Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин
Осложнения
при эксплуатации нагнетательных скважин
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
.1 Тектоническая характеристика
площади
1.2 Характеристика
литолого-стратиграфического разреза
.3 Водоносность
.4 Нефтегазоносность
.5 Возможные осложнения при
бурении скважин
.6 Отбор керна и шлама
.7 Геофизические работы в
скважине
.8 Интервалы испытания
продуктивных пластов
2. Технологическая часть
.1 Проектирование конструкции
скважины
2.1.1 Выбор конструкции забоя и
расчет глубины скважины
.1.2 Выбор числа обсадных колонн
.1.3 Расчет профиля ствола скважины
.1.4 Расчет диаметров долот и
обсадных колонн
.1.5 Расчет эксплуатационной колонны
на начало эксплуатации (на наружное избыточное давление)
.1.6 Расчет эксплуатационной колонны
на конец эксплуатации
.1.7 Расчет эксплуатационной колонны
на внутреннее избыточное давление
.1.8 Расчет эксплуатационной колонны
на страгивание
.1.9 Расчет цементажа
эксплуатационной колонны
.1.10 Гидравлический расчет
цементирования
.1.11 Расчет бурильной колонны
.1.12 Обоснование интервалов
цементирования
2.2 Крепление скважины
2.3 Выбор способа бурения
.4 Буровые растворы
.5 Выбор типов долот, режимов
бурения
.6 Охрана недр и защита
окружающей среды
3. Техническая часть
Заключение
Список литературы
Приложения
Введение
Цель проекта: составить геолого-технический
наряд на строительство эксплуатационной наклонно-направленной скважины
(скв.182) с обоснованием метода и технологии вторичного вскрытия продуктивного
горизонта. Бурение скважины проектируется в кусте 14 Мало-Усинской площади.
Мало-Усинское месторождение расположено на юге
Еловского района Пермского края. Месторождение открыто в 1971 г. в результате
поисково-разведочных работ на Андреевской разведочной площади. Промышленная
нефтеносность установлена в терригенных отложениях девонского (пл. Д2-а,
Д1, Д0,) и нижне-средневизейского (пл. Мл2, Мл1)
возрастов.
Ближайшими населенными пунктами являются дд.
Шумово и Малая Уса, расположенные непосредственно на территории Мало-Усинского
месторождения.
Связь с областным центром осуществляется по
Горьковской железной дороге от ст. Куеда, по асфальтированному шоссе (через
пункты Уса - Елово - Кукуштан). В летнее время действует водный вид связи -
через Воткинское водохранилище и далее по р. Каме. Ближайший грузовой порт - г.
Чайковский расположен в 40 км ниже по течению от месторождения, выше по течению
расположены пристани Елово и Оса.
В орографическом отношении описываемый район
представляет собой всхолмленную равнину, пересеченную логами, долинами рек и
ручьев.
Абсолютные отметки местности колеблются в
пределах от 147 м до 303 м над уровнем моря. Водоразделы плоские с пологими
склонами. Реки принадлежат бассейну р. Камы. Наиболее крупные из них - рр. Пизь
и Бол. Уса - несудоходны.
Климат района континентальный, среднегодовая
температура составляет +1,5 оС, максимальная температура летом +35 оС,
минимальная -45 оС зимой.
Среднее количество осадков за год 500-600 мм.
Снежный покров устанавливается с декабря, таяние снега начинается в конце
марта. Реки замерзают в конце октября - начале ноября и вскрываются во второй
половине апреля.
Из полезных ископаемых, кроме нефти, отмечены
песчаники, глины, гравий, известняки. Все эти полезные ископаемые имеют местное
значение.
Цель бурения: разработка кыновской залежи
Мало-Усинского нефтяного месторождения. Проектное назначение скважины:
эксплуатационная наклонно-направленная. Проектная глубина 2238,0 м. Способ
бурения - турбинный. Проектный горизонт - кыновский.
1.
Геологическая часть
1.1 Тектоническая
характеристика площади
Исследуемый район в тектоническом отношении
приурочен к крупному структурному элементу южной части Пермского Прикамья -
Верхнекамской впадине.
Мало-Усинское месторождение приурочено к
одноименному поднятию, осложняющему северо-западный борт Куединского вала, и относится
к структурам тектонического типа среднедевонского заложения.
