут через штуцер Ø 10 мм. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 3,8 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. Положение ВНК принято на отметках минус (3031 – 3039,8) м, с погружением в восточном направлении. Размеры залежи 7 х 24 км, высота 106 м. Пласт БУ83 в песчаных фациях развит в центральной части площади и прослеживается в виде узкой, линейно вытянутой зоны в восточном направлении. Для пласта характерны небольшие эффективные толщины от 0,6 м до 2,8 м. В структурном отношении зона развития коллекторов приурочена к сводовой, северной и восточной присводовым частям структуры. Залежь пласта БУ8 установлена в сводовой части. При испытании в скважине № 3 получен приток газа с конденсатом дебитом 46,27 тыс. м3/сут на штуцере Ø 6 мм. Залежь пласта газоконденсатная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. ГВК принят по подошве продуктивных коллекторов в скважине № 4 на отметке минус 2964,9 м. Размеры залежи составляют 7 х 10 км, высота 22 м. Пласт БУ82 в песчаных фациях имеет весьма ограниченное распространение. К зонам развития коллекторов приурочены три структурно-литологические залежи: - залежь в районе скважины № 7 приурочена к юго-восточному крылу структуры. В северной и западной прилегающих частях, по восстанию пласта залежь экранируется зоной глинизации. При опробовании скважины № 7 получен фонтан газоконденсата дебитом 50,4 тыс. м3/сут на штуцере Ø 8 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят условно на отметке минус 3013,1 м, соответствующей подошве газонасыщенных по каротажу и испытанию коллекторов. Размеры - 2 х 10 км, высота 50 м. В северо-восточной части площади пласт БУ82 в песчаных фациях вскрыт в скважинах №№ 17, 25, 10, 20, 24. Граница этой зоны в южном и западном направлениях проводится достаточно уверенно. Анализ результатов испытания в пределах этой зоны показывает, что четкая дифференциация углеводородов различного фазового состояния по высоте отсутствует. В то же время наблюдается площадная зональность, обусловленная литологическим фактором. - залежь в районе скважин № 10, 17. При их опробовании получены притоки нефти дебитами, соответственно 125 м3/сут на штуцере Ø 10 мм и 6,1 м3/сут при динамическом уровне жидкости в скважине Нср.д.=1378 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая. ВНК условно принят на отметке минус 3015,6 м, соответствующей подошве коллекторов. Размеры 6,5 х 8 км, толщина 65 м. - залежь в районе скважины № 20. При испытании получен фонтан газа с конденсатом дебитом 105,48 тыс. м3/сут через штуцер Ø 12 мм. Залежь газоконденсатная, структурно-литологическая. ГВК принят условно на отметке минус 3003,5 м по подошву газонасыщенных коллекторов. Размеры составляют 2 х 3,5 км, толщина 30 м. На Песцовом месторождении в пластах БУ82, БУ83,БУ91,БУ92,БУ101,БУ102а выявлено 10 залежей с доказанной промышленной значимостью. По фазовому состоянию залежи газоконденсатные, нефтяные и нефтегазоконденсатные. Все они являются литологически ограниченными. В связи с этим высота и размеры залежей контролируются не столько структурным, сколько литологическим фактором, что обуславливает дополнительные сложности при определении границ залежей. Кроме потенциально продуктивных пластов, по которым произведён подсчёт запасов, признаки нефтегазоносности установлены для пластов БУ7,БУ93. Продуктивность пласта БУ93 по данным каротажа отмечается в скважинах №№ 1, 4, 7, 25. При опробовании его в скважине № 1 получен незначительный приток газа, в скважине № 7 – приток нефти с водой, в скважинах №№ 11, 25 – воды с плёнкой нефти. Скважины, в которых получены признаки нефтегазоносности пласта, расположены в восточной части площади, на крыле структуры. В скважинах №№ 2, 3, 5, 9, вскрывших пласт на более высоких отметках, по данным каротажа и испытания, он водоносен. Пласт БУ7 в присводовой части структуры характеризуется повышенными сопротивлениями. При опробовании его в скважине № 5 получен приток воды с плёнкой нефти. В связи с этим можно предполагать, что в самой сводовой части структуры пласт БУ7 продуктивен. Перспективы нефтегазоносности связываются с регионально продуктивными шельфовыми пластами