Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Зарегистрируйся в два клика и получи неограниченный доступ к материалам,а также
промокод
на новый заказ в Автор24. Это бесплатно.
В тектоническом отношении Русское месторождение приурочено к одноименному поднятию, которое располагается в пределах Русского вала, осложняющего северную часть Русско-Часельского мегавала.
Месторождение отличается исключительной сложностью геологического строения, является многопластовым и разбитым тектоническими нарушениями на изолированные блоки. В пределах сеноманских отложений (пласт ПК1-7) выделена нефтегазовая залежь высоковязкой нефти, осложненная тектоническими нарушениями.
На месторождении пробурено 60 скважин, в 48 из них отобран керн. Общий метраж проходки с отбором керна составил 3627,8 метра, вынос керна 1707,2 метров, что составляет 47,06 % от проходки с отбором керна и 2,6 % от общей глубины скважин.
Сейсмическими исследованиями 3Д охвачено 250 км2 территории ЛУ (его центральная часть). Плотность 2Д сейсмопрофилей на месторождении составляет 3,5 км/км2.
Методика всех выполненных ранее сейсморазведочных работ была нацелена, главным образом, на изучение глубоких горизонтов, поэтому кратность наблюдений и качество материала в верхней части разреза (где сосредоточены основные залежи нефти и газа на Русском месторождении), недостаточны для детального изучения геологического строения толщи пластов ПК1-7. Уверенно коррелируется кровля пласта ПК1, корреляция же нижезалегающих пластов ПК2-7 проблематична, также существуют трудности изучения геологических параметров разреза и построения сейсмофациальный модели залежи. Поэтому рекомендуется при проведении в будущем 3Д сейсморазведочных исследований выбирать методику полевых работ и параметры обработки оптимальные для горизонтов ПК1-7.
Нефтеносность пласта ПК1-7 приурочена к антиклинальной складке, вытянутой в субмеридиальном направлении. Складка осложнена рядом разрывных нарушений. Основное нарушение с амплитудой 250 м проходит с севера на юг и делит структуру на два неравнозначных мегаблока: меньший – опущенный, западный и больший – приподнятый, восточный. Нефтяная оторочка на всей площади имеет контакт с подстилающей водой, на 80% площади – с газовой шапкой. Естественный режим залежи - упругий и малоэффективный газоводонапорный.
Локализация скоплений нефти и газа в пределах выявленных блоков контролируется, главным образом, разрывными тектоническими нарушениями на границах блоков, а по периферии залежи - структурными прогибами и склонами. Однако глинистые разделы между пластами и пачками не выдержаны по площади и разрезу, опесчаниваются, поэтому проследить их (глинистые разделы) от скважины к скважине уверенно невозможно. На этом основании предполагаются наличие гидродинамической связи в пределах всей продуктивной толщи крупных блоков и массивный тип залежи
Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы
. В пределах отдельных блоков экранирующую роль играют глинистые пласты и пачки толщиной 0,5-15 м.
По современным представлениям, сеноманская залежь разделена тектоническими разломами на 14 гидродинамически самостоятельных блоков.
Продуктивная толщина сеноманских залежей приурочена к глубинам 660-920 м, сложена преимущественно макронеоднородными песчано-алевролитовыми породами аркозового и полевошпат-кварцевого состава, с терригенными поровыми коллекторами с невыдержанными пропластками и линзами глинистых пород. Содержание глинистого цемента варьирует в пределах от 8,8 до 27,7%. Предобладающим минералом цемента является каолинит, реже хлорит и гидрослюда. Встречается монтморилонит (до 12,1% в проницаемой части). Продуктивные коллектора с пористостью в среднем 29-33% слабосцементированы, сильно неоднородны по проницаемости (от 0,006 до 3,6 мкм2). Коллектора хорошо прослеживаются, но имеют высокую расчлененность, толщина прослоев - 1÷2 м. Нефть тяжелая (плотность в пластовых условиях 0,902 т/см3), высоковязкая (μн=217 мПа·с в пластовых условиях и 490 мПа·с в поверхностных), с низким содержанием серы (0,31%) и парафина (1,09%), смолистая (10,1%). При начале кипения 2000С, содержание фракций, выкипающих до 3000С, составляет 12%.
Нефть соответствует основным требованиям для изготовления реактивного и дизельного топлива, мазута, а также может быть использована как сырье для каталитического крекинга, производства арктических индустриальных масел, дорожного битума, разных видов электродного кокса.
Нефть соответствует основным требованиям для изготовления реактивного и дизельного топлива, мазута, а также может быть использована как сырье для каталитического крекинга, производства арктических индустриальных масел, дорожного битума, разных видов электродного кокса.
Характеристики толщин, песчанистости и расчлененности продуктивного пласта в целом приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристика толщин и параметров неоднородности пласта ПК1-7 Русского месторождения
Параметры Значение
Эффективная нефтенасыщенная толщина минимальное, м 1
максимальное, м 65,51
среднее, м 25,53
Коэф. вариации, % 53,48
Эффективная газонасыщенная толщина минимальное, м 1
максимальное, м 162
среднее, м 29,16
Коэф. вариации, % 79,19
Общая эффективная толщина минимальное, м 117,99
максимальное, м 212,38
среднее, м 164,67
Коэф. вариации, % 8,31
Коэффициент песчанистости, д.ед. минимальное, д.ед
50% курсовой работы недоступно для прочтения
Закажи написание курсовой работы по выбранной теме всего за пару кликов. Персональная работа в кратчайшее время!