Тектоническое строение месторождения изучено по
результатам интерпретации сейсморазведочных работ (СП 3/55, СП 5/69, СП
5/70-71, СП 29/79, СП 25/80, СП 25/82, СП 25/85, СП 5/90) и по материалам
глубокого разведочного и эксплуатационного бурения.
По ОГ III
(кровля терригенных отложений тиманского горизонта) Мало-Усинское поднятие
имеет субмеридиональное простирание. Размеры структуры в пределах замкнутой
изогипсы минус 1900 м составляют 10,5х1-2,5 км, амплитуда - 31,9 м. Угол
падения восточного крыла, более крутого, достигает 1○36',
западное крыло имеет наклон 1º-1○15'.
Поднятие осложнено двумя куполами: на севере - в районе скв. 9032 (32-бис) и на
юге - в районе скв. 61. Размеры северного купола в пределах замкнутой изогипсы
минус 1890 м составляют 1х0,4 км, амплитуда - 1,8 м. Размеры южного купола по
замкнутой изогипсе минус 1890 м - 5,7х2,2 км, амплитуда - 21,9 м.
По кровле терригенной пачки тульского горизонта
(ОГ IIК)
размеры северного купола (район скв. 9032) в пределах замкнутой изогипсы минус
1360 м составляют 3,8х1,2-0,5 км, амплитуда - 4,5 м. Размеры южного купола в
пределах замкнутой изогипсы минус 1360 м равны 5,5х1,7 км, амплитуда - 23,7.
Структура прослеживается по всем отражающим
горизонтам, имеет унаследованный характер развития, вверх по разрезу
характеризуется соответствием структурных планов.
1.2 Характеристика
литолого-стратиграфического разреза
Описание и стратиграфическое расчленение разреза
Мало-Усинского месторождения проводится снизу вверх согласно «Унифицированной
стра-тиграфической схеме Русской платформы», 1988 г.
Геологический разрез месторождения изучен от
отложений четвертичной системы до вендского комплекса на максимальную глубину
2336 м (скв. 44) по материалам бурения поисковых, разведочных и
эксплуатационных скважин.
Протерозойская группа
Верхний отдел
Вендский комплекс
Отложения вендского комплекса по данным
кернового материала представлены аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми,
слюдис-тыми, плотными, с прослоями алевролитов серых и зеленоватых, плотных,
слабо песчаных. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 136 м (скв.
44).
Палеозойская группа
Девонская система
Представлена отложениями среднего и верхнего
отделов, которые залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях
вендского комплекса верхнего протерозоя.
Средний отдел
Живетский ярус
Старооскольский надгоризонт
Ардатовский горизонт в нижней и верхней частях
сложен преимущественно алевролитами, в разрезе многих скважин по ГИС выделяется
проницаемый песчаный пласт, водонасыщенный на всей площади. Толщина отложений
6-23 м.
Муллинский горизонт представлен алевролитами с
прослоями песчаников и аргиллитов. По данным керна и ГИС в разрезе муллинских
отложений выделяются две песчано-алевролитовые проницаемые пачки, раз-деленные
аргиллитами. Толщина проницаемых пачек изменяется от 3 м до 15 м. К верхней
пачке приурочена промышленная залежь нефти (пласт Д2-а).
По разрезам скв. 9032 (32-бис) и скв. 48 на
Мало-Усинском месторождении в верхней части горизонта выделяются известковистые
и доломитизированные песчаники, которые содержат прослои доломитов,
известняков, известковистых аргиллитов.
Верхний отдел
Франский ярус
Нижнефранский подъярус
Нижнефранский подъярус выделяется в объеме
пашийского и тиманского горизонтов.
Пашийские терригенные отложения представлены
породами аргиллито-песчано-алевролитового подтипа.
Песчаники мелкозернистые, отсортированные, с
нечеткой тонкой, мелкой полого-косой слоистостью. Алевролиты мелко- и
крупнозернис-тые, песчаные. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкоотмученные, с
коричневым и зеленоватым оттенком.
Толщина пашийского горизонта 7-13 м. К
проницаемым разностям песчаников и алевролитов приурочены промышленные
скопления нефти (пласт Д1).
Тиманский горизонт представлен двумя пачками:
нижней - терригенной и верхней - карбонатной.