БУ8-13. Нижняя часть толщи контролируется отражающими горизонтами Н220 – Н305 (пласты БУ10-13). Одной из геологических предпосылок обнаружения песчаных пластов в этой части разреза является то обстоятельство, что появление в разрезе проницаемых объектов сопровождается, как правило, аномальным разрастанием его мощности. Клиноформные утолщения часто отражаются в шельфовой формации в виде замкнутых и частично замкнутых поднятий. Наибольший интерес для поисков залежей углеводородов представляют литологические ловушки пластов БУ12-13 соответствующие отражающим горизонтам Н237 – Н305. Верхняя часть толщи заключена между отражающими горизонтами Н200 (шоколадные глины) и Н220 (чеускинская пачка) и представляет собой систему разобщённых, сложнопостроенных, тонкослоистых объектов, отражающихся в волновом поле сложной интегральной картиной. На Песцовом месторождении в песчаных отложениях этой толщи выявлены газоконденсатные и нефтяные залежи пластов БУ82, БУ83, БУ91, БУ92. Перспективные ресурсы по отложениям верхнего подкомплекса (пласты БУ10-13) составляют: газа – 76 млрд. м3, конденсата – 1,7 млн. т. 1.2 Состояния качества вскрытия продуктивных коллекторов Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс на сегодня пока еще находится в стадии разведки и его разработка будет в ближайшие годы. Перспективы разработчиков направлены на освоение неокомского комплекса, где значительный объем работ проводится по верхнему подкомплексу – пласт БУ. Разработка ачимовских отложений в основном осуществляется на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском месторождениях. Всего за период с 1987 по 2005гг. на двух лицензионных участках было построено 80 скважин, из них 62 разведочных и 18 эксплуатационных; по Ново-Уренгойскому – 43 разведочных и 6 эксплуатационных. На Ново-Уренгойском лицензионном участке введено в эксплуатацию 20 скважин, а на Восточно-Уренгойском – 10. Пластовые давления рассматриваемых нефтегазоносных комплексов различны, коэффициенты анамальности пластовых давлений варьируются от 1,3 до 1,9. Пласты относятся к категории – низкопроницаемые. Эти факторы и определяют проблему их освоения, испытания и дальнейшую разработку. Например, в скважине № Р-291 Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) приток нефти производительностью до 47 м3/сут получен был только после осуществления метода, интенсификации гидроразрыва пласта (ГРП). В скважине № 6801 (пласт БУ8) после проведения ГРП дебит по нефти увеличился с 1 м3/сут до 36 м3/сут. После испытания второго объекта на скважине № П – 103 Северо-Самбургского месторождения (интервал 3978,6 – 3988 м, пласт Ач3, перфоратор ПК – 105С, плотность перфорации 10 отв./п.м.) был получен приток дебитом Q = 0,60 м3/сут слаборазгазированной технической воды с пленкой нефти. При повторной перфорации этого интервала совместно с интервалами 3992 – 3994 м и 3999 – 4007 м (перфоратор ПРК – 42 С, плотность перфорации 12 отв./п.м.) при испытании был получен фонтан водно-нефтяной смеси дебитом Q = 29,2 м3/сут (Qн = 10,8 м3/сут, Qв = 18,4 м3/сут). При проведении ГИС выяснилось, что интервал 3978,6 – 3988 м работает нефтью, а интервал 3992 – 3994 м и 3999 – 4007 м - пластовой водой. При испытание 1-го объекта скважины № П-184 Ямбургского месторождения ( пласт Ач4, интервал 3754 -3790 м ) определены следующие параметры пласта: Кп = 13%, Кпр = 0,06мкм2, т.е. пласт относится к 4 классу, низкопроницаемым коллекторам. По данным испытаний в скважине опробывателем пластов (ОПТ) все интервалы, исследованные в этом пласте, оказались бесприточными или слабоприточными. После проведения гидроабразивной перфорации в интервалах 3790-3786 м, 3772-3771 м, 3768-3766 м , 3763-3762 м и перфорации зарядами ПР – 43 в интервале 3751-3760 м ПКС – 80 в интервалах 3754-3761 м и 3768-3786 м был получен фонтан нефти Q = 16 м3/сут. В скв. № О-186 Ямбургского месторождения при испытании второго объекта в интервале 3830-3864 м ( пластАч4) после перфорации зарядами ПКТ-89Н плотностью 20отв./п.м притока практически не получено. С целью интенсификации была проведена повторная перфорация зарядами ПКО – 89С плотностью 20отв./п.