Терригенная пачка толщиной 25-33 м сложена
алевролитами, песчаниками, аргиллитами.
Алевролиты и песчаники темно-серые, серые, с
зеленоватым и коричневым оттенками, прослоями почти белые, местами
ожелезненные, пестроокрашенные, кварцевые, неравномерно глинистые.
Песчаники мелкозернистые, отсортированные,
неяснослоистые и с полого-косой слоистостью.
Аргиллиты серые, темно-серые, с зеленым и
коричневым оттенками, с очень тонкой и тончайшей горизонтальной слоистостью.
Пачками наблюдается очень тонкое переслаивание темно-, светлоокрашенных
алевролитов и аргиллитов. В подошве тиманского горизонта залегает песчаный
пласт, который хорошо выделяется по комплексу ГИС. К этому пласту приурочена промышленная
залежь нефти (пласт Д0).
Вышележащая карбонатная пачка сложена
известняками от светло-серых до темно-серых. Толщина пачки 6-38 м.
Среднефранский подъярус
Подъярус представлен двумя горизонтами -
саргаевским и доманиковым.
Саргаевский горизонт
Сложен известняками серыми, темно-серыми,
плотными, с подчиненными прослоями доломитов. Толщина отложений 2-17 м.
Доманиковый горизонт представлен известняками
серыми и темно-серыми с коричневым оттенком, плотными, с подчиненными прослоями
доломитов. Толщина горизонта 15-33 м.
Верхнефранский подъярус
Представлен известняками светло-серыми и серыми,
реже темно-серыми с коричневым оттенком, плотными, с подчиненными прослоями
доломитов. Толщина верхнефранских отложений 17-43 м.
Фаменский ярус
Разрез фаменских отложений представлен серыми и
светло-серыми известняками, неравномерно глинистыми, зернистыми, детритовыми
тол-щиной 60-73 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
Разрез турнейского яруса характеризуется
стратиграфической полнотой и отнесен к группе глубоководного шельфа,
межрифовому типу.
Представлен карбонатными и терригенными
породами, что характерно для относительно глубоководных древних морских впадин.
Известняки серые и темно-серые, в различной степени битуминозные и окремнелые,
неравномерно глинистые, прослоями переходящие в известковистые аргиллиты.
Толщина отложений 209-292 м.
Визейский ярус
Нижневизейский подъярус
Кожимский надгоризонт
Представлен радаевским и бобриковским
горизонтами, которые несогласно залегают на отложениях турнейского яруса.
Радаевский горизонт
Характерной особенностью разреза является
изменение толщины отложений радаевского горизонта по площади от 48 м до 110 м
на отдельных участках. Неравномерная толщина осадков связана с заполнением
неровностей расчлененной поверхности турнейских отложений. Отложения
представлены плитчатыми аргиллитами, прослоями алевритистыми, слюдистыми и
песчаниками светло-серыми, почти белыми, мелкозернистыми, хорошо
отсортированными, проницаемыми. На месторождении к радаевским проницаемым
пластам Мл1 и Мл2 приурочены промышленные залежи нефти.
Бобриковские отложения представлены алевролитами
и песчаниками преимущественно глинистыми, слюдистыми, низкопроницаемыми,
толщиной 38-53 м.
Верхневизейский подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт делится на две пачки: нижнюю -
терригенную и верхнюю - карбонатную.
Терригенная пачка представлена переслаиванием
аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, неравномерно
алевритис-тые, плитчатые. Алевролиты светло-серые с прослоями песчаника.
Песчаники светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. Толщина терригенной пачки
33-41 м.
Карбонатная пачка представлена известняками
светло-серыми, зернистыми, крепкими, плотными, переслаивающимися с доломитами.
Толщина отложений 11-24 м.
Серпуховский ярус
Отложения серпуховского яруса представлены
известняками светло-серыми, зернистыми, сахаровидными, крепкими, плотными,
переслаивающимися с доломитами. Толщина отложений 282-308 м.
Средний отдел
Башкирские отложения со стратиграфическим
несогласием залегают на толще серпуховских отложений. Разрез представлен
известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными с растительными
остатками, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым веществом,
аргиллитами сланцеватыми и известковистыми. Толщина 41-60 м.
Московский ярус
Сложен известняками и доломитами серыми и
светло-серыми, плотными, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым
веществом, аргиллитами сланцеватыми и известковистыми. Толщина 234-342 м.
Верхний отдел
Толща нерасчлененного верхнего карбона представлена
переслаиванием плотных, крепких алевролитов и доломитов толщиной 103-176 м.
Пермская система
Нижний отдел
Сакмарский+ассельский ярусы
Представлен известняками и доломитами с
включениям гипса и ангидрита. Толщина отложений 103-184 м.
Артинский ярус
Разрез представлен известняками и доломитами.
Известняки серые, светло-серые, в различной степени доломитизированные, с
включениями гипса и ангидрита. Доломиты серые и темно-серые, известковистые,
плотные, слоистые, с включениями и примазками гипса и глины. Толщина отложений
39-49 м.
Кунгурский ярус
Филипповский горизонт
Горизонт сложен карбонатными породами,
преимущественно доломитами, реже известняками, в нижней части разреза
отмечаются прослои ангидритов. Толщина 12-16 м.
Иренский горизонт
В разрезе преобладают доломиты серые, с
включениями прослоек ангидрита, гипса. Толщина отложений 45-75 м.
Верхний отдел
Верхнепермские отложения сложены красноцветными
породами - глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями известняков и
конгломератов, местами загипсованных. Толщина верхнепермской красноцветной
толщи достигает 441 м.
Четвертичная система
Четвертичные отложения залегают повсеместно на
размытой поверхности верхнепермских пород и представлены глинами, суглинками,
песками и галечниками. Толщина их изменяется от 5 м до 25 м.
Таблица 1. Характеристика
литолого-стратиграфического разреза.
Стратиграфия
подразделения
|
Интервал
залегания, м
|
Толщина,
м
|
Цитологическая
характеристика (вещественный состав горных пород)
|
Категория
буримости
|
Рпл
, МПа
|
Температура,
°С
|
Q
|
0-69
|
69
|
Глина,галечни,
суглинки супеси
|
|
|
|
Р2
|
69-522
|
453
|
Глины,
алевролит, песчаники, мергели
|
|
|
|
P1ln
|
522-557
|
35
|
Ангидриты,
доломит
|
|
|
|
P1fl
|
557-566
|
9
|
Переслаивание
глин, мергелей. В подошве пачка ангидритов.
|
|
|
|
P1a
|
566-581
|
15
|
Ангидриты
с пробел, доломита
|
|
|
|
P1s
|
581-653
|
72
|
Известняки
|
|
|
|
С3
|
653-822
|
169
|
Доломит
|
|
10,1
|
|
С2
тс
|
822-1001
|
179
|
Известняк,
доломит
|
|
|
|
C2
pd
|
1001-1080
|
79
|
Известняк,
доломит
|
|
|
|
C2
ks
|
1080-1196
|
116
|
Доломиты,
известняки с проел, аргиллита
|
|
|
28
|
C2
vr
|
1196-1242
|
46
|
Известняки
|
|
|
28
|
С2
в
|
1242-1296
|
54
|
Доломиты,
известняки
|
|
16,0
|
28
|
C1sp
|
1296-1367
|
71
|
Доломиты,
известняки
|
|
16,9
|
29
|
C1 tl(k)
|
1367-1638
|
271
|
Доломиты,
известняки
|
|
|
29
|
C1вв
|
1638-1655
|
17
|
Песчаники,
алевролиты, аргиллиты
|
|
17,3
|
30
|
C1mn
|
1655-1683
|
28
|
Песчаники,
алевролиты, аргиллиты
|
|
|
30
|
С1tl
|
1683-1710
|
27
|
Известняки,
доломиты
|
|
|
30
|
D3fm
|
1710-1784
|
74
|
Известняки
органогенно-детритовые, доломитизированные
|
|
18,1
|
32
|
D3fr
|
1784-2046
|
262
|
Известняки
органогенно-детритовые, доломитизированные
|
|
18,1
|
32
|
D3sm
|
2046-2092
|
46
|
Известняки,
доломиты
|
|
|
32
|
D3sr
|
2092-2155
|
63
|
Известняки,
доломиты
|
|
18,8
|
32
|
D3kn
|
2155-2172
|
17
|
Известняки,
доломиты
|
|
|
34
|
D3p
|
2172-2177
|
5
|
Известняки
цементированные кальцитом, доломиты
|
|
19,2
|
34
|
D2g
|
2218-2226
|
41
|
Известняки
цементированные кальцитом, доломиты
|
|
|
34
|
1.3 Водоносность
По региональным схемам гидрогеологического
районирования Мало-Усинское нефтяное месторождение расположено в восточной
части Восточно-Русского артезианского бассейна, в Камско-Вятском бассейне
пластовых (блоково-пластовых) напорных вод.