м с последующим ГРП. В результате получен приток нефти Qн = 7,2 м3/сут. Эти примеры, а также сведения представленные в таблицах 1.1-1.4 показывают, что в скважинах на стадии вскрытия и разобщения продуктивных пластов, имеет место потери продуктивности - вследствие кольматации пласта при бурении, цементировании, вскрытии платов перфорацией и ремонте скважин приходят необратимые изменения их фильтрационных свойств. Таблица 1.1 - Сведения о результатах освоения валанжинских скважин Уренгойского ГКМ № сква-жины Интервал, м Мощ- ность пласта, м Ожидаемое пластовое давление, МПа Ожида- емый дебит, тыс. м3/сут Вторичное вскрытие Перфора- ционная среда Время на очистку ПЗП,ч Фактичес- кое пластовое давление,МПа Фактичес- кий суточ- ный дебит, тыс.м3/сут Время освоения, ч 109.2 ННС* 3333-3340 3349-3368 26 280 500 ЗПКТ 89 624 отв. NaCl c Y=1050 кг/м3 456 23,5 Диафрагма Ø14 мм 364,68 Ожида-ние5040, осв.960 109.5 СГ** 3672-3397 275 280 500 Фильтр ФС-114 Буровой раствор Y=1050 кг/м3 72 25,4 Диафрагма Ø14 мм 440,72 336 109.1 ННС 3378-3368 3363-3360 3348-3341 20 280 500 ЗКУ-50 390 отв. Конденсат 663 27,5 Диафрагма Ø10 мм 266,00 912 Р-10300 2918-2927 9 240 100-300 ЗПКТ 89 180 отв. Конденсат 216 16,1 Диафрагма Ø14 мм 277,00 1488 Р-10300 2875-2860 15 235 100-300 ПК-105С 300отв. повтор ЗПКТ 89 300 отв. NaCl c Y=1050 кг/м3 Конденсат 816 18,1 Нефть 10 м3/сут 2016 Р-210 Песцо-вое 3884-3890 6 79,5 1млн. м3 ПКТ-89 72 отв. Буровой раствор Y=2140 кг/м3 - 76,9 Диафрагма Ø6,2 мм 160 - Р- 210 Песцо-вое 3931-39-37 6 81,0 1млн. м3 ПКТ-89 144 отв. Буровой раствор Y=2140 кг/м3 192 76,9 Диафрагма Ø6,0 мм 146 1333 ________________________________________________ Примечания. * - наклонно направленная скважина; ** - субгоризонтальная скважина

Похожие:

	Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием...		Реферат по дисциплине “Геология, поиск и разведка нгм” на тему: «Залежи... Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России
	Стандарт организации Для подсчета запасов нефти, проектирования разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений необходимо исследование рvt...		Программа учебной практики по бурению Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа
	Рабочая программа дисциплины Компьютерные технологии в геологии Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа		22. Финансовое право в период гражданский войны. (1918-1920гг.) Отказ от рыночных отношений привел к развалу финансовой системы. Руководство страны ставило своей целью переход к непосредственному...
	Свод правил подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...		Инструкция по оформлению письма-запроса на практику для предприятия... И. М. Губкина просит принять студента факультета разработки нефтяных и газовых месторождений, кафедры разработки и эксплуатации газовых...
	1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал...		Фгбоу во «ЗабГУ» Факультет горный Кафедра подземной разработки месторождений полезных ископаемых Вскрытие и подготовка месторождений скальных руд при разработке способом подземного (шахтного) выщелачивания (ШВ)
	Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество по геологии, поискам,... Открытое акционерное общество по геологии, поискам, разведке и добыче нефти и газа «Печоранефть»		Содержание Введение Общие сведения о районе Геологическая часть Обоснование... Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по...
	Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство... Роительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ распространяется на магистральные и промысловые стальные трубопроводы...		М. Ю. Киреев Приказ №146 от 30. 08. 16 Спортивной стрельбой занимаются во многих странах мира сотни миллионов людей: мужчины, женщины, дети. Значит стрельба интересна,...
	Публичныйдокла д муниципального бюджетного общеобразовательного учреждения Качество образования – один из ключевых факторов, определяющих развитие страны и судьбу ее граждан на ближайшее десятилетие		Пояснительная записка настоящая программа предназначена для подготовки... Программа предназначена для подготовки и переподготовки (повышения квалификации) рабочих по профессии «Оператор по добыче нефти и...