Верхний гидродинамический этаж, включающий в
себя зону активного и замедленного водообмена с земной поверхностью,
представлен четвертичными, спорадически обводненными белебеевскими и
шешминскими отложениями.
Соликамские отложения в районе месторождения
практически безводны. Они совместно с сульфатно-карбонатными отложениями
иренского горизонта толщиною 50-75 м. слагают водоупорную толщу, которая
надежно изолирует нижезалегающие водоносные комплексы.
Нижний гидрогеологический этаж, охватывающий
газонефтеводоносные (ГНВК) комплексы палеозоя соответствует зоне весьма
затрудненного водообмена с земной поверхностью.
Согласно РД 153-39-007-96 физико-химическая
характеристика подземных вод продуктивных радаевских и девонских терригенных
отложений Мало-Усинского месторождения приводится по результатам химического
анализа представительных проб, отобранных в начальных пластовых условиях.
Нижне-средневизейский ГНВК, включающий в себя
радаевские продуктивные отложения и породы тульско-бобриковского возраста, на
Мало-Усинском месторождении в гидрогеологическом отношении совсем не
исследован. Поэтому его характеристика приведена по данным единственного
опробования тульско-бобриковских отложений ближайшего Андреевского
месторождения. Пластовые воды комплекса в этом районе - типичные рассолы
хлоркальциевого типа с коэффициентом метаморфизации (отношение rNa/rCl
= 0,74). Для них характерно сравнительно небольшое содержание сульфатов.
Насыщение сульфатами по А.И. Чистовскому составляло 40 %. Содержание иода и
брома в пластовых водах превышало промышленные кондиции.
Пластовые воды средне-верхнедевонского ГНВК,
преимущественно терригенных пород, содержащего здесь тиманский, пашийский и
живетский продуктивные пласты, на Мало-Усинском месторождении охарактеризованы
только одной пробой. Ее химические характеристики типичны для вод этого района.
В начальных условиях это наиболее минерализованные и высокометаморфизованные
рассолы хлоркальциевого типа (отношение rNa/rCl
= 0,56). Насыщение вод сульфатом кальция по А.И. Чистовскому - 86 %. Подземные
воды комплекса отличаются очень высокой концентрацией брома - 1536 мг/л и
являются потенциальным промышленным сырьем. Содержание йода не соответствует
промышленному - меньше 10 мг/л.
В целом с увеличением глубины возрастает
минерализация, плотность, содержание ионов хлора и объемный коэффициент, а
коэффициент сжимаемости уменьшается, то есть на месторождении развит нормальный
тип гидрохимического разреза.
Содержание брома и магния в пластовых водах
продуктивных горизонтов на начало разработки превышало промышленные кондиции.
Пластовые воды продуктивных отложений в данном районе являются потенциальным
промышленным сырьем.
Химический состав попутно-добываемых вод из
тиманских отложений, опробованный в единственной наблюдательной скв. 119, в
2001-2002 гг. показал в районе влияния нагнетательных скважин сильное
опреснение вод. Судя по минерализации, опреснение пластовых вод произошло в
6-40 раз, по содержанию брома в 3-10 раз. Содержание брома в попутной воде
девонских терригенных отложениий не достигает промышленной кондиции.
Исследования водообильности пород на
Мало-Усинском место-рождении немногочисленны. Большие притоки пластовых вод
были отмечены при работе пластоиспытателем из серпуховских отложений - 324-398
м3/сут (скв. 61) и из саргаевско-кыновских отложений - 595 м3/сут
(скв. 54).
На соседних Андреевском, Кирилловском и
Кустовском месторождениях притоки пластовых вод с большими дебитами были
зафиксированы в основном из девонских терригенных отложений.
Совместимость пластовых вод девонских
терригенных отложений месторождения с попутными водами из тиманского пласта и
смесью попутных вод с ЦПС Малая-Уса - хорошая.
Использование для системы ППД попутных и
пластовых вод следует после соответствующей подготовки по удалению
сероводорода, нефтепродуктов и механических примесей.
1.4 Нефтегазоносность
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделенных в
разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Мало-Усинском месторождении
промышленно нефтеносны: девонский терригенный (пл. Д0, Д1, Д2-а)
и нижне-средневизейский (пл. Мл1 и Мл2).
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Пласт Д2-а отделен от вышележащего
пласта аргиллитовым разделом толщиной 1-2 м. Общая толщина пласта изменяется от
5,0 м до 15,0 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0,8 м до 4,8 м. Коэффициент
песчанис-тости изменяется в пределах 0,21-0,35, расчлененности - 1,5-2,0.
К пласту приурочены две промышленные залежи
нефти. Одна залежь нефти выделена на северном куполе в районе скв. 9032 - 56 по
данным ГИС и результатам испытания пластоиспытателем скв. 56 в пределах ВНК
минус 1931,6 м. Размеры залежи 1,5х4,2 км, высота - 5,3 м. Тип залежи -
пластовая сводовая.
Вторая нефтяная залежь выделена на южном куполе
в районе скв. 124. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1926,2 м по данным
ГИС и опробованию скважин. Размеры залежи 1,4х0,5 км, высота - 15,1 м. Тип
залежи - пластовая сводовая, литологически экранированная.
Небольшая залежь нефти в районе скв. 43
промышленного значения не имеет.
Пласт Д1
Залегает непосредственно под пластом Д0
и отделен от него пачкой аргиллитов толщиной 1-2 м.
Коллекторами являются песчаники мелкозернистые
алевритистые и алевритовые, алевролиты.
Общая толщина пласта изменяется от 4,4 м до 9,2
м, эффективная нефтенасыщенная от 0,6 до 4,4 м. Коэффициент песчанистости равен
0,24, расчлененности - 1,4.
К пласту приурочена залежь нефти с ВНК,
установленным на абсолютной отметке минус 1942,8 м по данным ГИС и опробованию
скв. 48. Размеры залежи составляют 7,5х2,5 км, высота - 36,6 м. Тип залежи -
пластовая сводовая, литологически экранированная.
Пласт Д0
Выделяется в подошве терригенной пачки
тиманского горизонта по данным ГИС и керна. Пласт Д0 на значительной
части площади замещен плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 7,6
до 13,4 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0,4 м до 9,4 м. Коэффициент
песчанистости составляет 0,4, коэффициент расчлененности - 2,1.
К пласту приурочена залежь нефти с ВНК, принятым
на абсолютной отметке минус 1929 м по данным ГИС и опробованию скважин. Размеры
залежи составляют 7,0х2,5 км, высота - 40,5 м. Тип залежи - пластовая сводовая,
литологически экранированная.
Нижне-средневизейский терригенный
нефтегазоносный комплекс
Отложения комплекса представлены чередованием
песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Установлено сложное литологическое строение
радаевских отложений, частое замещение коллекторов плотными породами. По
промыслово-геофизическому материалу в радаевских отложениях выделяется два
пласта - Мл2 и Мл1, разделенные между собой аргиллитовым
прослоем толщиной 1-4м.
Пласт Мл2 на довольно значительной
части площади месторождения замещен плотными породами. Общая толщина пласта
составляет 10,4-35,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 м
до 9,4 м. Коэффициент песчанистости - от 0,36 до 0,47, расчлененности - от 3,3
до 6,3.
К пласту приурочены три залежи нефти. На
северном куполе выделена одна нефтяная залежь в районе скв. 9032. ВНК принят на
абсолютной отметке минус 1451,2 м по данным ГИС и опробованию скв.32. Размеры
залежи 1,8х1,1 км, высота - 10,6 м. Тип залежи - пластовая сводовая
водоплавающая.
На южном куполе выделены две нефтяные залежи в
районе скв. 143 и скв. 119. ВНК по залежи нефти в районе скв. 143 принят на
абсолютной отметке минус 1451,6 м по данным ГИС и опробованию. По типу залежь
пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 1,1х0,7 км, высота
- 5,8 м.
ВНК в районе скв. 119 принят на абсолютной
отметке минус 1459 м по данным ГИС. По типу залежь пластовая сводовая
водоплавающая. Размеры залежи 0,5х0,3 км, высота - 12,3 м.
Пласт Мл1 литологически не выдержан
по площади. Общая толщина пласта составляет 9,9-19,5 м. Эффективная
нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,5 м до 7,5 м. Коэффициент
песчанистости - 0,26, расчлененности - 2,2.
Залежь нефти приурочена к северному куполу. ВНК
принят на абсолютной отметке минус 1437,8 м по данным ГИС и опробованию скв.
32.
При опробовании пласта в скв. 32 получили
фонтанный приток нефти дебитом 37,02 т/сут, на штуцере 9 мм, при абсолютной
отметке нижнего отверстия перфорации минус 1437,8 м (с учетом проницаемого
прослоя﴿.
ذàçىهًû
âûنهëهييîé
çàëهوè ٌîٌٍàâëےٍ 1,4ُ1,0 êى, âûٌîٍà - 6,1 ى. زèï
çàëهوè
- ïëàٌٍîâàے
ٌâîنîâàے.
آ ويîé
÷àٌٍè ىهٌٍîًîونهيèے
ïî
نàييûى
أبر ïëàٌٍ âîنîيàٌûùهي.
1.5
آîçىîويûه
îٌëîويهيèے
ïًè
لًَهيèè ٌêâàوèي
زàلëèِà
2. خٌëîويهيèے
ïًè
لًَهيèè ٌêâàوèيû
¹ 182.
بيٍهًâàëû
مëَلèي, ى
|
آèن
îٌëîويهيèé
|
دًè÷èيû,
âûçûâàùèه
îٌëîويهيèے
|
رïîٌîلû
ëèêâèنàِèè
|
20-28
140 - 154
|
دîمëîùهيèه
ïًîىûâî÷يîé
وèنêîٌٍè
|
حàëè÷èه
âûٌîêîïًîيèِàهىûُ
ïîًîن. خٍêëîيهيèه
ïàًàىهًٍîâ
لًَîâîمî ًàٌٍâîًà
îٍ ïًîهêٍيûُ
è ًهçêîه
ïîâûّهيèه
مèنًîنèيàىè÷هٌêîمî
نàâëهيèے.
|
سٌٍàيîâêà
ِهىهيٍيûُ
ىîٌٍîâ.
|
خوèنàهىûه
â
ïًîِهٌٌه
لًَهيèے
îٌëîويهيèے, ٍàêèه
êàê
îٌûïè è îلâàëû
ٌٍهيîê ٌêâàوèيû,
يهôٍهمàçîâîنîïًîےâëهيèے
يه يàلëنàٌٍے.
1.6 خٍلîً
êهًيà
è
ّëàىà
بٌٌëهنîâàيèه
êهًيà ٌâîنèٌٍے
ê ٌëهنَùهىَ:
. ثèٍîëîمè÷هٌêàے
ُàًàêٍهًèٌٍèêà
ïîًîنû;
. رًٍàٍèمًàôè÷هٌêàے
ïًèâےçêà;
. خïًهنهëهيèه
ٍهêًٌٍَû,
ًٌٍَêًٍَû,
ٌَëîâèé çàëهمàيèے;
. سٌٍàيîâëهيèه
يàëè÷èے
ïًèçيàêîâ
َمëهâîنîًîنîâ;
. ثàلîًàٍîًيûه
èçَ÷هيèے
êهًيà
(îïًهنهëهيèه
ïîًèٌٍîٌٍè,
ïًîيèِàهىîٌٍè,
يهôٍهيàٌûùهييîٌٍè
ïîًîنû).
آ ïًîِهٌٌه
لًَهيèے
ٌêâàوèيû
¹ 182 îٍلîً
êهًيà
يه ïًهنٌَىàًٍèâàهٌٍے.
1.7 أهîôèçè÷هٌêèه
ًàلîٍû
â
ٌêâàوèيه
دًè
ïًîهêٍèًîâàيèè
مëَلîêèُ ٌêâàوèي
ïًهنٌَىàًٍèâàهٌٍے
êîىïëهêٌ
ïًîىûٌëîâî-مهîôèçè÷هٌêèُ
èٌٌëهنîâàيèé,
îلهٌïه÷èâàùèُ ًàٌ÷ëهيهيèه
ïًîéنهييî